Реферат: Загрязнение нефтью. Экологические аспекты.
Содержание
TOC o «1-1» h z u Введение. PAGEREF _Toc58295659 h 3
1.Химический состав нефти, свойства ее компонентов. PAGEREF _Toc58295660 h 6
2. Анализэкологических аспектов этих свойств. PAGEREF _Toc58295661 h 19
3. Методырешения проблемы загрязнения окружающий среды нефтью.PAGEREF _Toc58295662 h 30
Заключение.PAGEREF _Toc58295663 h 32
Списокиспользованной литературы.PAGEREF _Toc58295664 h 35
<span Times New Roman",«serif»; mso-fareast-font-family:«Times New Roman»;mso-ansi-language:RU;mso-fareast-language: RU;mso-bidi-language:AR-SA">Введение
Вначале человек не задумывался о том,что таит в себе интенсивная добыча нефти и газа. Главным было выкачать их какможно больше. Так и поступали. Но вот в начале 40-х гг. текущего столетияпоявились первые настораживающие симптомы.
Это случилось на нефтяномместорождении Уилмингтон (Калифорния, США). Месторождение протягивается черезюго-западные районы города Лос-Анджелеса и через залив Лонг-Бич доходит доприбрежных кварталов одноименного курортного города. Площадь нефтегазоносности54 км2. Месторождение было открыто в 1936 г., а уже в 1938 г. сталоцентром нефтедобычи Калифорнии. К 1968 г. из недр было выкачано почти 160 млн.т нефти и 24 млрд. м газа, всего же надеются получить здесь более 400 млн. тнефти.
Расположение месторождения в центревысокоиндустриальной и густонаселенной области южной Калифорнии, а такжеблизость его к крупным нефтеперерабатывающим заводам Лос-Анджелеса имело важноезначение в развитии экономики всего штата Калифорния. В связи с этим с началаэксплуатации месторождения до 1966 г. на нем постоянно поддерживался наивысшийуровень добычи по сравнению с другими нефтяными месторождениями СевернойАмерики.
В 1939 г. жители городов Лос-Анджелеси Лонг-Бич почувствовали довольно ощутимые сотрясения поверхности земли — началось проседание грунта над месторождением. В сороковых годах интенсивностьэтого процесса усилилась. Наметился район оседания в виде эллиптической чаши,дно которой приходилось как раз на свод антиклинальной складки, где уровеньотбора не единицу площади был максимален. В 60-х гг. амплитуда оседаниядостигла уже 8,7 м. Площади, приуроченные к краям чаши оседания, испытывали растяжение. На поверхности появились горизонтальные смещения с амплитудой до 23 см, направленные кцентру района. Перемещение грунта сопровождалось землетрясениями. В период с1949 г. по 1961 г. было зафиксировано пять довольно сильных землетрясений. Земляв буквальном смысле слова уходила из-под ног. Разрушались пристани,трубопроводы, городские строения, шоссейные дороги, мосты и нефтяные скважины.На восстановительные работы потрачено 150 млн.$. В 1951 г. скорость проседаниядостигла максимума — 81 см/год. Возникла угроза затопления суши. Напуганныеэтими событиями, городские власти Лонг-Бича прекратили разработку месторождениядо разрешения возникшей проблемы.
К 1954 г. было доказано, что наиболееэффективным средством борьбы с проседанием является закачка в пласт воды. Этосулило также увеличение коэффициента нефтеотдачи. Первый этап работы позаводнению был начат в 1958 г., когда на южном крыле структуры стали закачиватьв продуктивный пласт без малого 60 тыс.м3 воды в сутки. Через десятьлет интенсивность закачки уже возросла до 122 тыс.м3 сут. Проседаниепрактически прекратилось. В настоящее время в центре чаши оно не превышает 5см/год, а по некоторым районам зафиксирован даже подъем поверхности на 15 см.Месторождение вновь вступило в эксплуатацию, при этом на каждую тоннуотобранной нефти нагнетают около 1600 л воды. Поддержание пластового давлениядает в настоящее время на старых участках Уилмингтона до 70 % суточной добычинефти. Всего на месторождении добывают 13700 т/сут нефти.
