Нефть и нефтепродукты

Бюджетное образовательное учреждение Омской области среднего профессионального образования
«Омский промышленно-экономический колледж»
Учебное пособие по ПМ.02 Ведение технологического процесса
на установке 1 и 2 категории
МДК 02.02 «Технический анализ
и контроль производства»
2013
Автор: О. Л. Овчинникова, преподаватель ОПЭК
Настоящее пособие разработано в соответствии с требованиями ФГОС
СПО для специальности 240134 Переработка нефти и газа по ПМ.02 Ведение
технологического процесса на установке 1 и 2 категории, МДК 02.02
«Технический анализ и контроль производства».
В пособии изложены физические свойства нефти, ее происхождение и
значение для современной жизни человека. Рассмотрены основные правила
отбора проб жидких нефтепродуктов с учетом техники безопасности, дана
квалификационная характеристика пробоотборщицы.
Для проверки и закрепления полученных знаний, умений и практического
опыта по МДК предложены контрольные вопросы и практические задачи.
Пособие предназначено для студентов Омского промышленноэкономического колледжа (ОПЭК).
Рецензент: Л.Г. Дручинина, преподаватель ОПЭК
2
Физические свойства и происхождение нефти
Нефть - это жидкий горючий материал, распространенный в осадочной
оболочке Земли. По составу нефть представляет собой сложную смесь
углеводородов (парафины, циклопарафины, ароматические) и соединений,
содержащих помимо углерода и водорода гетероатомы - кислород, серу и азот.
По внешнему виду нефть - маслянистая жидкость, флуоресцирующая на
свету. Цвет нефти зависит от содержания и строения содержащихся в ней
смолистых веществ; известны темные (бурые, почти черные), светлые и даже
бесцветные нефти. Нефть легче воды и почти нерастворима в ней. Вязкость
нефти определяется ее составом, но во всех случаях она значительно выше, чем
у воды.
Нефть - это горючий материал, ее теплота сгорания выше, чем у твердых
горючих полезных ископаемых (угля, сланца, торфа), и составляет около
42
МДж/кг. В отличие от твердых горючих ископаемых нефть содержит мало
золы.
Свое название нефть получила от персидского слова
нафата,
означающего «просачивающаяся, вытекающая».
Происхождение нефти является одной из наиболее сложных проблем
современной науки. Значительное большинство геологов и химиков являются
сторонниками теории органического происхождения нефти, однако отдельные
ученые считают, что нефть образуется в природе абиогенным способом, за счет
различных химических превращений неорганических веществ. Сторонником
этой теории был Д.И. Менделеев (1877г.). В последние годы были выдвинуты
также гипотезы космического, магнетического, вулканического происхождения
нефти, которые не получили широкой поддержки.
Большая часть геологических и геохимических наблюдений и фактов,
накопленных в мировой науке о нефти на сегодняшний день, включая и
масштабы
различных
процессов
образования
углеводородов,
подтверждает гипотезу органического происхождения нефти.
3
лучше
Сущность
этой теории заключается в том, что нефть и газ образуются из органического
вещества, находящегося в рассеянном состоянии в осадочных породах.
Считается, что основным органическим материалом, накапливающимся в
осадочных породах, являются отмершие остатки микрофлоры и микрофауны,
развивающиеся в морской воде, к которым примешивались остатки животного и
растительного мира.
В верхних слоях осадочной породы захороненный органический материал
подвергается воздействию кислорода и бактерий и в значительной мере
разлагается с образованием газов ( СО2, N2, NH3, СН4 и др.) и растворимых в
воде жидких продуктов. Наиболее устойчивая к химическому и бактериальному
воздействию часть исходного органического материала остается в осадке.
В дальнейшем, по мере погружения в толщу осадочной породы, эти
органические вещества в течение многих миллионов лет на глубине 1,5 - 3,0 км
и ниже подвергаются уже в восстановительной среде действию повышенных
температур (примерно до 120 - 150, реже 2000С) и давления 10 - 30 МПа, а
также каталитическому влиянию вмещающих пород (в основном, глин). По
современным воззрениям именно в этой стадии в результате термических и
термокаталитических процессов органические вещества, и главным образом
липиды (жиры, воск, масла), превращаются в углеводороды нефти.
Нефтеобразование
-
весьма
сложный,
многостадийный
и
очень
длительный химический процесс. Так как исходный органический материал
находится в рассеянном состоянии, то очевидно, что продукты его превращения
- нефть и газ -
также первоначально рассеяны в нефтематеринской, чаще
глинистой породе.
