Нефтепродукты содержание в воде

Рассмотрены оперативные методы определения в нефтях и нефтепродуктах содержания воды и механических примесей, а также вязкости и температуры застывания дизельных топлив в потоке. [c.403]

Все стандартные методы определения содержания механических примесей в нефтепродуктах (табл. 27) основаны на весовом анализе. Исключение составляет проба на прозрачность, применяемая для характеристики содержания воды и механических примесей, в некоторых сортах топлив. [c.163]

Нефтеловушки — это прямоугольный железобетонный резервуар, разделенный на несколько секций и предназначенный для удаления нефти, а также взвешенных осадков, прошедших через песколовку. Глубина ловушки составляет 2—2,4 м, ширина секции 2—6 м, длина определяется нз расчета, чтобы средняя продолжительность пребывания воды в ловушке составляла около 2 ч при расчетной скорости потока 0,003—0,008 м/с. Содержание нефтепродуктов в воде, выходящей из нефтеловушки, составляет около 100 мг/л. [c.318]

Определение содержания воды в нефтепродуктах (ГОСТ 2477—65) [c.161]

В нефтепродуктах содержание воды значительно меньше, чем в нефтях. Большинство нефтепродуктов по отношению к воде обладает очень низкой растворяющей способностью. Кроме того, нефтяные дистиллятные топлива обладают и меньшей, чем нефть, эмульгирующей способностью, так как в процессе переработки удаляется значительная часть смолистых веществ, нафтеновых кислот и их солей, серосодержащих соединений, которые, как сказано выше, играют роль эмульгаторов. [c.24]

Цель настоящей работы - дать основные сведения о составе, свойствах, особенностях нрименения топлив и масел для автомобильного транспорта, сопоставить отечественные и зарубежные марки осветить практические вопросы, связанные с количественным и качественным учетом нефтепродуктов, методы и средства определения плотности нефтепродуктов, содержания воды и механических примесей. [c.4]

Содержание воды в нефтепродуктах определяют в соответствии с методом, предусмотренным ГОСТ 2477—65 с последую-Ш.ИМИ из.менсннями и дополнениями. Метод количественного определения содержания лоды основан на принципе отгонки воды и растворителя от нсфтепролухта с последующим их разделением в градуированном приемнике на два слоя. [c.30]

На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации. Так, на заводских установках используют автоматические анализаторы качества ( на потоке ), определяющие содержание воды и солей в нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топлива, масляных дистиллятов, температуру выкипания 90 % (масс.) пробы светлого нефтепродукта, вязкость масляных фракций, содержание продукта в сточных водах. Некоторые из анализаторов качества включаются в схемы автоматического регулирования. Например, подача водяного пара в низ отпарной колонны автоматически корректируется по температуре вспышки дизельного топлива, определяемой с помощью автоматического анализатора температуры вспышки. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых потоков применяют хроматографы. [c.12]

По современным требованиям содержание свободной воды в реактивных топливах не должно превышать 0,002—0,003% (масс.) [1]. В других нефтепродуктах содержание воды допускается в больших пределах [например, в мазутах — 1 -ь 2% (масс.)]. [c.8]

В тех случаях, когда малое содержание воды в авиационных бензинах, моторных топливах, изоляционных, турбинных и специальных маслах не может быть определено по методу, предусмотренному ГОСТ 2477—65, применяют количественный метод, основанный на взаимодействии гидрида кальция с водой, содержащейся в испытуемом нефтепродукте, и измерении объема выделившегося при этом водорода (ГОСТ 8287—57). [c.162]

Пробу анализируемой нефти (нефтепродукта) перемешивают в течение 5 мин. Вязкие и парафинистые нефти (нефтепродукты) предварительно нагревают до 50—60 °С. Если в исходной пробе нефти (нефтепродукта) содержание воды более 0,5 %, то ее обезвоживают фильтрованием через прокаленный хлорид натрия или другое твердое обезвоживающее вещество. [c.118]

Определение содержания воды в нефтепродуктах [c.161]

ПОВЕДЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ ВО ВНЕШНЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОМ ПОЛЕ Коалесценцию капель в электрическом поле выской напряженности используют, как правило, для разрушения эмульсий типа В/Н, полярная жидкость которых, имеющая №льшую диэлектрическую проницаемость и относительно высокую электропроводность (вода), диспергирована в неполярной жидкости с небольшой диэлектрической проницаемостью и сравнительно низкой электропроводностью (нефть, нефтепродукты). Так, диэлектрическая проницаемость воды, молекулы которой характеризуются большим электрическим дипольным моментом, составляет 81, в то вревкш как диэлектрическая проницаемость нефти - около 2. Усредненная диэлектрическая проницаемость водонефтяной эмульсии зависит от содержания воды в ней и с ростом обводненности увеличивается [41, 42]. Электропроводность чистой воды равна 10" - 10" Ом" -см", а соленой - еще больше. Электропроводность безводной нефти составляет всего 10" - 10" Ом" см" . При увеличении содержания воды проводимость эмульсии значительно повышается. [c.47]