В последнее время появились сообщенияо проседании дна Северного моря в пределах месторождения Экофиск послеизвлечения из его недр 172 млн.т нефти и 112 млрд. м3 газа. Оносопровождается деформациями стволов скважин и самих морских платформ.Последствия трудно предсказать, но их катастрофический характер очевиден.
Проседание грунта и землетрясенияпроисходят и в старых нефтедобывающих районах России. Особенно это сильночувствуется на Старогрозненском месторождении. Слабые землетрясения, какрезультат интенсивного отбора нефти из недр, ощущались здесь в 1971 г., когдапроизошло землетрясение интенсивностью 7 баллов в эпицентре, который былрасположен в 16 км от г. Грозного. В результате пострадали жилые иадминистративные здания не только поселка нефтяников на месторождении, но исамого города. На старых месторождениях Азербайджана — Балаханы, Сабунчи,Романы (в пригородах г. Баку) происходит оседание поверхности, что ведет кгоризонтальным подвижкам. В свою очередь, это является причиной смятия иполомки обсадных труб эксплуатационных нефтяных скважин.
Совсем недавние отголоски интенсивныхнефтяных разработок произошли в Татарии, где в апреле 1989 г. былозарегистрировано землетрясение силой до 6 баллов (г. Менделеевск). По мнениюместных специалистов, существует прямая зависимость между усилением откачкинефти из недр и активизацией мелких землетрясений. Зафиксированы случаи обрывастволов скважин, смятие колонн. Подземные толчки в этом районе особеннонастораживают, ведь здесь сооружается Татарская АЭС. Во всех этих случаях однойиз действенных мер также является нагнетание в продуктивный пласт воды,компенсирующей отбор нефти.
Начав эксплуатацию месторожденийнефти и газа, человек, сам того не подозревая, выпустил джина из бутылки.Поначалу казалось, что нефть приносит людям только выгоду, но постепенновыяснилось, что использование ее имеет и оборотную сторону. Чего же большеприносит нефть, пользы или вреда? Каковы последствия ее применения? Не окажутсяли они роковыми для человечества?
<span Times New Roman",«serif»; mso-fareast-font-family:«Times New Roman»;mso-ansi-language:RU;mso-fareast-language: RU;mso-bidi-language:AR-SA">1. Химический состав нефти, свойства ее компонентов
Нефть относится к группе горныхосадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др.Она обладает одним важным свойством — способностью гореть и выделять тепловуюэнергию. Среди других горючих ископаемых она имеет наивысшую теплотворнуюспособность. Например, для подогрева котельной или другой установки требуетсянефти значительно меньше по весу, чем каменного угля. Все горючие породыпринадлежат к особому семейству, получившему название каустобиолитов (отгреческих слов «каустос»- горючий, «биос» -жизнь, «литое» — камень, т.е.горючий органический камень).
В химическом отношении нефть — сложная смесь углеводородов (УВ) и углеродистых соединений. Она состоит изследующих основных элементов:
углерод (84-87%), водород (12-14%),кислород, азот, сера (1-2%). Содержание серы может доходить до 3-5% [З]. Внефтях выделяют следующие части: углеводородную, асвальто-смолистую, порфирины,серу и зольную. В каждой нефти имеется растворенный газ, который выделяется,когда она выходит на земную поверхность.
Главную часть нефти составляютуглеводороды различные по своему составу, строению и свойствам, которые могутнаходиться в газообразном, жидком и твердом состоянии. В зависимости отстроения молекул они подразделяются на три класса — парафиновые, нафтеновые иароматические. Но значительную часть нефти составляют углеводороды смешанногостроения, содержащие структурные элементы всех трех упомянутых классов.Строение молекул определяет их химические и физические свойства. Парафиновыеуглеводороды, или как их еще называют, метановые УВ (алкановые, или алканы).Сюда относят метан СН4, этан С3Н6, пропан, бутан и изобутан.
