2.3.5.2. Хлористые соли.

В добываемых нефтях могут содержаться хлориды, карбонаты, сульфаты и иодиды в основном натрия, магния и кальция. Эти соли находятся в растворенном состоянии и в виде кристаллов. Присутствие солей в нефтях затрудняет их транспортирование по нефтепроводам и переработку на НПЗ. Соли откладываются на поверхности труб теплообменников и печей, в результате чего коэффициент теплопередачи уменьшается, расход энергии увеличивается, производительность установки снижается, увеличиваются затраты на исправления качества продуктов и ремонт оборудования, себестоимость продукции растет. При этом возможен прогар труб в печах.

Из перечисленных солей самыми нежелательными являются хлориды. Хлориды, входящие в состав нефтей, ведут себя по-разному:

- хлористый натрий в условиях подготовки и первичной переработки нефти практически не гидролизуется. Для гидролиза NaCl необходимы температуры выше 400 ⁰С;

- хлористый кальций гидролизуется до 10 % с образованием HCl при температурах 150 – 160 ⁰С;

- хлористый магний гидрролизуется на 90 %, причем при низких температурах.

Хлористые магний и кальций являются причиной коррозии оборудования:

(хлористоводородная коррозия)

Реакции гидролиза идут с участием воды, содержащейся в нефти, либо кристаллизационной воды.

Коррозия будет более интенсивной, если нефть содержится сероводород:

Хлористое железо переходит в водный раствор, а освобождающийся сероводород вновь реагирует с железом.

Коррозия идет как при высоких (в теплообменниках и печах), так и при низких (в конденсаторах и холодильниках) температурах. Комбинированное воздействие HCl и H₂S приводит к сильной коррозии оборудования.

С целью удаления воды и солей из нефтей последние подвергают обезвоживанию и обессоливанию нефти – два взаимосвязанных процесса. Поскольку основная масса солей сосредоточена в пластовой воде, то удаление воды приводит одновременно к обессоливанию нефти.

В основе процессов обезвоживания и обессоливания лежит разрушение нефтяных эмульсий. При обезвоживании разрушается природная эмульсия, а при обессоливании – искусственная эмульсия, которую получают смешением обезвоженной нефти с пресной водой.

Метод определения содержания хлористых солей в нефти заключается в экстрагировании хлористых солей из нефти горячей водой и титровании водной вытяжки хлоридов раствором азотнокислой ртути по реакции

3.1. Плотность.

Под абсолютной плотностью понимают массу вещества заключенную в единице объема. Размерность в системе СИ - кг/м³ (допускается г/см³).

Для нефтей и нефтепродуктов определяют относительную плотность , которая представляет собой отношение плотности нефтепродукта при 20 ⁰С к плотности воды при 4 ⁰С и является безразмерной величиной. Поскольку плотность воды при 4 ⁰С равна 1 г/см³ относительная плотность численно равна абсолютной. На Западе часто используют t₁ = t₂ = 60 F, что примерно соответствует 15 ^оС.

Плотность нефти и нефтепродуктов уменьшается с повышением температуры нагрева. Изменение плотности в зависимости от температуры может быть рассчитано по формуле Менделеева Д.И.

,

где  - относительная плотность нефтепродукта при температуре испытания;

- относительная плотность нефтепродукта при температуре 20 ⁰С;

α - поправка на изменение плотности при изменении температуры на один градус (находится по справочной литературе);

t - температура, при которой определяют плотность нефтепродукта, ⁰С.

Плотность необходима для расчета массы нефтей и нефтепродуктов при их приеме, отпуске и учете, поскольку учет количества нефтей и нефтепродуктов в объемных величинах неудобен, так как объем жидких нефтепродуктов зависит от температуры, которая изменяется в довольно широких пределах. Величина плотности входит составной частью во многие формулы, используемые при технологических и механических расчетах. Кроме того, плотность является нормируемым показателем для многих товарных нефтепродуктов. Плотности нефтей и нефтепродуктов находятся в следующих пределах:

- нефти - 0,720-1,070, чаще 0,800-0,900 г/см³;

- бензиновые фракции - 0,650-0,760 г/см³;

- керосиновые фракции - 0,775-0,850 г/см³;

- дизельные фракции - 0,810-0,890 г/см³;

- вакуумные газойли - 0,820-0,930 г/см³;

- масляные дистилляты - 0,880-0,940 г/см³;

- гудроны - 0,970-0,985 (иногда 1,020-1,040) г/см³.

Величина обратная плотности – удельный объем – используется при расчете количества нефтепродуктов. Единицы изиерения в системе СИ - м³/кг (м³/т).

Плотность газов при стандартных условиях (давление - 0,1 МПа, температура - 0°С) находят по формуле

,

где g – плотность газа, кг/м³ или г/см³;

М – молярная масса газа, кг/кмоль или г/моль;

22,4 – объем одного кмоль газа, м³.

Плотность газа при условиях, отличных от стандартных, температуре Т (К) и давлении Р (МПа) можно определить по формуле

.

Обычно определяют относительную плотность газов как отношение плотности газа к плотности воздуха (r_в =1,293 кг/м³).

 

Все углеводородные газы, кроме метана, имеют плотность выше единицы.

Определение плотности.

Наиболее простым способом определения плотности является определение плотности при помощи ареометра (рис.2.1). Ареометры выпускаются с ценой деления шкалы от 0,0005 до 0,005 г/см³ с термометрами и без термометров.

Рис. 2.1. Ареометр: 1 – шкала плотности; 2 – линия отсчета; 3 – термометр; 4 – груз.

Рис.2.2. Пикнометры.

В стандартах на нефтепродукты плотность указывается при температуре 20 или 15⁰С.

Плотность вязких нефтепродуктов с кинематической вязкостью до 200 мм²/с следует определять при температурах более высоких – 40 ⁰С с последующим пересчетом на стандартные условия по формуле Д.И. Менделеева.

В случае очень вязких нефтепродуктов с кинематической вязкостью более 200 мм²/с предварительное его нагревание до температур свыше 40 ⁰С не дает должного эффекта, так как погрешность при вычислении плотности по формуле Менделеева часто превышает допустимую. Поэтому перед определением плотности очень вязких нефтепродуктов их предварительно разбавляют равным объемом керосина с известной плотностью.

Принимая, что в смеси плотности вязкого нефтепродукта (ρ₁) и маловязкого разбавителя (ρ₂) подчиняются правилу аддитивности, плотность смеси (ρ₃) находим, как среднее арифметическое из плотностей ρ₁ и ρ₂

 

_откуда

Однако точность такого определения очень вязкого нефтепродукта существенно снижается при значительной разнице в плотностях испытуемого нефтепродукта и нефтепродукта - разбавителя.

Пикнометр (рис.2.1) позволяет определить плотность с точностью до 0.00005. Применяют пикнометры различной формы и емкости – в зависимости от агрегатного состояния и плотности исследуемого вещества.