В ГОСТ 6370-83 приводятся следующие оценки достоверности результатов определения содержания механических примесей при доверительной вероятности 95%: <DIV align=right>Таблица № 4</DIV>
Нормы точности определения массовой доли механических примесей по ГОСТ6370-83
| <TBODY> Механические примеси, % | Повторяемость, % | Воспроизводимость, % |
| До 0.01 | 0.0025 | 0.005 |
| Св. 0.001 до 0.1 | 0.005 | 0.01 |
| Св. 0.1 до 1.0 | 0.01 | 0.02 |
| Св. 1.0 | 0.1 | 0.20 </TBODY> |
Массовая доля механических примесей до 0.005% включительно оценивается как их отсутствие.
ГОСТ 9965-76 также устанавливает массовую болю механических примесей в нефтях, которая может быть не более 0.05%.
Содержание серы
Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе - это соединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в некоторых нефтях 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 нефтях, 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:
cходимость – результаты определения, полученные последовательно одним лаборантом, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение менжду ними не превышает значений, указанных в таблице №5;
воспроизводимость – результаты анализа, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (при доверительной вероятности 95%), если расхождение между ними не превышает значений, указанных в таблице №. 5. <DIV align=right>Таблица № 5</DIV>
Сходимость и воспроизводимость метода определения серы по ГОСТ 1437-75
| <TBODY> 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 </TBODY> |
Вязкость
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.
Определяется структурой углеводородов, составляющих нефть и нефтепродуктов, т.е. их природой и соотношением. Среди различных групп углеводородов, наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую – нафтеновые углеводороды.
Можно добавить, что чем больше вязкость нефтяных фракций, тем больше температура их выкипания.
Определение вязкости согласно ГОСТ 33-82 «Нефтепродукты. Методы определения кинематической и расчет динамической вязкости устанавливает следующие нормы точности определение вязкости: сходимость предполагает, что расхождение результатов последовательных определений полученных одним и темже лаборантом, работающем на одном и том же вискозиметре, в идентичных условиях на одном и том же продукте, не должно превышать 0.35% от среднего арифметического значения (с 95% доверительной вероятностью); воспроизводимость – расхождение результата двух определений, полученными разными лаборантами, работающеми в разных лабораториях, на одном и том же продукте, не должно превышать 0.72% от среднего арифметического (с 95% доверительной вероятностью).
Наличие хлористых и других минеральных солей
Перегонка нефтей, содержащих 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 короддирующим 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 короддирующего агента – хлористого водорода HCl.
Гидролиз хлоридов идет согласно следующим уравнениям [5]:
MgCl2 + H2O = MgOHCl + HCl
MgCl2 + 2H2O = Mg(OH)2 + 2HCl
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 сернистых нефтей 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 нефтей 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 таких нефтей 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. <DIV align=right>Таблица № 2</DIV>
Значения точности определения хлористых солей по методу А
| <TBODY> Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3 | Сходимость, мг/дм3 |
| До 10 | 1.5 |
| Св. 10 до 50 | 3.0 |
| Св. 50 до 200 | 6.0 |
| Св. 200 до 1000 | 25.0 |
| Св. 1000 | 4% от среднего значения </TBODY> |
<DIV align=right>Таблица № 3</DIV>
Значения точности определения хлористых солей по методу Б
| <TBODY> 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 результата </TBODY> |
По ГОСТу 9965-76 концентрация хлористых солей должна составлять 100,300 или 900 мг/дм3, в зависимости от степени подготовки нефтей.
Давление насыщенных паров
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 нефтепродуктов и других сложных многокомпонентных систем давление насыщенного пара при данной температуре является сложной функцией состава и зависит от соотношения объемов пространств, в которых находится пар и жидкость.
Давление насыщенных паров характеризует интенсивность испарения, пусковые качества моторных топлив и склонность их к образованию паровых пробок.
Содержание парафина
При транспортировании нефтей, содержащих парафин, по трубопроводам на их стенках, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется как тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, так и тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления в насосов для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.