Применяются общие и специальные методы анализа нефтепродуктов. Первые служат для определения физико-химических свойств, нормируемых для большинства товарных нефтепродуктов, например, содержание воды, золы, механических примесей, кислотность и т. д. [c.150]

Перед анализом жидкий нефтепродукт тщательно взбалтывают в течение 5 мин, а вязкие и парафинистые нефтепродукты подогревают (не выше 60° С). От тщательно перемешанного нефтепродукта берут навески на анализы, в первую очередь для определения содержания воды, механических примесей, коксуемости и зольности, а затем уже для определения других показателей. [c.156]

Для характеристики содержания воды в нефтепродуктах пользуются как качественными, так и количественными методами определения (табл. 26). [c.161]

Уровень нефтепродукта до и после слива, уровень подтоварной ноды до и после слива, температура, нлотность, содержание воды и механических прпмесей [c.141]

Количественное содержание воды в нефтях и во всех нефтепродуктах определяют по способу Дина и Старка. Этот метод заключается в том, что 100 з испытуемого нефтепродукта (для смазок берется 25 з) нагревают в смеси со 100 см растворителя в приборе Дина и Старка. Растворитель, испаряясь, увлекает за собой содержащуюся в нефтепродукте влагу. Пары воды и растворителя конденсируются в холодильнике, и отогнанная вода оседает на дно приемника — градуированной ловушки. По количеству воды в ловушке рассчитывают процентное содержание ее в нефтепродукте. [c.162]

Степень осушки зависит от температуры процесса осаждения, которая не должна быть более 35 °С, так как указанное выше остаточное содержание воды близко к количеству воды, растворимому в нефтепродукте при этой температуре. [c.37]

Коррозия металлов в нефтепродуктах имеет свои специфические особенности и в значительной мере определяется наличием в них растворенной и свободной воды. В реальных условиях хранения, транспортирования и применения нефтепродуктов происходят постоянное насыщение их водой и конденсация ее на металлических поверхностях. Содержание воды в топливах может колебаться в широких пределах [от 0,001 до 0,01% (масс.)] и зависит от условий эксплуатации техники и от климатических факторов [298]. Главным источником накопления воды в нефтепродуктах является атмосферная влага, которая при изменении температуры нефтепродуктов и стенок резервуаров (топливных баков и др.) конденсируется на металлических поверхностях. [c.282]

Допустимое содержание воды и негорючих примесей принимается до 0,1 % для маловязких и до 1—2% — для вязких нефтепродуктов (в этом случае количество осадка ограничивается значением 0,25%). [c.476]

Присутствие в нефтепродуктах малых количеств (до 1%) воды сказывается на вязкости в сторону ее незначительного уменьшения. Так, мазут, имевший в безводном состоянии 35=14,47 и 50=5,46, после прибавки 1% воды показал зо=14,35 и 50= = 5,42. Повышение вязкости при сколько-нибудь значительном содержании воды объясняется тем, что мельчайшие капельки ее оседают у спускного отверстия и на стенках спускного канала вискозиметра, замедляя этим самым скорость истечения масла. [c.44]

Примечание. Показатели качества нефтепродуктов определяются методами испытаний по следующим ГОСТам цетановое число — 3122—67, фракционный состав — 2177- 6, кинематическая вязкость — 33—66, кислотность и кислотное чис-сло — 5985—59, зольность — 1461—59, содержание серы — 1771—48, содержание меркаптановой серы — 6975—57, содержание меркаптановой серы потенциометрическим титрованием—9558—60, испытание на медной пластинке — 6321—69, водорастворимые кислоты и щелочи — 6307—60, механические примеси — 6370—59. содержание воды — 2477—65, температура вспышки в закрытом тигле — 6356—52, температура вспышки в открыто.- тигле — 4333—48. условная вязкость — 6258—52. коксуемость — 5987—51, коксуемость 10%-ного остатка дизельного топлива — 5061—49, температура помутнения и начало кристаллизации — 5066—56, температура застывания — 1533—42, содержание сероводорода — 11064—64, содержание смол — 1567—56, определение цвета — щ 2667—52, йодное число — 2070—55 содержание серы хроматным способом — 1431—64, [c.9]