Но вследствие своей подвижности нефть и газ также, как и вода способны
передвигаться, мигрировать, в толще пород. В дальнейшем в результате
движения по пористым пластам и при вертикальной миграции, возникающей
под влиянием гравитационного и тектонического факторов, нефть и газ
скапливаются в так называемых ловушках, т.е. в таких
4
участках пористых пород, откуда дальнейшая миграция невозможна или очень
затруднена.
Скопления нефти в этих ловушках называются нефтяными залежами.
Если количество нефти или газа в залежи достаточно велико или в данной
структуре пластов имеется несколько залежей, то говорят о нефтяном,
нефтегазовом или газовом месторождении.
Как правило, большая часть
нефтяных ловушек-залежей находится на значительной глубине (900 - 2300м).
Выходы нефти на поверхность земли достаточно редки.
Мировые разведанные запасы нефти оцениваются в 90 - 95 млрд.т, а
прогнозные запасы составляют 250 - 270 млрд.т. Наиболее крупные нефтяные
месторождения расположены в арабских странах (Саудовская Аравия, Кувейт,
Ирак), Северной и Западной Африки (Ливия, Алжир), а также в Иране,
Индонезии, некоторых странах Северной и Южной Америки.
На территории бывшего СССР нефть добывается и в давно известных
нефтеносных районах (Баку, Грозный, Дагестан, Западная Украина, Сахалин,
Ухта), и на промыслах, открытых в 20 - 30-е годы (Башкирия, Татарстан,
Куйбышевская,
Саратовская,
Волгоградская
области),
и
на
новых
месторождениях (полуостров Мангышлак, Республика Коми, Белоруссия).
Свыше двух третей нефти в настоящее время получают на месторождениях
Западно-Сибирского нефтегазоносного района.
Промышленная добыча нефти началась в середине ХIХв.
Значение нефти для различных отраслей хозяйства чрезвычайно велико.
Из нефти вырабатываются всевозможные виды жидкого топлива (бензин,
керосин, дизельное, котельное, газотурбинное топлива), смазочные
и
специальные масла, пластичные смазки, парафин, технический углерод
(сажа),битумы, нефтяные коксы, синтетические смолы и каучуки, СМС и др.
5
Краткие исторические сведения
Нефть и природный горючий газ были известны человеку несколько тысяч
лет назад. В трудах Геродота (Vв. до н.э.), Плутарха и других ученых
приводится описание источников нефти, расположенных в Индии,
Персии, Сирии и на островах Средиземного моря. Плутарх, описывая походы
Александра Македонского (IVв. до н.э.) , сообщил об источниках нефти,
обнаруженных на Амударье и на берегу Каспийского моря. Древнегреческому
ученому Гиппократу (IV - Vв. до н.э.) принадлежат рецепты многих лекарств, в
состав которых входит нефть.
Нефть уже в древности начали применять как топливо и средство
для освещения. Первоначально использовали жидкую нефть, самостоятельно
изливающуюся на поверхность, а также асфальтены и битумы, которые
представляли собой продукты окисления и распада излившейся нефти.
Известно также, что в древности нефть применялась в военном
деле. Применялся, в частности , так называемый “греческий огонь” - горючая
смесь нефти, селитры и серы, а войска Чингисхана в ХIIIв. овладели крепостью
Бухара, забрасывая ее горшками с нефтью и выпуская горящие стрелы, которые
стали источником обширных пожаров.
Русские воины в боях с половецким ханом Кончаком употребляли,
как свидетельствует летописец, стрелы с пучками тряпья, смоченными
“земляной смолой” - нефтью.
В средние века началась добыча нефти из специально вырытых
для этой цели ям и колодцев. Спрос на нефть как средство для
отопления и освещения постоянно возрастал и на смену нефтяным колодцам
пришли нефтяные скважины, сначала с ручным приводом,
затем с конной тягой и паровым приводом. Когда фонтанирование нефти из
скважины прекращалось, нефть вычерпывали с помощью желонок - длинных
ведер, дно которых при опускании в скважину открывалось во внутрь, а при
подъеме под действием веса нефти закрывалось.
6
В связи с дефицитом светлых нефтей со временем начали проводить
примитивную подготовку
к сжиганию тяжелых нефтей для получения
осветительного масла, или, как его называли, фотогена. Перегонку нефти и
получение фотогена проводили в средние века на Западной Украине и в
Закавказье. При Борисе Годунове (ХVI в.) и Петре I производилась перегонка
нефти в Ухте. Фотоген в бочках доставляли в Москву и Петербург.
XVII - XVIII вв.
могут считаться первым этапом переработки нефти,
однако способы перегонки были весьма примитивными, а масштабы ничтожными.