Для углерода характерна способностьобразовывать цепочки, в которых его атомы соединены последовательно друг с другом.Остальными связями к углероду присоединены атомы водорода. Количество атомовуглерода в молекулах парафиновых УВ превышает количество атомов водорода в 2раза, с некоторым постоянным во всех молекулах избытком, равным 2. Иначеговоря, общая формула углеводородов этого класса CnH2n+1. Парафиновые углеводородыхимически наиболее устойчивы и относятся к предельным УВ. В зависимости отколичества атомов углерода в молекуле углеводороды могут принимать одно из трехагрегатных состояний. Например, если в молекуле от одного до четырех атомовуглерода (СН4 — С4Ню), то УВ представляют собой газ, от 5 до 16 (СэН^ — С^ЬГ^)- это жидкие УВ, а если больше 16 (СпНзб и т.д.) — твердые.
Таким образом, парафиновыеуглеводороды в нефти могут быть представлены газами, жидкостями и твердымикристаллическими веществами. Они по-разному влияют на свойства нефти: газыпонижают вязкость и повышают упругость паров; жидкие парафины хорошорастворяются в нефти только при повышенных температурах, образуя гомогенныйраствор; твердые парафины также хорошо растворяются в нефти образуя истинныемолекулярные растворы. Парафиновые УВ (за исключением церезинов) легкокристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент.
Нафтеновые (циклановае, илиалициклические) УВ имеют циклическое строение (С/СпНзп), а именно состоят изнескольких групп – CH2 -, соединенных между собой в кольчатую систему. В нефтисодержатся преимущественно нафтены, состоящие из пяти или шести групп СН2. Всесвязи углерода и водорода здесь насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладаютустойчивыми свойствами. По сравнению с парафинами, нафтены имеют более высокуюплотность и меньшую упругость паров и имеют лучшую растворяющую способность.
Ароматические УВ (арены) представленыформулой СnНn,наиболее бедны водородом. Молекула имеетвид кольца с ненасыщенными связями углерода. Простейшим представителем данногокласса углеводородов является бензол С6Н6, состоящий из шести групп СН.
Для ароматических УВ характерныбольшая растворяемость, более высокая плотность и температура кипения.
Асфальто-смолистая часть нефтейпредставляет собой вещество темного окраса, которое частично растворяется вбензине. Растворившееся часть -асфальтены. Они обладают способностью набухать врастворителях, а затем переходить в раствор. Растворимость асфальтенов всмолисто-углеродных системах возрастает с уменьшением концентрации легких УВ иувеличением концентрации ароматических углеводородов. Смола не растворяется вбензине и являются полярными веществами с относительной молекулярной массой500-1200. В них содержатся основное количество кислородных, сернистых иазотистых соединений нефти. Асфальтосмолистые вещества и другие полярныекомпоненты являются поверхностно-активными соединениями нефти и природнымистабилизаторами водонефтяных эмульсий.
Порфиритами называют особые азотистыесоединения органического происхождения. Предполагают, что они образовались изгемоглобина животных и хлорофилла растений. Эти соединения разрушаются притемпературе 200-250°С.
Сера широко распространена в нефтях иуглеводородном газе и содержится как в свободном состоянии, так и в видесоединений (сероводород, меркаптаны).
Зольная часть представляет собойостаток, образующийся при сжигании нефти. Это различные минеральные соединения,чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия.
Свойства нефти определяют направлениеее переработки и влияют на продукты, получаемых из нефти, поэтому существуютразличные виды классификации, которые отражают химическую природу нефти иопределяют возможные направления переработки.
Например, в основу классификации,отражающей химический состав, положено преимущественное содержание в нефтикакого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Различают нафтеновые,парафиновые, парафино-нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические,ароматические. Так, в парафиновых нефтях все фракции содержат значительноеколичество алканов; в парафино-нафтено-ароматических углеводороды всех трехклассов содержатся примерно в равных количествах; нафтено-ароматические нефтихарактеризуются преимущественным содержанием циклоалканов и аренов, особенно втяжелых фракциях. Также используется классификация по содержанию асфальтенов исмол. В технологической классификации нефти подразделяют на классы — посодержанию серы; типы — по выходу фракций при определенных температурах; группы- по потенциальному содержанию базовых масел; виды — по содержанию твердыхалканов (папафинов). При выходе из нефтяного пласта нефть содержит взвешенныечастицы горных пород, воду, растворенные в ней соли и газы. Нефть, получаемуюнепосредственно из скважин называют сырой нефтью, которая иногда сразутранспортируется в ближайшие центры нефтепереработки. Но в большинстве случаевдобываемая нефть проходит промысловую подготовку, так как она может бытьпредназначена для экспорта или для транспортирования в отдаленные от местдобычи нефтеперерабатывающие заводы.
