Способ определения количественного состава водонефтяных эмульсий

 

Использование: анализ нефтепродуктов. Сущность изобретения: определяют плотности эмульсии и ее составляющих при двух температурах эмульсии, после чего аналитически находят массовые доли воды и нефтепродуктов в эмульсии.

Изобретение относится к анализу нефтепродуктов.

В современных дизелях в настоящее время широкое применение нашли тяжелые топлива - темные нефтепродукты плотностью более 0,9 г/см³ при 50^оС. Характерной особенностью этих топлив является наличие большого количества поверхностно-активных веществ /ПАВ/. Для облегчения сжигания этих топлив очень часто к ним добавляют воду с содержанием менее 50% . В результате этого образуется стойкая водотопливная эмульсия /ВТЭ/.

Стойкость последней создается благодаря окружению предварительно размельченных включений воды /диаметром менее 0,007 мм/ поверхностно-активными веществами. Пленка ПАВ находится на поверхности капель воды и препятствует их коагуляции и, как следствие, расслаиванию эмульсии.

Одной из важнейших задач, возникающих при использовании ВТЭ в дизелях или других энергетических агрегатах, является определение массовой доли воды в эмульсии для определения действительного расхода топлива. Известные способы определения количественного состава ВТЭ путем предварительного определения масс смешиваемых воды и топлива не могут обеспечить необходимой точности, так как в процессе использования состав ВТЭ может расслаиваться, причем это расслоение может происходить неравномерно по всему объему ВТЭ. В результате состав ВТЭ будет неравномерен как в пространстве, так и во времени.

Известен способ определения содержания воды в нефтепродуктах, заключающийся в смешении пробы водотопливной эмульсии /ВТЭ/ с бензином и подогреве образовавшейся смеси до температуры кипения бензина /≈ 80^oC/ [1] . Смесь выдерживают при этой температуре до тех пор, пока из нее не перестанет испаряться вода. Испарившуюся при этом воду улавливают и по ее количеству определяют состав ВТЭ.

Недостатком указанного выше способа является невозможность его применения для нефтепродуктов, содержащих ПАВ.

Наиболее близким техническим решением является способ определения содержания жидких составляющих с известной плотностью по плотности их смеси, эмульсии или раствора при отсутствии между ними химической реакции [2] .

Указанный способ неразрушающий и не требует разделения составляющих для определения их доли в общем продукте.

Недостатком этого способа является невозможность контроля полученного результата.

Целью изобретения является повышение точности определения количественного состава водонефтяной эмульсии /ВНЭ/.

Способ осуществляется следующим образом.

Определяют плотности эмульсии и ее составляющих при двух температурах эмульсии, после чего при этих же температурах определяют плотности ее составляющих и определяют массовые доли составляющих эмульсию веществ.

Массовое отношение воды и топлива в ВНЭ находят по выражению: , (1) где ρ_э , ρ_т , ρ_в - плотности соответственно эмульсии, топлива и воды М_в, М_э - массы воды и ВТЭ в рассматриваемом объеме.

Отличительной особенностью выражения /1/ является то, что массовое отношение М_в/М_э является величиной постоянной и не зависит ото температуры ВТЭ, в то время как стоящие в правой части величины ρ_т , ρ_э и ρ_в являются переменными и зависят от температуры.

Таким образом, при проведении измерений при двух различных температурах t₁ и t₂ получим различные величины плотностей воды, топлива и ВТЭ: ρ_в(t₁), ρ_т(t₁), ρ_э(t₁) и ρ_в(t₂), ρ_т(t₂), ρ_э(t₂).

В то же время массовое отношение воды и эмульсии будет постоянным при всех температурах (2) Полученное уравнение /2/ показывает, что неправильно выполненные замеры плотности хотя бы одной составляющей эмульсии или ее самой хотя бы при одной температуре немедленно приведет к нарушению управления /1/. Это и будет являться сигналом неточности эксперимента и необходимости его повторения.

В качестве примера ниже приводятся определение количественного состава водотопливной эмульсии на базе топлива ДТ, ГОСТ 1667-68.

Исходные продукты: - топливо ДТ. ГОСТ 1667-68, плотность при 20^оС - 0,9132 г/см³, вода, плотность при 20^оС - 0,99823 г/cм ³ Первый замер при t= 63^oC: ρ _т/63/= 0,88684 г/см³ ρ _в/63/= 0,9817 г/см³, ρ _э/63/= 0,8999 г/см³.

Массовая доля воды в ВТЭ по [2] : χ ₆₃= = 0,15019 Второй замер при t= 62^oC: ρ _т/62/= 0,88746 г/см³, ρ _в/62/= 0,9822 г/см³, ρ _э/62/= 0,9005 г/см³.

χ ₆₂= 0,15013 Третий замер при t= 56^oC: ρ _т/56/= 0,89118 г/см³,
ρ _в/56/= 0,98522 г/см³,
ρ _э/56/= 0,9042 г/см³.

χ ₅₆= 0,15086.

Среднее значение - χ = 0,150393 Среднее квадратичное отклонение - δ= 0,22% .

Как видно из представленных замеров, среднее квадратичное отклонение трех замеров не превышает 0,22% , что в три раза меньше возможной ошибки вследствие неточности измерительной аппаратуры. Замер верный.

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВЕННОГО СОСТАВА ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ путем измерения плотностей эмульсии и ее компонентов, по которым судят об искомой величине, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения, плотности эмульсии и ее компонентов измеряют при двух температурах, после чего находят массовые доли воды M_в и нефтепродукта M_э в эмульсии из выражения
,
где ρ_э , ρ_т, ρ_в - плотность соответственно эмульсии, топлива и воды.