Файл: Исследование физикохимических характеристик нефти ЮжноНюрымского месторождения (хмаоюгра) удк 665. 61(571. 16).docx

Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в цилиндр с испытуемым продуктом, поддерживая ареометр за верхний конец, не допуская смачивания части стержня, расположенной выше уровня погружения ареометра.

Когда ареометр установится и прекратятся его колебания, отсчитывают показания по верхнему краю мениска, при этом глаз находится на уровне мениска. Отсчет по шкале ареометра соответствует плотности нефтепродукта при температуре испытания. ≥π®π©∞µβ

Определение содержания воды

Для перекачки по магистральным нефтепроводам принимают нефть, содержащую не более 0,5% воды. Определение производится по ГОСТ 2477 – 2014 [57].

Сущность метода: испытуемый нефтепродукт или нефть нагревают в колбе с холодильником в присутствии не смешивающегося с водой растворителя, который перегоняется вместе с водой, находящейся в образце. Конденсированный растворитель и вода постоянно разделяются в ловушке, причем вода остается в градуированном отсеке ловушки, а растворитель возвращается в дистилляционный сосуд.

Пробу хорошо перемешивают пятиминутным встряхиванием в емкости, заполненной не более чем на ¾ его вместимости. При испытании нефти в колбу вводят 100,00 ± 1,00 см³(грамм) образца. В качестве растворителя используем толуол или ксилол. Тщательно перемешиваем смесь до полного растворения испытуемого продукта.

Для равномерного кипения в колбу опускают несколько кусочков фарфора, неглазурованного фаянса или несколько капилляров. Собирают аппарат (Рис. 5), обеспечивая герметичность всех соединений.



Рисунок 5 – Аппарат для определения массовой доли воды

В начале перегонки образец нефти медленно нагревают для исключения пульсирующего кипения и возможной потери воды из системы. Дистиллят должен поступать в ловушку со скоростью 2-5 капель в секунду. Перегонку нефти завершают, когда объем воды в ловушке станет совершегго прозрачным. Время перегонки не менее 30 и не более 60 минут.

После охлаждения колбы, растворителя и воды в приемнике-ловушке до температуры окружающей среды разбирают аппарат и перемещают стеклянной палочкой или проволокой капельки воды со стенок ловушки.

Записывают объем воды в приемнике-ловушке с точностью до ближайшего верхнего деления шкалы используемой ловушки.

Методика определения содержания хлористых солей титрованием водного экстракта

---

ϦϵДЃЎЌϺϪ̴̪͉̾ͅ͏ɦɪɴɢʉɛɛ

Сущность метода заключается в извлечении хлористых солей из нефти водой и индикаторном или потенциометрическом титровании их в водной вытяжке[58]. ≥π®π©∞µβ

Пробу анализируемой нефти хорошо перемешивают в течение 10 мин встряхиванием (механически или вручную) в склянке, заполненной не более чем на 2/3 ее вместимости. Сразу после встряхивания цилиндром или пипеткой достаточной вместимости отбирают образец нефти для анализа.

Пробу анализируемой нефти количественно переносят в делительную воронку с предварительно заполненным дистиллированной водой коленом. Остаток нефти с внутренних стенок пипетки или цилиндра смывают растворителем (толуолом, ксилолом или нефрасом). Если после промывки толуолом на пипетке или цилиндре заметны капли эмульсии, кристаллики солей, непрозрачные участки, их дополнительно промывают небольшим количеством горячей дистиллированной воды. При этом объем воды, взятый на промывку, должен быть учтен (суммарный объем дистиллированной воды для приготовления одной водной вытяжки должен составлять 150 см³).

Содержимое воронки перемешивают 1-2 мин мешалкой. К пробе анализируемой нефти приливают 100 см³ горячей дистиллированной воды и экстрагируют хлористые соли, перемешивая содержимое воронки в течение 10 мин. ≥π®π©∞µβ

После экстракции фильтруют водный слой через стеклянную конусообразную воронку с бумажным фильтром в коническую колбу вместимостью 250 см³.ɺʆʎɯ˼˧˦̄̉˫

Для подтверждения полноты извлечения хлористых солей из образца испытуемой нефти готовят последовательно несколько водных вытяжек, при этом экстракцию каждой из них проводят в течение не менее 5 мин.

Экстрагирование хлористых солей считается законченным, если на титрование водной вытяжки расходуется раствора азотнокислой ртути столько же, сколько на контрольный опыт, который проводят одновременно.

Механические примеси в нефтях состоят в основном из песка, глины, мельчайших частиц железа и минеральных солей. В готовых очищенных нефтепродуктах механическими примесями могут быть частицы адсорбента (белая глина), железной окалины, минеральных солей и других веществ. Светлые маловязкие нефтепродукты почти не содержат механических примесей вследствие их быстрого оседания. Твердые механические примеси (песок и др.) в смазочных маслах очень вредны, так как царапают и истирают трущиеся поверхности.

