- •Содержание
- •Введение
- •Описание технологичекого процесса и технологической схемы комплекса упн «Лугинецкое» Описание технологичекого процесса
- •I Cтупень сеперации
- •II Ступень сепарации
- •III Ступень сепарации
- •2. Методы исследования нефти
- •2.1 Нефть. Общие технические условия
- •2.2 Методы испытаний нефти.
- •2.2.1 Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости
- •2.2.2 Методы определения фракционного состава
- •2.2.3 Метод определения содержания воды
- •2.2.4 Определение плотности ареометром
- •Проведение испытания
- •2.2.5 Определение плотности и относительной плотности пикнометром
- •2.2.6 Метод определения механических примесей
- •2.2.7 Метод определения парафинов
- •2.2.8 Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов
- •2.2.9 Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуо- ресцентной спектрометрии
- •2.2.10 Метод определения хлорорганических соединений
- •2.2.11 Определение давления паров методом расширения
- •3. Методы исследования пластовой воды
- •3.1 Пластовая вода
- •3.2 Методы измерений пластовой воды
- •3.2.1 Методика измерений массовой концентрации хлорид-ионов в пробах природных подземных и сточных вод меркуриметрическим методом.
- •3.2.2 Методика измерний массовых концентраций карбонат-ионов в пробах природных подземных и сточных вод титриметрическим методом.
- •3.2.3 Методика измерений массовых концентраций ионов кальция, магния в пробах природных подземных и сточных вод комплексонометрическим методом.
- •3.2.4 Методика измерений массовых концентраций сульфат-ионов в пробах природных подземных и сточных вод турбидиметрическим методом
- •3.2.5 Измерений общей жесткости в пробах природных подземных и сточных вод титриметрическим методом.
- •3.2.6 Методика измерений водородного показателя в пробах природных подземных и сточных вод потенциометрическим методом
- •3.2.7 Методика измерений содержания механических примесей в пробах природных подземных и сточных вод гравиметрическим методом.
- •3.2.8 Методика выполнения измерений объемной доли воды в нефтяной эмульсии методом «Горячего отстоя»
- •3.2.10 Методика измерений массовой концентрации нефти в пробах сточных вод фотометрическим методом
- •Индивидуальное задание.
- •Заключение
- •Список используемой литературы
2.2.10 Метод определения хлорорганических соединений
Сущность метода состоит в перегонке нефти до определения хлорорганических соединений с целью получения фракции нафты.
По содержанию хлорорганических соединений во фракции нафты оценивают их содержание в нефти.
Метод устанавливает определение содержания хлорорганических соединений в промытой фракции нафты восстановлением бифенилом натрия с последующим потенциометрическим титрованием.
Проведение испытания
1. 500 см3 испытуемого образца нефти помещают во взвешенную круглодонную колбу. Взвешивают колбу, заполненную нефтью, и записывают ее массу с погрешностью не более 0,1 г. Колбу присоединяют к аппарату для перегонки. Вокруг колбы помещают электронагревательный кожух и укрепляют снизу.
Электронагревательный кожух присоединяют к регуляторам нагрева. Включают нагрев и начинают перегонку до получения показания термометра 204 °С.
Нагрев регулируют так, чтобы скорость перегонки составляла приблизительно 5 см3/мин.
При температуре 204 °С перегонку заканчивают, отсоединяют и удаляют приемный цилиндр. Отключают регуляторы температурыи снимают с колбы нагревательный кожух. Взвешивают приемный цилиндр с дистиллятом и записывают массу.
2. Фракцию нафты переносят из приемного цилиндра в делительную воронку и промывают три раза равными объемами раствора гидроокиси калия 1 моль/дм3. После этого нафту промывают три раза равными объемами воды.
Раствор гидроокиси калия удаляет сероводород, а вода удаляет следы неорганических хлоридов, присутствующих в сырой нефти или растворе щелочи, как загрязняющие примеси.
После завершения промывок фракцию нафты фильтруют, чтобы удалить оставшуюся воду, собирают в чистый стеклянный сосуд с притертой пробкой и определяют массовую долю хлорорганических соединений с помощью бифенила натрия и потенциометрического титрования или с помощью сжигания и микрокулонометрического титрования.
3. Для расчета плотности пробы нефти и фракции нафты отбирают по 10,0 см3 каждого образца (используя мерную колбу вместимостью 10 см3) и взвешивают с погрешностью не более 0,1 г [13].
2.2.11 Определение давления паров методом расширения
Сущность метода
1. Пробу необходимого объема отбирают из системы отбора под давлением (цилиндр с плавающим поршнем) и вводят в измерительную терморегулируемую камеру с внутренним подвижным поршнем при 20 °С или выше. После герметизации объем камеры увеличивается за счет перемещения поршня до конечного объема, соответствующего требуемому соотношению объемов паровой и жидкой фаз. Затем регулируют температуру измерительной камеры.
2. После достижения равновесия температуры и давления измеренное давление записывают как VPCRX данной пробы. В процессе измерения испытуемую пробу перемешивают встряхиванием измерительной камеры в течение от 5 до 30 мин для достижения равновесия давления.
Проведение испытания
1. Устанавливают температуру ввода пробы в измерительную камеру в диапазоне от 20 °С до 37,8 °С. Для проб сырой нефти с температурой текучести выше 15 °С температура ввода пробы должна быть не менее чем на 5 °С выше температуры текучести пробы.
2. Устанавливают соотношение V/L, равное Х:1.
3. Тщательно перемешивают пробу в цилиндре с плавающим поршнем, находящимся под давлением, с помощью механической мешалки для обеспечения однородности пробы и подсоединяют выпускной патрубок цилиндра к впускному патрубку аппарата.
4. Ввод испытуемой пробы в измерительную камеру проводят по инструкциям изготовителя. Объем пробы должен быть таким, чтобы после достижения конечного объема измерительной камеры было достигнуто установленное соотношение V/L.
5. После закрытия впускного клапана увеличивают вместимость измерительной камеры до максимального значения.
6. Включают встряхивающее устройство и оставляют его включенным в течение всей процедуры измерения.
7. Регулируют температуру до значения, установленного для испытания. Температура испытания должна быть не менее чем на 10 °С выше температуры текучести пробы.
8. После достижения температурного равновесия между измерительной камерой и пробой измеряют общее давление паров каждые (30 ± 5) с. Когда три последовательных показания будут различаться не более чем на 0,3 кПа, записывают данное давление паров как VPCRX (Т, °С) [14].