Таким образом, в сырой нефти остается относительно небольшое количество олеофобных загрязнений. Однако даже в таком количестве олеофобные примеси в нефти, поступающей на переработку, приносят большой вред, поскольку вызывают хлористоводородную и сероводородную коррозию всего нефтеперегонного оборудования. Кроме того, при подогреве нефти выпадающие из пластовой воды соли забивают трубы теплообменников, печей и нарушают нормальный технологический режим установок, что приводит к ухудшению качества нефтепродуктов и сокращению сроков работы оборудования. Содержание воды в нефти, поступающей на перегонку, не должно превышать 0,1-0,2%, так как сама вода является наиболее нежелательной олеофобной примесью. Уже на испарение воды при перегонке затрачивается в восемь раз больше тепла, чем на испарение такого же количества углеводородов нефти. В присутствии воды при подогреве нефти происходит гидролиз хлор -дов и образуется соляная кислота, оказывающая сильное коррозионное действие на оборудование. [c.6]

Анализ нефти состоит из определения плотности, содержания воды, солей и потенциального содержания светлых нефтепродуктов и масел или их компонентов. Нефть анализируют перед переработкой данные анализа дают возможность определить, какой режим перегонки следует установить па установке и какие продукты и в каком количестве следует из нее получить. [c.213]

Уровень нефтепродукта до и после налива, температура, плотность, содержание воды п механических примесей [c.141]

Уровень нефтепродукта до и пое.пе налива, уровень подтоварной воды до п после на. пша, темпер тура. плотность, содержание воды и механических примесей То же [c.142]

Уровень нефтепродукта, уровень подтоварной воды, температура, плотность, содержание воды Объемное количество, температура, нлотность, содержание воды Масса [c.143]

При контакте нефтепродуктов с водой последняя находится частично в капельно-взвешенном и главным образом в эмульгированном состоянии, содержание ее может достигать у дизельных топлив до 30 %. При длительном отстаивании (табл. 1.1) топливо в значительной степени освобождается от воды, и ее остаток составляет 2-3 %, причем вода находится в эмульгированном высокодисперсном и растворенном состоянии. Газотурбинные топлива (особенно по ГОСТ 10433-75) обводняются в значительно большей степени, чем дизельные, а вода из них при отстаивании отделяется медленнее, так как она задерживается в виде хорошо стабилизированных полидисперсных эмульсий. Например, при смешивании газотурбинных топлив с водой последняя отделяется полностью из топлив МРТУ 12Н №110-64 только через 12 часов отстаивания, а из топлив ГОСТ 10433-75 через 24 часа. При подогреве топлив до 50-60 °С вода отстаивается значительно быстрее. [c.18]

Колбы для разгонки нефтепродуктов Колбы для разгонки бензола, толуола и ксилола Вискозиметры Пинкевича Измерительные колбы к вискозиметру для определения условной вязкости Приемники — ловушки аппарата для количественного определения содержания воды Пикнометры Отстойнпки [c.36]

Точное содержание воды в нефтепродукте определяется путем перегонки с разбавителем по способу Дина и Оарка. [c.212]

Кроме таких общих с другими нефтепродуктами характеристик, как вязкость, температуры застывания и вспышки, содержание воды и механических примесей, кор розионность, испаряемость и т. д., смазки обладают рядом специфических свойств, присущих только им эффективная вязкость — величина этого показателя характеризз ет зфовень и постоянство энергетических потерь в узле трения, т. е. устойчивость его работы предел прочности и термоупрочнение определяют способность смазки удерживаться на движущихся деталях, наклонных поверхностях, в негерметизированных узлах трения (предел прочности), а также сохранять свойства в процессе эксплуатации (термоупрочнение) пенетрация характеризует консистенцию (густоту) смазки тем-п атура каплепадения определяет верхний температурный предел работоспособности смазки, а склонность к сползанию — способность предотвращать разрывы пленки на вертикально закрепленных поверхностях, что особенно важно для консерва-ционных смазок коллоидная и механическая стабильность характеризуют постоянство состава и свойств смазки при хранении и эксплуатации. [c.468]

Оба метода получили широкое распространение, но не являются достаточно точными при содержании воды от О до 1%. Для нефтей с таким содержанием воды рекомендуется применять метод Фишера, являющийся модификацией стандартного метода (А8ТМ0 1744), определения воды в жидких нефтепродуктах. Повышение точности достигается применением л-этилпиперидина. В отечественной практике этот метод пока не находит широкого применения. [c.142]

Процесс ведут в ректификационной насадочной колонне с двумя отпарными секциями, смонтированными соосно с колонной. Производительность установки до 1 кг/ч. Для перегонки на аппарате РУСТ-2 можно использовать нефть с содержанием воды не бопее 0,1%. Дпя обеспечения максимальной (потенциальной) доли отгона каждого нефтепродукта ипи их суммы разделительную способность копонны РУСТ-2 выбирают такой, чтобы при нормальной ее работе не быпо напеганИя температур кипения (по ГОСТ 2177 - 82) смежных продуктов. Это возможно при эффективности насадки между каждой парой выводимых нефтепродуктов не менее семи теоретических тарелок. Четкость разделения регулируется также интенсивностью теп-лопсавода в отпарных секциях. [c.211]