Перечисленные выше примеси вызываюткоррозию оборудования и серьезные затруднения при транспортировании ипереработки нефтяного сырья. Именно поэтому перед транспортированием сыраянефть подготавливается: из нее удаляется вода, большое количество механическихпримесей, солей и выпавших твердых углеводородов. Также следует выделить изнефти газ и наиболее летучие ее компоненты. Если этого не сделать, то прихранении нефти даже за то время, которое пройдет, пока она не попадет нанефтеперерабатывающий завод, газ и наиболее легкие углеводороды будут утеряны.А между тем газ и летучие жидкие УВ являются ценными продуктами. Кроме того,при трубопроводной транспортировке нефтей из них необходимо удалять все легкиегазы. В противном случае на возвышенных участках трассы возможно образованиегазовых мешков.
Перечислим важнейшие показателикачества: фракционный состав, плотность, содержание воды, хлористых солей,механических примесей и серы. Также определяют технологические показателинефти. К ним можно отнести: давление насыщенных паров, вязкость, содержаниепарафинов, температура застывание и вспышки, содержание асфальтенов и смол. (Иногдаопределяют кислотность, молекулярную массу, объемную долю газа, массовую долютяжелых металлов). Некоторые показатели качества нефти могут определятьсясогласно договоренности между поставщиком и покупателем. Рассмотрим значенияэтих показателей для характеристики нефти и получаемых из нее нефтепродуктов.
Плотность является одним из наиболееобщих показателей, характеризующий свойства нефти и нефтепродуктов, измерениекоторого предусмотрено стандартами различных стран. По плотности можноориентировочно судить об углеводородном составе различной нефти инефтепродуктов, поскольку ее значение для углеводородов различных группразлична. Например, более высокая плотность указывает на большее содержаниеароматических углеводородов, а более низкая — на большее содержание парафиновыхУВ. Углеводороды нафтеновой группы занимают промежуточное положение. Такимобразом, величина плотности до известной степени будет характеризовать нетолько химический состав и происхождение продукта, но и его качество. Прихарактеристики плотности отдельных фракций нефти следует прежде всего отметитьвозрастание плотности с увеличением температуры кипения. Однако это положение,справедливое для большей части случаев, имеет исключения.
Важнейшим показателем качества нефтиявляется фракционный состав. Фракционный состав определяется при лабораторнойперегонке с использованием метода постепенного испарения, в процессе которойпри постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части — фракции,отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракцийхарактеризуется температурами начала и конца кипения.
Промышленная перегонка нефтиосновывается на схемах с так называемым однократным испарением и дальнейшейректификацией. Фракции, выкипающие до 350°С, отбирают при давлении несколькопревышающим атмосферное, называют светлыми дистиллятами (фракциями). Названияфракциям присваиваются в зависимости от направления их дальнейшегоиспользования. В основном, при атмосферной перегонке получают следующие светлыедистилляты: 140°С (начало кипения) -бензиновая фракция, 140-180°С — лигроиноваяфракция (тяжелая нафта), 140-220°С (180-240°С ) — керосиновая фракция,180-350°С (220-350°С, 240-350°С) — дизельная фракция (легкий или атмосферныйгазойль, соляровый дистиллят). Фракция, выкипающая выше 350°С является остаткомпосле отбора светлых дистиллятов и называется мазутом. Мазут разгоняют подвакуумом и в зависимости от дальнейшего направления переработки нефти получаютследующие фракции: для получения топлив — 350-500°С вакуумный газойль(дистиллят), >500°С вакуумный остаток (гудрон); для получения масел — 300-400°С (350-420°С) легкая масленная фракция (трансформаторный дистиллят),400-45 0°С (420-490°С) средняя масленная фракция (машинный дистиллят),450-490°С тяжелая масленная фракция (цилиндровый дистиллят), >490°С гудрон.Мазут и полученные из него фракции — темные. Таким образом, фракционирование — это разделение сложной смеси компонентов на более простые смеси или отдельныесоставляющие. Продукты, получаемые как при первичной, так и при вторичнойпереработки нефти, относят к светлым, если они выкипают до 350°С, и к темным,если пределы выкипания 350°С и выше.