---

Методика определения механических примесей

Настоящий стандарт распространяется на нефть, жидкие нефтепродукты и присадки и устанавливает метод определения механических примесей[59].

Сущность метода заключается в фильтровании испытуемых продуктов с предварительным растворением медленно фильтрующихся продуктов в бензине или толуоле, промывании осадка на фильтре растворителем с последующим высушиванием и взвешиванием.

В стакан помещают подготовленную пробу испытуемого продукта и разбавляют подогретым растворителем (бензином, толуолом). Перед испытанием предварительно определяют минимальный объем пробы и растворителя, необходимого для ее растворения.

При определении механических примесей в нефтях, темных нефтепродуктах, смазочных маслах с присадками и в присадках в качестве растворителя применяют толуол.

После фильтрации фильтр с осадком при помощи промывалки с резиновой грушей промывают подогретым до 40 °С бензином до тех пор, пока на фильтре не будет следов нефтепродукта и растворитель не будет стекать совершенно прозрачным и бесцветным.

По окончании промывки фильтр с осадком переносят в стаканчик для взвешивания с открытой крышкой. Стаканчик с фильтром с открытой крышкой сушат в сушильном шкафу при температуре (105 ± 2) °С не менее 45 мин. Затем стаканчик закрывают крышкой, охлаждают в эксикаторе в течение 30 мин и взвешивают, с погрешностью не более 0,0002 г.

---

3 РАСЧЕТЫ И АНАЛИТИКА

Анализы товарной нефти проводились в химико-аналитической лаборатории ПАО «Сургутнефтегаз» по методикам, описанным выше (раздел 2.1). За период практики были выполнены следующие анализы: определение плотности, содержания воды, хлористых солей, механических примесей. Результаты анализов приведены ниже.

Химико-аналитическая лаборатория на УПН «Южно-Нюрымское» осуществляет оперативный контроль качественных параметров нефти поступивших с Южно-Нюрымского месторождения. Главной целью деятельности является обеспечение высокого уровня контроля качества нефти на соответствие ГОСТ (далее по тексту продукции), в полном соответствии с установленными в НТД требованиями точности, достоверности и объективности.

В таблице 6 приведены результаты анализа нефти за указанный период.

Таблица 6 – Результаты анализа товарной нефти


ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА

«ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ»

Студенту:

Группа	ФИО
З-2д43	Вяловой Галине Александровне

Школа

ИШПР

Отделение школы(НОЦ)

Отделение химической инженерии

Уровень образования

Бакалавриат

Направление/специальность

Химическая технология

Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»:

1. Стоимость ресурсов научного исследования (НИ): материально-технических, финансовых и человеческих

Бюджет затрат НТИ 163445,9руб.;

Размер оклада руководителя проекта 43340 руб.;

Размер стипендии дипломника 2700 руб.;

2. Нормы и нормативы расходования ресурсов:

• 
  Временные
  
• 
  материально-технические
  
• 
  финансовые
  
• 
  человеческие
  

Коэффициент выполнения нормы = 1;

Число календарных дней в году – 365;

---

Продолжительность выполнения проекта – 3 месяца;

Дополнительная заработная плата – 15% от основной;

Накладные расходы - 20% от суммы всех расходов.

3. Используемая система налогообложения, ставки налогов, отчислений, дисконтирования и кредитования

Тариф страховых взносов – 27,1%

Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:

1. Оценка коммерческого потенциала инженерных решений (ИР)

1. Построение оценочной карты для сравнения конкурентных разработок

2. Формирование плана и графика разработки и

внедрения ИР

2. Определение этапов работ; определение трудоемкости работ.

3. Обоснование необходимых инвестиций для разработки и внедрения ИР

3. Определение затрат на проектирование

4. Составление бюджета инженерного проекта (ИП)

4. Расчет материальных затрат на ПО, заработную плату, дополнительные расходные материалы

5. Оценка ресурсной, финансовой, социальной, бюджетной эффективности ИР и потенциальных рисков

5. Расчет интегрального показателя ресурсоэффективности

Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):

1. 
   Карта сегментирования рынка услуг по измерению качества нефти
   
2. 
   Оценочная карта конкурентных разработок
   
3. 
   Перечень этапов и работ, распределение исполнителей по данным видам работ
   
4. 
   Временные показатели проведения научного исследования, календарный план-график выполнения работ
   
5. 
   Расчет затрат на оборудование
   
6. 
   Расчет заработной платы исполнителей
   
7. 
   Отчисления во внебюджетные фонды
   
8. 
   Расчет бюджета затрат НТИ
   
9. 
   Расчет интегрального показателя ресурсоэффективности
   

Дата выдачи задания для раздела по линейному графику

14.01.2019 г
Задание выдал консультант:

Должность	ФИО	Ученая степень, звание	Подпись	Дата
Профессор ОСГН	Трубникова Н.В.	д.и.н., доцент		14.01.2019 г

---