Определение содержания механических примесей в нефти

Содержание механических примесей в нефти определяется по ГОСТ 6370—83 (СТ СЭВ 2876—81), в товарной нефти оно не должно превышать 0,05%. Навеску нефти 100 см³ разбавля­ют подогретым бензином, и затем эту смесь фильтруют через доведенный до постоянной массы беззольный фильтр. По окон­чании фильтрации фильтр с осадком промывают горячим бен­зином до тех пор, пока на фильтре не останется следов нефте­продуктов и растворитель не будет стекать совершенно прозрач­ным и бесцветным. По окончании промывки фильтр с осадком переносят в стаканчик для взвешивания (в котором перед этим сушился чистый фильтр), сушат с открытой крышкой не менее одного часа в сушильном шкафу при 105—110 °С, после чего стаканчик закрывают крышкой, охлаждают в эксикаторе в те­чение 30 мин и взвешивают.

Содержание М механических примесей в массовых процен­тах вычисляют по формуле

,

где Gi— масса стаканчика с фильтром и механическими приме­сями, г; G₂ —масса стаканчика с чистым фильтром, г; G₂— навеска испытуемой нефти, г.

Содержание механических примесей вычисляют как среднее арифметическое двух параллельных определений:

М_ср=(М₁+М₂)/2.

После определения содержания воды, механических примесей и солей можно подсчитать массу нетто нефти по формуле:

Определение давления насыщенных паров нефти

Давление насыщенных паров нефти характеризует степень ее испаряемости. При испарении жидкости в замкнутом прост­ранстве происходит постепенное насыщение последнего парами жидкости до тех пор, пока при данной температуре не наступит равновесие, т. е. такое состояние, когда пространство над жид­костью не воспринимает больше паров.

Пары, находящиеся в равновесии с жидкостью, называются насыщенными.

Давление насыщенных паров данной жидкости возрастает с повышением температуры.

Чем выше упругость паров нефти, тем интенсивнее, при про­чих равных условиях, она испаряется.

Максимально допустимое давление насыщенных паров то­варной нефти не должно превышать 6G650 Па при температуре в месте сдачи нефти.

Определение давления насыщенных паров нефти заключается в измерении давления, вызываемого парами испытуемой нефти,. it замкнутой камере определенных размеров при 38°С и при соотношении объемов жидкой и паровой фаз 1 : 4.

Лабораторные экспресс-методы определения качества нефти

Для ускорения процесса определения качества нефти разра­ботаны и применяются лабораторные влагомеры и солемеры, В качестве примера приводится описание лабораторного измери­теля содержания солей ЛИС-1. Прибор основан на частотно-диэлькометрическом принципе, согласно которому частота, при которой наблюдается максимум диэлектрических потерь, прямо пропорциональна количеству солей в дисперсной фазе. Процесс измерения состоит из двух этапов: 1) вымывание солей из из­меряемой пробы дистиллированной водой на механическом диспергаторе, т. е. приготовление эмульсии, в которой все соли пе­реведены в дисперсную фазу; 2) определение частоты, соответ­ствующей максимуму диэлектрических потерь, и умножение ее величины на известный коэффициент пересчета для получения результата в единицах содержания солей.

Прибор ЛИС-1 состоит из емкостного преобразователя и из­мерительного блока. Измеряемую пробу заливают в пол-литро­вую банку и устанавливают на кронштейне преобразователя. Затем включают двигатель, и эмульсия циркулирует через преобразователь, который соединен кабелем с измерительным бло­ком. Последний позволяет снять зависимость потерь от частоты и определить, при какой частоте наблюдается максимум потерь.

Процесс вымывания длится 5—10 мин, в зависимости от при­меняемого диспергатора и стойкости измеряемой эмульсии, процесс измерения — 3—5 мин. После измерения преобразова­тель и диспергатор промывают соляровым маслом для удале­ния остатков предыдущей пробы. Процесс промывания занима­ет не более 5 мин.

Пределы измерения содержания солей: без разбавления — от 0 до 5 мг/л, с дополнительным разбавлением от 0 до 50 000 м г/л.

Кроме описанного солемера широкое распространение полу­чили лабораторный солемер ИОН-Л и лабораторный влагомер ВЭН-2М.