Нефти различных месторождений заметноотличаются по фракционному составу, содержанию светлых и темных фракций. Втехнических условиях на нефть и нефтепродукты нормируются:
• температура начала кипения;
• температура, при которой отгоняется10,50,90 и 97.5% от загрузки, а также остаток в процентах;
• иногда лимитируется температураконца кипения.
При добыче и переработке нефть дваждысмешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе ссопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывкипресной водой для удаления хлористых солей. В нефти и нефтепродуктах вода можетсодержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении,либо в виде стойкой эмульсии, тогда прибегают к особым приемам обезвоживаниянефти. Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовымпотерям. При небольшом содержании пластовой воды в нефти удорожаетсятранспортировка ее по трубопроводам, потому что увеличивается вязкость нефти,образующей с водой эмульсию. После отделения воды от нефти в отстойниках ирезервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии изагрязняет сточные воды. Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается инакапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из эмульсии испаряютсялегкие фракции и она загрязняется механическими примесями. Такие нефти получилиназвание «амбарные нефти». Они высокообводненные и смолистые, с большим содержаниеммеханических примесей, трудно обезвоживаются.
Содержание воды в нефти являетсясамой весомой поправкой при вычислении массы нетто нефти по массе брутто. Этотпоказатель 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 еепереработку, вызывая коррозию аппаратуры. Имеющаяся в карбюраторном и дизельномтопливе, вода снижает их теплотворную способность, засоряет и вызываетзакупорку распыляющих форсунок. При уменьшении температуры кристаллики льдазасоряют фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатацииавиационных двигателей.
Содержание воды в масле усиливает еесклонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей,соприкасающихся с маслом. Следовательно, вода оказывает негативное влияние какна процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктови количество ее должно строго нормироваться.
Присутствие мехпримесей объясняетсяусловиями залегания нефти и способами ее добычи. Механические примеси нефтисостоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины и другихтвердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуютстабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефти примеси могут частичнооседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорениюпроцесса износа аппаратуры.
В отстойниках, резервуарах и трубахпри 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 настенках труб уменьшается их теплопроводность. В ГОСТ 6370-83 приводятсяследующие оценки достоверности результатов определения содержания механическихпримесей при доверительной вероятности 95%.Массовая доля механических примесейдо 0.005% включительно оценивается как их отсутствие.
ГОСТ 9965-76 устанавливает массовую долюмеханических примесей в нефти, которая может быть не более 0.05%.
Сера и ее соединения являютсяпостоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе — этосоединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, внефти встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды. Меркаптаны илитиоспирты — легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом;сульфиды или тиоэфиры — нейтральные вещества, нерастворяющиеся в воде, норастворяющиеся в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды — тяжелые жидкостис неприятным запахом, легко растворяющиеся в нефтепродуктах, и очень мало вводе; тиофен — жидкость, не растворяющаяся в воде. Соединения серы в нефти, какправило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах,способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивнуюкоррозию металла. Особенно в этом отношении опаснысероводород и меркаптаны. Ониобладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо.Поэтому их присутствие в товарной нефти не допустимо. Точность методаопределения серы согласно ГОСТ 1437-75 выражается следующими показателями:
·<span Times New Roman"">
сходимость — результаты определения,полученные последовательно одним лаборантом, признаются достоверными (придоверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышаетзначений, указанных в таблице №1;·<span Times New Roman"">
воспроизводимость — результатыанализа, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (придоверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышаетзначений, 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 важнейшейфизической константой, характеризующей эксплуатационные свойства котельных,дизельных топлив и других нефтепродуктов. Особенно важна эта характеристика дляопределения качества масленых фракций, получаемых при переработке нефти икачества стандартных смазочных масел. По значению вязкости судят о возможностираспыления и перекачивания нефтепродуктов, при транспортировке нефти потрубопроводам, топлив в двигателях и т.д.