В 1821 -1823 гг. на Северном Кавказе в районе г.Моздока крепостными
братьями Дубиниными была построена первая промышленная установка по
переработке нефти. Основным ее
агрегатом был железный куб периодического действия, вмазанный
в кирпичную печь. В медной крышке куба имелось отверстие, из
которого шла медная трубка, проходившая через чан с водой. При перегонке из
нефти выделяли до 40 % фотогена. Легкая часть – бензин
при этом способе в основном терялась, а неперегоняющийся остаток - мазут использовали для смазки колес.
Первый нефтеперегоный завод в Баку был сооружен горным инженером
Воскобойниковым в 1837г. В Англии керосин из нефти начали получать в
1848г.
1876г. - русский инженер
Шухов
изобрел форсунку для сжигания
жидкого топлива, что позволило применять мазут как топливо для паровых
котлов. В те же годы на заводах, принадлежащих Рагозину, в Балахне и
Константинове, было налажено получение смазочных масел из мазута. Большую
роль в организации производства масел из нефтей сыграл великий русский
ученый Менделеев.
Летний открыл процесс пиролиза нефтяного сырья, выделил из нефти
ароматические углеводороды.
7
Гурвич
разработал
основы
для
развития
процессов
очистки
нефтепродуктов, выяснения причин образования и разрушения эмульсий.
Харичков предложил способ переработки высокопарафинистых мазутов,
метод разделения высокомолекулярных углеводородов нефти путем дробного
осаждения.
Инчик, Елин, Шухов создали кубовые батареи непрерывного действия.
1890г. - Шухов и Гаврилов запатентовали трубчатую нефтеперегонную
установку неперерывного действия, которая явилась прообразом современных
установок первичной перегонки нефти.
Коренной переворот в переработке нефти произошел после изобретения
двигателей внутреннего сгорания, когда одним из важнейших нефтепродуктов
стал бензин (начало ХХ в.).
Нефтепродукты
В результате переработки нефти получают свыше 600 различных
нефтепродуктов. Их можно разделить на следующие основные группы,
отличающиеся по составу, свойствам и областям применения:
Жидкие топлива: карбюраторные (бензины) для авиационных и
1.
автомобильных двигателей, реактивные, дизельные, газотурбинные, печные.
котельные; сжиженные газы коммунально-бытового назначения.
2. Нефтяные масла. Они классифицируются по способу выделения из
нефти
(дистиллятные,
остаточные,
смешанные);
по
методу
очистки
(выщелоченные, кислотно-щелочной очистки, селективной очистки и т.д.); по
областям
применения
(смазочные
и
специальные).
Смазочные
-
индустриальные, турбинные, компрессорные, трансмиссионные, приборные,
моторные. В подгруппу специальных (несмазочных) масел включены масла,
предназначенные для применения в качестве рабочей жидкости в тормозных
системах, в пароструйных насосах и гидравлических устройствах, а также в
8
трансформаторах, конденсаторах, маслонаполненных электрокабелях в качестве
электроизолирующей среды. Сюда же относят медицинское, парфюмерное и др.
3. Пластичные (консистентные) смазки. Это мазе- и пастообразные
нефтепродукты,
предназначенные
для
смазки
закрытых,
как
правило
тяжелонагруженных, механизмов, для предохранения различных изделий от
воздействия внешней среды, для уплотнения (герметизации) различных систем.
Бывают полужидкие, пластичные и твердые. Например, солидол.
4. Парафины и церезины. Жидкие являются сырьем для получения БВК,
СЖК,
ПАВ. Твердые: высокоочищенный, технический, неочищенный
(спичечный), пищевой глубокой очистки. Церезины марок 80,75, 67, 100,
конденсаторный.
5. Битумы - предназначены для дорожного строительства, получения
кровельных материалов, гидроизоляции, электроизоляции, приготовления
асфальтовых лаков и полиграфических красок.
6. Технический углерод (сажа) - применяется в качестве наполнителя в
резиновой и лакокрасочной промышленности, как
краситель
при
изготовлении
типографских
красок,
эбонита.
Это
мелкодисперсный сыпучий порошок.
7.
Нефтяной кокс. Это пористая твердая масса, используется в
производстве анодной массы для выплавки алюминия и графитированных
электродов.
8. Ароматические углеводороды : бензол, толуол, изомеры ксилола и
т.д.
9.
Присадки к
топливам и маслам
- добавляются в небольших
количествах с целью улучшения эксплуатационных свойств топлив и масел.
10. Прочие нефтепродукты различного назначения : нефтяные кислоты
и их соли, СЖК, сульфокислоты, растворители, экстрагенты и т.д.
Состав нефти :
82 - 87 % (масс.) углерода
11 - 15 % водорода
9
Кроме этого нефти содержат до 0,9 % кислорода, 3,5 % серы, 0,4 % азота
и соединения с тяжелыми металлами (железо,никель, ванадий и др.)
Основные
группы
углеводородов
:
парафины,
циклопарафины,
ароматические.
Минеральные вещества - в очень малых количествах до 0,8%
Классификация нефтей :
Классы: I
- не более 0,5 % с
II - 0,5 - 2,0 % серы
III - более 2,0 % серы
Типы : Т - 1 не менее 45 % выход фракций до 3500С
Т - 2 30 - 44,9 %
Т - 3 менее 30 % (масс.%)
Группы : М1 не менее 25% потенциальное содержание базовых масел
М2 15 - 25 %
М3 менее 15% (масс.%)
Виды : П1 не более 1,5% содержание парафина в нефти (масс.%)
П2 1,5 - 6,0%
П3 более 6,0%
Основные физико-химические показатели качества нефтепродуктов:
Плотность, вязкость при различной температуре, температура вспышки,
застывания, кристаллизации, помутнения, фракционный состав, содержание
серы, содержание механических примесей (воды, ВКЩ, золы, солей),
кислотность, йодное и бромное числа, стабильность и т.д.
10
ГОСТЫ на методы анализа
В настоящее время для определения любого элемента в любом объекте
существует большое число методов, отличающихся друг от друга не только их
научно-методической
сущностью
(химические,
физико-химические,
физические), но и достижимой точностью. Поэтому результаты анализов одного
и того же материала, произведенные различными методами, могут существенно
отличаться один от другого, что служит источником недоразумений. Во
избежании
этого
при
проведении
точных
анализов
(маркировочных,
контрольных, арбитражных) в зависимости от характера анализируемого
материала, а также преследуемой при выполнении анализа цели, из всего
многообразия методов выбирают такие, которые способны наиболее правильно
характеризовать
химический
состав
материала.
Эти
хорошо
себя
зарекомендовавшие (по точности, скорости выполнения и некоторым чисто
практическим качествам, в том числе экономичности), так называемые
унифицированные методы сводят в специальные сборники стандартизованных
методов анализа (сборники ГОСТов), приуроченных к отдельным объектам
(нефтепродукты,
руды,
стали,
сплавы
и
т.д.).
Унификации
методов
предшествует их тщательное изучение в специальных лабораториях научноисследовательских институтов с последующей проверкой на массовых анализах
в условиях заводских лабораторий. Стандартизованные методы являются
обязательными для арбитражных и рекомендуемыми для маркировочных
анализов. Скоростные анализы унификации не подвергаются.
Каждому Государственному стандарту присваивается индекс
(ГОСТ), регистрационный номер и через тире две цифры, обозначающие год
утверждения. Содержание и система изложения во всех типах стандартов в
основном одинаковые. Каждый стандарт содержит общие требования, в
которых указываются правила отбора проб, чистота применяемых реагентов,
класс точности используемой мерной посуды. количество параллельных
навесок, точность их взвешивания, расчет титров растворов и т.д. Далее по
11
определенной единой системе излагаются методы анализов (сущность метода,
аппаратура, реагенты и растворы, проведение анализа, обработка результатов).
Стандарты (ГОСТы) на методы анализа не являются постоянными. С
развитием наук, затрагивающих область химического анализа. и по мере
усовершенствования техники лабораторного эксперимента они время от
времени пересматриваются с целью замены устаревших методов более новыми
и рациональными.
При пересмотре в новом утвержденном стандарте
указывается взамен какого он введен.
Паспорта (сертификаты) на готовую продукцию
Все анализы товарных партий нефтепродуктов должны оформляться
паспортами качества, фиксирующими результаты проведенных лабораторных
определений и устанавливающими стандартность продуктов.
Паспорт является ответственным документом лаборатории и оформляется
на специальных бланках, отпечатанных типографским способом.
В паспорте должны быть указаны: наименование предприятия, номер
паспорта, дата анализа, наименование нефтепродукта, номер ГОСТа, по
которому данный нефтепродукт нормируется, место отбора пробы или откуда
она получена, перечень и значение физико-химических показателей.
Паспорт подписывают работники, ответственные за проведение анализов.
Если продукт соответствует требованиям ГОСТа, то по диагонали бланка
паспорта инспектор по качеству ставит штамп “Стандартный”. Для удобства
сопоставления полученных при анализах показателей с требованиями ГОСТа в
бланках могут быть указаны стандартные значения показателей.
Если пробу отбирали из резервуара. то в паспорте указывают, при каком
уровне она была отобрана. Если в последующем количество нефтепродукта в
резервуаре увеличивается, то паспорт считается недействительным.
На
нетоварную
продукцию
(сырье,
дистилляты,
компоненты,
полуфабрикаты и т. д.), которая используется внутри завода и его производств,
лаборатории не выписывают паспорта. а выдают сведения о качестве этих
12
продуктов по номенклатуре показателей, устанавливаемой руководством
предприятия
Техника безопасности при отборе проб
Инвентарь для отбора проб и их хранения после применения
следует обработать моющими веществами или сполоснуть неэтилированным
бензином. После промывки растворителем следует промыть горячей водой до
полного удаления остатков нефтепродукта.
Промытый инвентарь необходимо высушить и хранить в защищенном от
пыли и атмосферных осадков месте. Во избежании загрязнений переносные
пробоотборники переносятся в чехлах,
футлярах или другой упаковке.
Пробоотборники осматривают перед каждым отбором пробы.
На нем не должно быть трещин; пробки, крышки, прокладки не должны иметь
дефектов, нарушающих герметичность пробоотборника.
1. При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать правила
техники безопасности и пожарной безопасности при обращении с нефтью и
нефтепродуктами.
2.
Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно
превышать предельно допустимых концентраций.
3. Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала,
не образующего искр при ударе ( алюминия, бронзы, латуни и др.).
4. Пробу нефтепродукта пробоотборщица должна отбирать в присутствии
дублера.
5. При отборе проб проботборщица должна стоять спиной к ветру в целях
предотвращения вдыхания паров нефтепродуктов.
6.
Отбор проб в колодцах, приемках и других углублениях следует
отбирать в шланговом противогазе ИШ - 13 по ГОСТ 12.4034 - 85.
13
7.
Отбор проб нeфтепродуктов в газоопасных местах, а также
сероводородсодержащих нефтей и нефтепродуктов пробоотборщица должна
выполнять в фильтрующем противогазе ФУ - 12 марок А, В, Г, КД и других
по ГОСТ - 12.4034 - 85.
8. Отбор проб проводят в специальной одежде и обуви, изготовленных из
материалов, не накапливающих статическое электричество.
9. Запрещается отбирать пробы нефтепродуктов на открытом воздухе во
время грозы.
10. Пробы этилированного бензина пробоотборщицв должна отбирать в
рукавицах из материала с водоупорной пропиткой или маслобензостойкого
материала, в кожаных ботинках и в защитной одежде.
11. Пробу расплавленного битума отбирают в рукавицах и в защитных
очках.
12. Пробу твердого неплавкого нефтепродукта отбирают и измельчают в
противопылевом респираторе марок РП - К , Ф - 62 Ш и
У - 2 К и рукавицах. Места измельчения пробы должны быть оборудованы
местной вентилляцией.
13. В местах отбора проб нефтепродуктов должны быть
установлены светильники во взрывозащищенном исполнении.
При отборе проб в освещенных местах следует пользоваться переносными
светильниками во взрывозащищенном исполнении. Переносные светильники
включают и выключают за земляным валом или
ограждением резервуарного парка.
14. Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара следует отбирать не
ранее,
чем
через
два
часа
после
окончания
заполнения
резервуара.
Из железнодорожной цистерны допускается отбирать пробу через
10 минут после окончания заполнения цистерны.
Из танка морского наливного судна допускается отбирать пробу через 30
минут после окончания налива танка.
14
Отбор проб из резервуаров
1.Пробу нефтепродукта, подлежащего отгрузке, для полного анализа
необходимо отбирать не более, чем за два месяца до дня отгрузки, а для
контрольного анализа - не более, чем за десять дней.
2.Перед отбором пробы из резервуара нефть и нефтепродукт отстаивают и
удаляют подтоварную воду, причем нефть отстаивают не менее двух часов
после заполнения резервуара.
По требованию представителя заказчика отбирают пробу нефтепродукта
из сифонного крана, установленного в нижнее (летнее) положение.
3. Из резервуаров с нефтепродуктами, находящимися под давлением,
пробы следует отбирать без разгерметизации резервуара.
4. Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара с понтоном отбирают из
перфорированной колонны.
5. Объединенную пробу нефти или нефтепродукта из вертикального
цилиндрического или прямоугольного резервуара отбирают преимущественно
стационарным пробоотборником в один прием. За нижнюю точку отбора пробы
нефтепродукта следует принимать уровень на расстоянии 250мм от днища
резервуара, а при отборе пробы нефти - уровень нижней образующей приемораздаточного патрубка по внутреннему диаметру.
6.
Точечные
прямоугольного
пробы
резервуаров
из
вертикального
отбирают
цилиндрического
переносным
или
или
стационарным
пробоотборником с трех уровней:
верхнего - на 250мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта;
среднего - с середины высоты столба нефти или нефтепродукта;
нижнего - для нефти - нижняя образующая приемо-раздаточного
патрубка по внутреннему диаметру, для нефтепродукта - на 250мм выше днища
резервуара.
Для резервуаров, у которых приемо-раздаточный патрубок находится в
приямке, за нижний уровень отбора пробы нефти принимают уровень на
расстояниии 250мм от днища резервуара.
15
Объединенную
пробу
нефти
или
нефтепродукта
из
резервуаров
составляют смешением объемных частей точечных проб верхнего, среднего и
нижнего уровней в соотношении 1 : 3 : 1.
7. Из резервуаров, в которых нефтепродукт компаундирован и в других
случаях появления неоднородности, при необходимости выявления этой
неоднородности отбирают точечные пробы по пункту
отдельно.
По
требованию
представителя
6 и анализируют их
заказчика
точечные
пробы
нефтепродукта через один метр высоты столба жидкости, при этом точечные
пробы верхнего и нижнего уровней отбирают
по пункту 6. Объединенную пробу составляют смешением точечных проб
равных объемов.
8.
При заполнении резервуара или откачки нефти или нефтепродукта
допускается составлять объединенную пробу из точечных проб, отобранных из
трубопровода.
9. Точечные пробы нефти или нефтепродукта, высота уровня которого в
вертикальном резервуаре не превышает 2000мм следует отбирать с верхнего и
нижнего уровней в соответствии с пунктом 6.
Объединенную пробу составляют смешением точечных проб
верхнего и нижнего уровней равных объемов.
10. Из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром более
2500мм точечные пробы следует отбирать с трех уровней:
верхнего - на 250мм ниже поверхности нефти или нефтепродукта;
среднего - с середины высоты столба нефти или нефтепродукта;
нижнего - на 250мм выше нижней внутренней образующей резервуара.
Объединенную пробу нефти или нефтепродукта составляют смешением
объемных частей точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в
соотношении 1 : 6 : 1.
11. Из горизонтального цилиндрического резервуара диаметром менее
2500мм, независимо от степени заполнения, а также из горизонтального
16
цилиндрического резервуара диаметром более 2500мм, заполненного до высоты
половины диаметра и менее, точечные пробы следует отбирать с двух уровней:
с середины высоты столба жидкости и
на 250мм выше нижней образующей резервуара.
Объединенную пробу составляют смешением объемных частей точечных
проб среднего и нижнего уровней в соотношении 3 : 1.
12. Из резервуара траншейного типа точечные пробы нефтепродуктов
следует отбирать с верхнего, среднего и нижнего уровней, соответствующих
0,93; 0,64; 0,21 объема нефтепродукта (отсчет долей объема снизу).
Объединенную пробу нефтепродукта составляют смешением объемных
частей точечных проб верхнего, среднего и нижнего уровней в соотношении 1 :
3 : 3.
13. Если резервуар траншейного типа заполне нефтепродуктом одной
марки с различной плотностью (расхождение более 0,002г
см ), точечные
пробы
семи
нефтепродуктов
соответствующих
из
0,93; 0,78;
резервуара
0,64;
отбирают
0,50;
0,36;
с
0,21;
уровней,
0,07 объема
нефтепродукта (отсчет долей объемов снизу).
Объединенную пробу составляют смешением точечных проб равных объемов.
14. Отбор проб нефти или нефтепродуктов из резервуаров переносным
пробоотборником производят следующим образом:
Измеряют уровень продукта в резервуаре.
Определяют уровни отбора точечных проб.
Закрытый пробоотборник опускают до заданного уровня и открывают
крышку или пробку.
Пробы с нескольких уровней следует отбирать последовательно сверху
вниз.
При
необходимости
измерения
температуры
отобранной
пробы
пробоотборник на заданном уровне должен выдерживаться не менее 5мин. За
среднюю температуру нефти или нефтепродукта в резервуаре принимают
17
среднее арифметическое температур точечных проб, взятых в соотношении,
принятом для составления объединенной пробы.
При
отборе
пробы
нефтепродуктов
с
нормируемым
давлением
насыщенных паров с помощью бутылки в металлическом каркасе, бутылку с
пробой вынимают из каркаса, а для отбора следующей пробы вставляют сухую
чистую бутылку. Для других нефтепродуктов допускается переливать пробу в
сухую чистую бутылку.
При составлении объединенной пробы из точечных проб каждую
точечную пробу следует перемешать, взять необходимую часть, слить в один
сосуд и хорошо перемешать.
Отбор проб из трубопроводов
1. Пробу из трубопровода следует отбирать при движении жидкости.
