Система лабораторного контроля - Свойства и состав нефти

Для проведения анализов и определения качественных характеристик нефти организуется система лабораторного контроля.

Большинство методов оценки и анализа свойств и качества стандартизовано и по назначению, которые подразделяются на:

Приемосдаточные

Контрольные

Полные

Арбитражные

Специальные.

Приемосдаточный анализ проводят для установления соответствия произведенного, поступившего или отгруженного нефтепродукта показателям качества.

Контрольный анализ проводят в процессе приготовления или хранения нефтепродукта.

Полный анализ позволяет дать оценку качества по основным эксплуатационным свойствам для партии продукта, отгружаемой с завода, или перед "закладкой" продукта на длительное хранение.

Арбитражный анализ выполняют на главном предприятии отрасли по данному виду продукции или в нейтральной компетентной лаборатории в случае возникновения разногласия между поставщиком и потребителем. Число контролируемых показателей при этом может быть различным.

Специальный анализ проводится по узкой группе нефтепродуктов.

Качественный анализ нефти представляет собой весьма важную, но порой достаточно сложную задачу. Для ее решения привлекаются стандартизированные методы анализа. При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды. В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица 1).

Таблица 1. Классы нефти

Класс нефти	Наименование	Массовая доля серы, %
1	Малосернистая	До 0,60 включ.
2	Сернистая	От 0,61 >> 1,80
3	Высокосернистая	>> 1,81 >> 3,50
4	Особо высокосернистая	Св. 3,50

Сера в нефти находится в виде сероводорода, меркаптанов и сульфидов до 6%, иногда - в свободном виде. Сера и ее соединения активно взаимодействуют с металлами, также вызывая сильную коррозию. Обнаруживают их по резкому запаху и действию на растворы свинцовых солей. Следует заметить, что содержание серы в нефти ухудшает ее качество, вызывая серьезные осложнения в технологии переработки, подготовки и транспорта нефтей.

В современных условиях содержание общей серы в нефти определяют в соответствии с ГОСТ Р 51947-2002 "Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии". Сущность метода состоит в том, что испытуемый образец помещают в пучок лучей, испускаемых источником рентгеновского излучения. Измеряют характеристики энергии возбуждения от рентгеновского излучения и сравнивают полученный сигнал счетчика импульсов с сигналами счетчика, полученными при испытании заранее подготовленных калибровочных образцов.

Содержание сероводорода, метил и этилмеркаптанов определяют в соответствии с ГОСТ Р 50802 "Нефть. Метод определения сероводорода, метил - и этилмеркаптанов". Сущность метода заключается в разделении компонентов анализируемой пробы с помощью газовой хроматографии, регистрации выходящих из хроматографической колонки сероводорода, метил - и этилмеркаптанов пламенно-фотометрическим детектором (ПФД) и расчете результатов определения методом абсолютной градуировки.

По плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов:0 - особо легкая; 1 - легкая; 2 - средняя; 3 - тяжелая;4 - битуминозная (таблица 2):

Таблица 2. Типы нефти

Наименование параметра	Норма для нефти типа
0	1	2	3	4
Для предприятий РФ	Для экспорта	Для предприятий РФ	Для экспорта	Для предприятий РФ	Для экспорта	Для предприятий РФ	Для экспорта	Для предприятий РФ	Для экспорта
1. Плотность при t
20 °С	Не >830,0	830,1-850,0	850,1-870,0	870,1-895,0	Более 895,0
15 °С	Не > 833,7	833,8-853,6	853,7-873,5	873,6-898,4	Более 898,4
2. Выход фракций, % Не менее, до t:
200 °С	-	30	-	27	-	21	-	-	-	-
300 °С	-	52	-	47	-	42	-	-	-	-
3. Массовая доля парафина %, не более	-	6	-	6	-	6	-	-	-	-

Фракционный состав нефтяной смеси определяется обычно простой перегонкой или ректификацией, а на практике его определяют стандартным перегонным аппаратом и измеряют в объемных или массовых единицах. Разделение таких сложных смесей, как нефть и конденсат, на более простые называют фракционированием.

Сущность метода при определении фракционного состава по ГОСТ 2177-99 "Методы определения фракционного состава" заключается в перегонке 100 см3 испытуемого образца при условиях, соответствующих природе продукта и проведении постоянных наблюдений за показаниями термометра и объемами конденсата. В процессе перегонки составляющие его компоненты отгоняются в порядке возрастания их температур кипения. При этом отмечают температуру начала перегонки (н. к.) и объемы дистиллятов при 100, 120, 150, 160°С, а далее через каждые 20°С до 300°С. Обычно бензиновые фракции выкипают в пределах 35-205°С, керосиновые - 150-315°С, дизельные - 180-420°С, тяжелые масляные дистилляты - 420-490°С, остаточные масла - выше 490°С.

Перегонку нефтепродуктов с температурами кипения до 370°С ведут при атмосферном давлении, а с более высокими -- в вакууме или с применением водяного пара (для предупреждения их разложения).

Для исследования содержания парафинов в нефти использую метод, который основан на малой растворимости парафина при низких температурах в определенной группе органических растворителей.