Перегонка нефти, содержащей соли,становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а также из-заотложения солей в трубах печей и теплообменниках. В результате могут прогоретьпечные трубы и возникнуть пожар, непрерывно повышаться давление на сырьевыхпечных насосах вследствие уменьшения диаметра печных труб и, наконец, полностьюпрекратится подача сырья в печь.
Основным коррозирующим факторомявляется присутствие хлоридов в нефти. При подогреве нефти до 120 С и выше вприсутствии даже следов воды происходит интенсивный гидролиз хлоридов свыделением сильно коррозирующего агента — хлористого водорода НС1. Гидролизхлоридов идет согласно следующим уравнениям:
MgCl2 + Н2O=MgOHCl+ НС1
MgCI2 + 2Н20 = Mg(OH)2 + 2НС1
С повышением температуры скоростьгидролиза хлоридов значительно увеличивается. Из содержащихся в нефти хлоридовнаиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористыйкальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий. При перегонкесернистой нефти сероводород реагирует с железом и образует не растворяемый вводе сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и,таким образов, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Новыделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этом выделяютсяновые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. Врезультате обнажается поверхность металла и протекает интенсивная сопряженнаякоррозия сероводородом и хлористым водородом. Наличие значительного количестваминеральных солей в мазутах, которые представляют собой остаток при перегонкенефти и используются в качестве котельного топлива приводит к отложению солей втопках, на наружных стенках нагревательных труб. Это приводит к снижениютеплоотдачи и, следовательно, к снижению коэффициента полезного действия печи.
Таким образом, переработка такойнефти может осуществляться только после обязательного обессоливания иобезвоживания. ГОСТ 21534 устанавливает два метода определения хлористых солейв нефти: титрованием водного экстракта (метод А) и неводнымпоцентриометрическим титрованием (метод Б). Точностные значения для методовпредставлены в таблицах №2 и №3.
Таблица № 2
Значения точности определенияхлористых солей по методу А.
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3
Сходимость, 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 солей, мг/дм3
Сходимость, 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 концентрацияхлористых солей должна составлять 100,300 или 900 мг/дм3, взависимости от степени подготовки нефти.
Способность молекул жидкости выходитьчерез свободную поверхность наружу, образуя пар, называют испаряемостью. Надповерхностью каждой жидкости вследствие испарения находится пар, давлениекоторого может возрастать до определенного предела, зависящего от температуры иназываемого давлением насыщенного пара. При этом давление пара и жидкости будетодинаковым, пар и жидкость оказываются в равновесии и пар становитсянасыщенным. При этом число молекул, переходящих из жидкости в пар равно числумолекул, совершающий обратный переход. Давление насыщенных паров с повышениемтемпературы растет. Образование насыщенных паров приводит к тому, что давлениена свободной поверхности не может быть ниже давления насыщенных паров. Длянефти и нефтепродуктов и других сложных многокомпонентных систем давлениенасыщенного пара при данной температуре является сложной функцией состава изависит от соотношения объемов пространств, в которых находится пар и жидкость.
Давление насыщенных паровхарактеризует интенсивность испарения, пусковые качества моторных топлив исклонность их к образованию паровых пробок.
При транспортировании нефти,содержащих парафин, по трубопроводам на их стенках, а также на деталяхоборудования часто откладывается парафин. Это объясняется как тем, чтотемпература стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости,так и тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти вследствие высокойконцентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода,прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб иоборудования, что в свою очередь требует повышения давления в насосов дляподдержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привестик снижению производительности всей системы.