Нефть и нефтепродукты отгружаются в танках судов без пломб. Пригодность танков судна для налива нефти или нефтепродуктов в техническом и коммерческом отношении определяется перевозчиком. Качество нефти и нефтепродуктов в танках судов определяется на основании анализа проб, отобранных из танков после налива — в порту отправления и перед сливом — в порту назначения. При обнаружении в порту назначения более повышенного содержания воды в нефти или нестандартности нефтепродуктов по сравнению с данными паспорта качества и требованиями соответствующих государственных стандартов вопрос об ответственности грузоотправителя и перевозчика решается сторонами в претензионном порядке, а при неурегулировании спора — органом арбитража в зависимости от результатов анализа арбитражных проб нефти и нефтепродуктов, хранящихся у грузоотправителей, и анализов капитанской пробы , следовавшей с грузом. [c.77]

Для количественного определения содержания воды в нефтепродуктах применяют аппарат по ГОСТ 1594—69 Е. Аппарат представляет собой узкогорлую колбу /, соединенную непосредственно прн помощи шлифа с отводной трубкой приемника-ловушки 2 н холодильника 3 (рис, 6). Доиускается применение до пол нительно к аппарату с /юрмальным шлифом колбы типа KU1 45/50 п прямым переходом типа П1 по ГОСТ 23932—79 а также металлической кол бы, пая-нной медью. [c.30]

Масса нефтепродуктов при отпуске в железнодорожные цн терны, как и при их приеме, определяется взвешиванием либо объемно-массо вы.м методом. При определении. массы нефтепродукта объемно-массовым методом грузоотправитель в товаротранспортной накладной указывает тип цистерны полное наи-.менование и марку нефтепродукта плотность при температуре измерения уровня в цистерне уровень (или объем) процент содержания воды и массу нефтепродукта в каждой цисгерие. [c.112]

Значения pH нефтесодержащих вод лежат в пределах 6-7. Поверхностное натяжение при 20 °С составляет 6,75—7,25 мкДж/см , что позволяет сделать заключение о наличии некоторого количества поверхностноактивных компонентов, вьшолняющих роль эмульгаторов. Солевой состав вод представлен преимущественно хлоридами натрия и кальция. Значительное содержание солей позволяет допустить возможность образования ионно-электростатического фактора устойчивости. Содержание нефтепродуктов в водах как в поверхностном слое, так и в объеме изменяется в процессе эксплуатации. [c.35]

Holford Pro esses , Англия), коалесцирующего (,,Hydrovan , Голландия). По рекламным данным эти сепараторы могут работать в различных режимах с остаточным содержанием нефтепродуктов в воде 3—10 мг/л. [c.59]

На рис. 4.7 представлена экспериментальная установка диполофоре-тического разделения нефтесодержащих вод. По трубопроводу вода через запорный кран подается в смесительный бак 2. Туда же подается нефтепродукт —дизельное масло летнее из исходной емкости нефтепродукта 1 через запорный кран. В смесительном баке при помощи насоса 3 приготавливают эмульсию нефтепродукта в воде, которая при помощи того же насоса по трубопроводу направляется в диполофоретическую ячейку 4, где подвергается электрообработке. Сконцентрированная эмульсия отводится через патрубок, а очищенная вода по трубопроводу направляется в мерный цилиндр 5. Анализ содержания нефтепродукта в очищенной воде осуществляли спектральным методом. [c.71]

Значительно влияние напряжения на электродах в пределах от 30 до 90 В. Дальнейшее повышение напряжения мало влияет на очистку. Снижение напряжения ниже 30 В резко уменьшает эффективность процесса. Влияние толщины слоя диэлектриков наблюдается при значениях от 3 до 5 мм. Наблюдающееся снижение конечного содержания нефтепродукта в воде при толщине диэлектрика около 20 мм можно объяснить появлением эффекта фильтрации, а не диполофоретического концентрирования. [c.72]

Эксплуатация установки предусматривается на морской воде, т. е. концентрация солей в воде должна быть 15—29 г/л. Для определения влияния солесодержания на эффект очистки на лабораторном электрокоагуляторе были проведены исследования эмульсий с различным содержанием КаС1 при оптимальных режимах обработки. Концентрация нефтепродукта в воде составляла 5 000 мг/л. Установлено, что при концентрации соли до 3 г/л наблюдается незначительное повышение эффекта очистки. Это может быть связано с увеличением силы тока, и, как следствие. [c.76]

Таким образом, применяя двухступенчатую схему очистки электрокоагулятор — диполофоретические ячейки, можно снизить содержание нефтепродуктов в воде до минимальных значений. [c.77]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология