Загрязнение нефтью. Экологические аспекты.
ких примесей,
трудно обезвоживаются.
Содержание воды в нефти является самой весомой поправкой при
вычислении массы нетто нефти по массе брутто. Этот показатель качества,
наряду с механическими примесями и хлористыми солями, входит в уравнение
для определения массы балласта. Присутствуя в нефти, особенно с
растворенными в ней хлористыми солями, вода осложняет ее переработку,
вызывая коррозию аппаратуры. Имеющаяся в карбюраторном и дизельном топливе,
вода снижает их теплотворную способность, засоряет и вызывает закупорку
распыляющих форсунок. При уменьшении температуры кристаллики льда засоряют
фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатации авиационных
двигателей.
Содержание воды в масле усиливает ее склонность к окислению, ускоряет
процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.
Следовательно, вода оказывает негативное влияние как на процесс переработки
нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее
должно строго нормироваться.
Присутствие мехпримесей объясняется условиями залегания нефти и
способами ее добычи. Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней
высокодисперсных частиц песка, глины и других твердых пород, которые,
адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяной
эмульсии. При перегонке нефти примеси могут частично оседать на стенках
труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса
износа аппаратуры.
В отстойниках, резервуарах и трубах при подогреве нефти часть
высокодисперсных механических примесей коагулирует, выпадает на дно и
отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка. При этом
уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках
труб уменьшается их теплопроводность. В ГОСТ 6370-83 приводятся следующие
оценки достоверности результатов определения содержания механических
примесей при доверительной вероятности 95%.Массовая доля механических
примесей до 0.005% включительно оценивается как их отсутствие.
ГОСТ 9965-76 устанавливает массовую долю механических примесей в
нефти, которая может быть не более 0.05%.
Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой
нефти. По химической природе - это соединения сульфидов, гомологов тиофана
и тиофена. Кроме указанных соединений, в нефти встречаются сероводород,
меркаптаны и дисульфиды. Меркаптаны или тиоспирты - легколетучие жидкости с
чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры - нейтральные
вещества, нерастворяющиеся в воде, но растворяющиеся в нефтепродуктах;
дисульфиды или полисульфиды - тяжелые жидкости с неприятным запахом, легко
растворяющиеся в нефтепродуктах, и очень мало в воде; тиофен - жидкость, не
растворяющаяся в воде. Соединения серы в нефти, как правило, являются
вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют
отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию
металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они
обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и
железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти не допустимо. Точность
метода определения серы согласно ГОСТ 1437-75 выражается следующими
показателями:
. сходимость - результаты определения, полученные последовательно
одним лаборантом, признаются достоверными (при доверительной
вероятности 95%), если расхождение между ними не превышает
значений, указанных в таблице №1;
. воспроизводимость - результаты анализа, полученные в двух разных
лабораториях, признаются достоверными (при доверительной
вероятности 95%), если расхождение между ними не превышает
значений, указанных в таблице № 1.
Таблица № 1
Сходимость и воспроизводимость метода определения серы по ГОСТ 1437-75
|Массовая доля серы, %|Сходимость, % |Воспроизводимость, % |
|До 1.0 |0.05 |0.20 |
|Св. 1.0 до 2.0 |0.05 |0.25 |
|Св. 2.0 до 3.0 |0.10 |0.30 |
|Св. 3.0 до 5.0 |0.10 |0.45 |
Вязкость является важнейшей физической константой, характеризующей
эксплуатационные свойства котельных, дизельных топлив и других
нефтепродуктов. Особенно важна эта характеристика для определения качества
масленых фракций, получаемых при переработке нефти и качества стандартных
смазочных масел. По значению вязкости судят о возможности распыления и
перекачивания нефтепродуктов, при транспортировке нефти по трубопроводам,
топлив в двигателях и т.д.
Перегонка нефти, содержащей соли, становится невозможной из-за
интенсивной коррозии аппаратуры, а также из-за отложения солей в трубах
печей и теплообменниках. В результате могут прогореть печные трубы и
возникнуть пожар, непрерывно повышаться давление на сырьевых печных насосах
вследствие уменьшения диаметра печных труб и, наконец, полностью
прекратится подача сырья в печь.
Основным коррозирующим фактором является присутствие хлоридов в нефти.
При подогреве нефти до 120 С и выше в присутствии даже следов воды
происходит интенсивный гидролиз хлоридов с выделением сильно коррозирующего
агента - хлористого водорода НС1. Гидролиз хлоридов идет согласно следующим
уравнениям:
MgCl2 + Н2O = MgOHCl + НС1
MgCI2 + 2Н20 = Mg(OH)2 + 2НС1
С повышением температуры скорость гидролиза хлоридов значительно
увеличивается. Из содержащихся в нефти хлоридов наиболее легко
гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористый кальций и
труднее всех гидролизируется хлористый натрий. При перегонке сернистой
нефти сероводород реагирует с железом и образует не растворяемый в воде
сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и,
таким образов, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Но
выделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этом
выделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде
хлористое железо. В результате обнажается поверхность металла и протекает
интенсивная сопряженная коррозия сероводородом и хлористым водородом.
Наличие значительного количества минеральных солей в мазутах, которые
представляют собой остаток при перегонке нефти и используются в качестве
котельного топлива приводит к отложению солей в топках, на наружных стенках
нагревательных труб. Это приводит к снижению теплоотдачи и, следовательно,
к снижению коэффициента полезного действия печи.
Таким образом, переработка такой нефти может осуществляться только
после обязательного обессоливания и обезвоживания. ГОСТ 21534 устанавливает
два метода определения хлористых солей в нефти: титрованием водного
экстракта (метод А) и неводным поцентриометрическим титрованием (метод Б).
Точностные значения для методов представлены в таблицах №2 и №3.
Таблица № 2
Значения точности определения хлористых солей по методу А.
|Массовая концентрация хлористых |Сходимость, мг/дм3 |
|солей, мг/дм3 | |
|10 |1.5 |
|10 до 50 |3.0 |
|50 до 200 |6.0 |
|200 до 1000 |25.0 |
|1000 |4% от среднего значения |
Таблица № 3
Значения точности определения хлористых солей по методу Б
|Массовая концентрация хлористых |Сходимость, мг/дм3 |
|солей, мг/дм3 | |
|До 50 |3 |
|Св. 50 до 100 |7 |
|Св. 100 до 200 |12 |
|Св. 200 до 500 |27 |
|Св. 500 до 1000 |50 |
|Св. 1000 до 2000 |100 |
|Св.2000 |6% от значения меньшего результат |
По ГОСТу 9965-76 концентрация хлористых солей должна составлять
100,300 или 900 мг/дм3, в зависимости от степени подготовки нефти.
Способность молекул жидкости выходить через свободную поверхность
наружу, образуя пар, называют испаряемостью. Над поверхностью каждой
жидкости вследствие испарения находится пар, давление которого может
возрастать до определенного предела, зависящего от температуры и
называемого давлением насыщенного пара. При этом давление пара и жидкости
будет одинаковым, пар и жидкость оказываются в равновесии и пар становится
насыщенным. При этом число молекул, переходящих из жидкости в пар равно
числу молекул, совершающий обратный переход. Давление насыщенных паров с
повышением температуры растет. Образование насыщенных паров приводит к
тому, что давление на свободной поверхности не может быть ниже давления
насыщенных паров. Для нефти и нефтепро
| |  скачать работу |
Загрязнение нефтью. Экологические аспекты. |