Таким образом, знание содержания внефти и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовойкристаллизации позволяет определить технологический режим эксплуатациимагистральных трубопроводов.
ГОСТ 11851-85 регламентирует дваметода определения парафина. Метод А заключается в предварительном удаленииасфальто-смолистых веществ из нефти, их экстракции и адсорбции, и последующеговыделения парафина смесью ацетона и толуола при температуре минус 20°С. Прииспользовании метода Б предварительное удаление асфальто-смолистых веществосуществляется вакуумной перегонкой с отбором фракций 250-550°С и выделениепарафина растворителями (смесь спирта и эфира) при температуре минус 20°С.
Точность метода А представлена втаблице № 4.
Таблица № 4
Сходимость и воспроизводимость метода А определения парафина в нефти
Массовая доля парафина в нефти,%
Сходимость, % от среднего арифметического
Воспроизводимость, % от среднего арифметического
До 1.5
19
68
Св. 1.5 до 6.0
18
68
Св.6
17
67
Расхождение между двумя параллельнымиопределениями по методу Б не должны превышать значений, указанных в таблице №5.
Таблица № 5
Точность определения парафина по методу Б
Массовая доля парафина в нефти, %
Допускаемые расхождения
До 2
0.2% от массы фракций 250-500? С
Св.2
10% от значения меньшего результата
<span Times New Roman",«serif»; mso-fareast-font-family:«Times New Roman»;mso-ansi-language:RU;mso-fareast-language: RU;mso-bidi-language:AR-SA">2. Анализ экологических аспектов этихсвойств
Гораздо большую опасность таит в себеиспользование нефти и газа в качестве топлива. При сгорании этих продуктов ватмосферу выделяются в больших количествах углекислый газ, различные сернистыесоединения, оксид азота и т.д. От сжигания всех видов топлива, в том числе икаменного угля, за последние полвека содержание диоксида углерода в атмосфереувеличилось почти на 288 млрд. т, а израсходовано, по подсчетам академика Ф.Ф.Давитая, более 300 млрд.т. кислорода. Таким образом, с момента первых костровпервобытного человека атмосфера потеряла около 0,02 % кислорода, а приобрела до12 % углекислого газа. В настоящее время ежегодно человечество сжигает 7 млрд.т. топлива, на что потребляется более 10 млрд. т кислорода, а прибавка диоксидауглерода в атмосфере доходит до 14 млрд. т. В ближайшие же годы эти цифры будутрасти в связи с общим увеличением добычи горючих полезных ископаемых и ихсжиганием. По мнению Ф.Ф. Давитая, к 2020 г. в атмосфере исчезнет около 12 000млрд. т. кислорода (0,77 %). Таким образом, через 100 лет состав атмосферысущественно изменится и, надо полагать, в худшую сторону.
Уменьшение количества кислорода ирост содержания углекислого газа, в свою очередь, будут влиять на изменениеклимата. Молекулы диоксида углерода позволяют коротковолновому солнечномуизлучению проникать сквозь атмосферу Земли и задерживают инфракрасноеизлучение, испускаемое земной поверхностью. Возникает так называемый„парниковый эффект", и среднепланетная температура повышается.Предполагают, что потепление с 1880 г. по 1940 г. в значительной степениследует отнести за этот счет. Казалось бы, в дальнейшем потепление должнопрогрессивно нарастать. Однако другое воздействие человека на атмосферунейтрализует «парниковый эффект».
Человечество выделяет огромноеколичество пыли и других микрочастиц, экранирующих солнечные лучи и сводящих нанет нагревательное действие углекислого газа. По сведениям американскогоспециалиста К. Фрейзера, над Вашингтоном помутнение атмосферы с 1905 г. по 1964г. составило 57 %, а над одним из швейцарских городов — 88 %. Над Тихим океаномпрозрачность атмосферы снизилась на 30 % всего за десять лет-с 1957 г. по1967г.
Загрязнение атмосферы таит в себе идругую опасность — оно снижает количество солнечной радиации, достигающейповерхности Земли. По данным Национального управления США по изучению океана иатмосферы над территорией этой страны в период с 1950 г. по 1972 г. солнечнаярадиа