В лабораторных условиях испытания проводят по ГОСТ 11851-85 "Метод определения парафина". Настоящий стандарт устанавливает два метода (А и Б) определения массовой доли парафина в нефти. Метод А заключается в предварительном удалении асфальтово-смолистых веществ из нефти, их экстракции и адсорбции и последующем выделении парафина смесью ацетона и толуола при температуре минус 20 С0. Метод Б заключается в предварительном удалении асфальтово-смолистых веществ из нефти вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550 С0 и выделении парафина парным растворителем - смесью спирта и эфира при температуре минус 20 С0.

По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1-3 (таблица 3).

Таблица 3. Группы нефти

Наименование показателя	Норма для нефти группы
1	2	3
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
2 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)
5 Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 2040С, млн.-1 (ррm), не более	10	10	10

Для оценки массовой доли свободной и растворенной воды в нефти используют количественные методы анализа.

Метод перегонки с нерастворимым в воде растворителем (метод Дина и Старка) по ГОСТ 2477-65 "Методы определения воды" наиболее распространен в лабораторной практике. Сущность метода состоит в нагревании пробы нефти с нерастворимым в воде растворителем и измерении объема сконденсированной воды в приемнике ловушке.

ГОСТ 21534-76 "Методы определения содержания хлористых солей" предусматривает два метода определения хлористых солей нефти:

А - титрованием водного экстракта,

Б - неводным потенциометрическим титрованием.

Метод А заключается в извлечении хлористых солей из нефти горячей водой. При этом содержащиеся в нефти кристаллики солей переходят в водный раствор. В водном экстракте определяют хлористые соли титрованием раствором азотно-кислой ртути в присутствии индикатора дифенилкарбазида до появления розовой окраски.

Метод Б используют при определении хлористых солей непосредственно в нефти. Пробу нефти растворяют в смешанном растворителе и титруют раствором азотно-кислого серебра в изопропиловом спирте.

Все стандартные методы определения содержания механических примесей основаны на гравиметрическом анализе. Методы количественного исследования содержания механических примесей основаны на свойстве всей углеводородной части нефти полностью растворяться в органических растворителях. Нерастворившийся остаток, задерживаемый фильтром при фильтровании раствора нефти, характеризует содержание в последнем механических примесей.

Для определения содержания механических примесей в лаборатории используют ГОСТ 6370-83 "Метод определения содержания механических примесей", который так же основан на растворении нефти в бензине или толуоле, промывании осадка после фильтрации раствора через бумажный фильтр, высушивании и взвешивании осадка.

Наряду с фракционным составом давление насыщенных паров нефти так же характеризует степень ее испаряемости. При испарении жидкости в замкнутом пространстве происходит постепенное насыщение последнего парами жидкости, пока при данной температуре не наступит равновесие, то есть такое состояние, при котором пространство над жидкостью не воспринимает паров. Пары, находящиеся в равновесии с жидкостью, называются насыщенными.

Давление насыщенных паров нефти определяют по ГОСТ 1756-52 "Определение давления пара методом Рейда".

Настоящий стандарт распространяется на сырую нефть, летучие невязкие нефтепродукты и моторные топлива и устанавливает следующие методы определения давления насыщенных паров: А - для нефти и нефтепродуктов с давлением насыщенных паров до 180 кПа; Б - для нефти и нефтепродуктов с давлением насыщенных паров свыше 180 кПа.

Жидкостную камеру аппарата наполняют охлажденной пробой испытуемого продукта и подсоединяют к воздушной камере при температуре 37,8 °С. Аппарат погружают в баню с температурой (37,8 ± 0,1) °С и периодически встряхивают до достижения постоянного давления, которое показывает манометр, соединенный с аппаратом. Показание манометра, скорректированное соответствующим образом, принимают за давление насыщенных паров по Рейду.

Так как внешнее атмосферное давление нейтрализуется начальным атмосферным давлением в воздушной камере, давление пара по Рейду является приблизительно абсолютным давлением пара испытуемого продукта при 37,8 °С в кПа.

Давление пара по Рейду отличается от истинного давления пара пробы вследствие незначительного испарения пробы и присутствия водяных паров и воздуха в ограниченном пространстве.

Одним из важных показателей качества товарной нефти является содержание в ней хлорорганических соединений. Наличие хлорорганических соединений является потенциально опасным для нефтеперерабатывающих процессов и выявляется в процессе очистки технологического оборудования, трубопроводов или резервуаров.

Образовавшаяся в реакторах гидроочистки или риформинга соляная кислота приводит к коррозии оборудования. Определение хлорорганических соединений в нефти может выполняться с помощью нескольких методов, описанных в разных ГОСТах. Например, ГОСТ 31378-2009 "Нефть. Общие технические условия" нормирует содержание хлорорганических соединений на уровне 10 мг/кг во фракции нефти выкипающей при 204єС.

Анализ необходимо проводить не реже чем раз в десять дней методами по ГОСТ Р 52247-2004 "Нефть. Методы определения хлорорганических соединений". В данном ГОСТе введено три метода определения хлорорганических соединений: потенциометрическое титрование (метод А), микрокулонометрическое титрование (метод Б) и рентгенофлуоресцентный метод (метод В).

Все методы включают отбор пробы нефти, отгонку фракции нафты (204єC), отмывку нафты от сероводорода и неорганических хлоридов. По содержанию хлорорганических соединений во фракции нафты оценивают их содержание в нефти.

Система лабораторного контроля - Свойства и состав нефти

Похожие статьи