2. Точечную пробу следует отбирать пробоотборником, пробозаборное
устройство которого позволяет отбирать среднюю пробу по сечению
трубопровода. В качестве пробозаборного устройства допускается использовать
трубки,
введенные в трубопровод, открытые концы которых направлены
против потока.
В зависимости от диаметра трубопровода должно быть установлено
следующее количество трубок:
одна - при диаметре менее 100мм;
три - при диаметре от 100 до 250мм;
пять - при диаметре свыше 250мм.
3. Пробозаборное устройство из пяти трубок следует
устанавливать по вертикальной оси сечения трубопровода следующим образом:
одну трубку диаметром d1
-
на оси трубопровода;
две трубки диаметром d2 - на расстоянии 0,40 радиуса трубопровода от
горизонтальной оси;
18
две трубки диаметром
d3
-
на расстоянии
0,80 радиуса от
горизонтальной оси трубопровода.
Соотношение d1 : d2 : d3 должно быть 6 : 10 : 13.
В зависимости от вязкости перекачиваемого продукта при
20 0С
наименьший диаметр трубки следует принимать:
d = 6нм - при кинематической вязкости до 1. 10
-5
м2 с ( 10 сСт);
d = 12нм - при кинематической вязкости равной и выше 1. 10-5 м2 с.
4. Пробозаборное устройство из трех трубок аналогично пробозаборному
устройству из пяти трубок, только одну трубку следует устанавливать по оси
трубопровода, а две трубки по обе стороны горизонтальной оси по вертикали на
расстоянии 0,66 радиуса трубопровода. Все трубки должны быть одинакового
диаметра.
5.
Если перед пробоотборником поток в трубопроводе является
турбулентным или пробоотборник устанавливается на вертикальном участке
трубопровода, то в качестве пробозаборного устройства может быть применена
одна трубка независимо от диаметра трубопровода. Ее следует устанавливать по
оси трубопровода открытым концом навстречу потоку.
6. На горизонтальном участке трубопровода узел выхода пробозаборного
устройства следует устанавливать сверху.
7. При транспортировании нефти или нефтепродукта по трубопроводу
объединенную пробу отбирают автоматически непрерывно или периодически
пропорционально расходу жидкости по трубопроводу.
Объединенную пробу из трубопровода равными дозами набирают в
накопительном сосуде. Количество дозы определяется периодичностью анализа
объединенной пробы.
8. После тщательного перемешивания в плотно закрытом накопительном
сосуде пробу следует перелить в переносной сосуд
с
соответствующей
этикеткой, плотно закрыть и доставить в лабораторию.
В качестве переносного допускается использовать накопительный сосуд.
19
9. При ручном отборе проб пробоотборником точечную пробу отбирают
через каждые 2 часа при производительности перекачки до 500 м 3 в час и не
реже, чем через каждые 30мин при производительности свыше 500 м3 в час.
Объем
точечной
пробы
должен
быть
пропорционален
объему
перекачиваемой нефти или нефтепродукта за это время. Объединенную пробу
нефти и нефтепродукта из трубопровода составляют смешением точечных
проб,отобранных за время, обусловленное условиями поставки.
10. При периодических перекачках за каждый период должно быть
отобрано не менее трех точечных проб: в начале, середине и конце
периода перекачки.
Объединенную пробу из трубопровода составляют из равных объемных
частей этих проб. Первую пробу отбирают в момент подхода нефти или
нефтепродукта к месту отбора проб.
11. При отборе пробы нефти или нефтепродукта из трубопровода
необходимо обеспечить постоянную циркуляцию перекачиваемого продукта
через пробозаборное устройство по обводной линии.
Пробу отбирают с отводной линии без прекращения циркуляции.
При отсутствии циркуляции допускается отбирать пробу после слива
нефтепродукта в другой сосуд в объеме, равном трехкратному
объему пробоотборника.
Квалификационная характеристика пробоотборщицы
Пробоотборщица должна знать:
1. Правила и способы отбора проб.
2. Свойства отбираемых материалов, сырья, готовой продукции.
3. Требования, предъявляемые к качеству проб.
4. Виды брака, причины его порождающие, способы его предупреждения
и устранения.
5. Устройство пробоотборников всех типов.
20
6. Правила техники безопасности при отборе проб. Основные средства и
приемы предупреждения и тушения пожаров.
7. Методы оказания первой медицинской помощи.
Пробоотборщица должна уметь:
1. Проводить анализы и механические испытания пробы под
руководством лаборанта.
2. Производить отбор и разделку проб сырья, полуфабрикатов, готовой
продукции, растворов, нефтепродуктов, сточных вод и др. с помощью
пробоотборников и других приспособлений.
3. Производить укупорку проб, оформление этикеток к ним.
4. Обеспечивать сохранность и доставку проб в лабораторию.
5. Производить мойку и хранение посуды, используемой для отбора
проб.
6. Вести учет отобранных проб.
7. Рационально организовывать рабочее место.
8. Соблюдать правила безопасного труда, пожарной безопасности,
производственной санитарии и внутреннего распорядка.
21
Вопросы для самоконтроля
1. Основные теории происхождения нефти
2. Что такое нефтяная ловушка, залежь, месторождение
3. Когда человек впервые увидел нефть
4. В каком веке началась переработка нефти
5. Кто построил первый нефтеперерабатывающий завод
6. Основные физические свойства нефти
7. Перечислите основные жидкие нефтепродукты
8. Назовите твердые нефтепродукты
9. Какие ученые работали над проблемой переработки нефти
10.
Какие существуют классификации нефти
11.
Что характеризуют индивидуальная и средняя пробы
12.
Назначение арбитражной пробы
13.
Какие бывают резервуары
14.
Сколько индивидуальных проб отбирают из вертикального
резервуара, заполненного более чем наполовину
15.
С какого уровня отбирают верхнюю пробу из горизонтального
резервуара
16.
В каком соотношении берутся индивидуальные пробы для
составления средней пробы из горизонтального резервуара, заполненного
менее чем наполовину
17.
Как отбирают пробы из трубопровода большого диаметра
18.
Основные требования к пробоотборнику
19.
Что должна знать и уметь пробоотборщица
20.
Правила техники безопасности при отборе проб
22
Задачи по отбору проб
Задача 1
Определить уровни, с которых необходимо взять пробы из вертикального
резервуара. Как составить среднюю пробу?
h = 11м
взлив = 6,5м
Ответ: 4,75м; 7,75м; 10,75м. Соотношение проб 1 : 3 : 1
Задача 2
Определить уровни, с которых необходимо взять пробы из вертикального
резервуара. Как составить среднюю пробу?
h = 10 м
взлив = 6,5 м
Ответ: 3,75м; 6,75м; 9,75м. Соотношение проб 1 : 3 : 1
Задача 3
Определить уровни, с которых необходимо взять пробы из вертикального
резервуара. Как составить среднюю пробу?
h = 13 м
взлив = 10,5 м
Ответ: 2,75м; 7,75м; 12,75м. Соотношение проб 1 : 3 : 1
Задача 4
Определить уровни, с которых необходимо взять пробы из вертикального
резервуара. Как составить среднюю пробу?
h = 17 м
взлив = 90 см
Ответ: одна проба с уровня 16,75м.
Задача 5
Определить уровни, с которых необходимо взять пробы из горизонтального
резервуара. Как составить среднюю пробу?
h=7м
взлив = 4,5 м
Ответ: 2,70м; 4,75м; 6,75м. Соотношение проб 1 : 6 : 1
Задача 6
Определить уровни, с которых необходимо взять пробы из горизонтального
резервуара. Как составить среднюю пробу?
h=8м
взлив = 3 м
Ответ: 6,5м; 7,75м. Соотношение проб 3 : 1
Задача 7
Определить уровни, с которых необходимо взять пробы из горизонтального
резервуара. Как составить среднюю пробу?
23
h=8м
взлив = 0,4 м
Ответ: одна проба с уровня 7,75м.
Задача 8
Определить уровни, с которых необходимо взять пробы из горизонтального
резервуара. Как составить среднюю пробу?
h=9м
взлив = 7м
Ответ: 2,20м; 5,5м; 8,75м. Соотношение проб 1 : 6 : 1
Задача 9
Определить уровни, с которых необходимо взять пробы из вертикального
резервуара. Как составить среднюю пробу?
h = 12 м
взлив = 5 м
Ответ: 9,5м; 11,75м. Соотношение проб 3 : 1
Задача 10
Определить уровни, с которых необходимо взять пробы из вертикального
резервуара. Как составить среднюю пробу?
h = 18 м
взлив = 15,5 м
Ответ: 2,75м; 10,25м; 17,75м. Соотношение проб 1 : 3 : 1
24
Литература
1. Белянин Б. В., Эрих В. Н. «Технический анализ нефтепродуктов и газа»,
«Химия» Л.84
2.Годовская К. И., Рябина Л. В. «Технический анализ». М. «Высшая
школа», 79.
3. Эрих В. Н., Расина М. Т. «Химия и технология нефти и газа «. Л.
«Химия», 85.
4.Суханов В. П. «Переработка нефти» М. «Высшая школа», 79.
5. Шапиро С. А., Шапиро М. А. «Аналитическая химия». М. «Высшая
школа», 79.
6. ГОСТы на методы анализа и на методы отбора проб.
25