Определение содержания непредельных ув методом бромных чисел. Определение группового состава нефти


Групповой состав нефти

Нефть – сложная многокомпонентная система и знание группового состава нефти позволяет с максимальной эффективностью ее использовать в нефтепереработке. Основная масса компонентов нефти – углеводороды, которые представляют три класса углеводородов:

Парафиновые (алканы) Сnh3n + 2 – составляют значительную часть до 25-35 % масс., преимущественно это углеводороды нормального строения n - алканы и изоалканы (i- алканы) – преимущественно монометилзамещенные с различным положением метильной группы в цепи (изопреноидные структуры) –

- С – С – С –

|

С

С ростом молекулярной массы фракций нефти содержание в них алканов уменьшается.

Попутные нефтяные и природные газы практически полностью состоят из n-алканов С1 – С4: метан, этан, пропан, бутан и изобутан и 2,2-диметил-пропан.

Природные газы добывают с чисто газовых месторождений и состоят в основном из метана СН4. ПНГ и газы газоконденсатных месторождений кроме метана содержат газы С2-С4 и выше С5+ - соединения, поэтому их называют жирными газами. Газообразные алканы С1-С4 могут образовывать твердые комплексы с водой (кристаллогидраты), образуя так называемые соединения включения, например, С3Н8 ∙ n h3O. Соединения включения – вещества, в которых молекулы одного химического соединения - С3Н8 («гость») располагаются в полостях кристаллической структуры или молекул другого соединения - h3O («хозяина»). Такие комплексы углеводородных газов с водой образуются при пониженной температуре (около 0 0С) и часто являются причиной закупорки или образования твердых пробок в газопроводах. В присутствии молекул газов вода кристаллизуется с образованием «клеток», в которых заключены молекулы алкана.

Из жирных газов получают легкий газовый бензин, который является добавкой к товарным бензинам, а также сжатые жидкие газы в качестве горючего, а этан, пропан и бутаны после разделения служат сырьем для нефтехимии.

Алканы от С5 до С15 в обычных условиях жидкости, входят в состав бензиновых (С5-С10) и керосиновых (С11- С15) фракций нефти. Жидкие алканы - в основном, n-алканы или слаборазветвленные i-алканы.

Твердые алканы C16 +, входящие в состав нефтяных парафинов (n-C16 – C35) и церезинов (i-C36 +).

Нафтеновые углеводороды – циклоалканы (цикланы) Сnh3n + 2-2Kц – входят в состав всех фракций, кроме газов. Бензиновые и керосиновые фракции нефтей представлены, в основном, гомологами циклопентана С5Н10 и циклогексана С6Н12,, преимущественно с короткими С1-С3 алкилзамещенными цикланами. Высококипящие фракции содержат преимущественно полициклические конденсированные и реже неконденсированные нафтены с 2-4 циклами. По физическим свойствам нафтены занимают промежуточное положение между парафинами и ароматическими углеводородами, по химическим свойствам они сходны с парафинами, что объясняется их молекулярным строением. Нафтены благотворно влияют на технологические свойства масляных дистиллятов, т.к. они обладают достаточно высокой температурой затвердевания и практически не изменяют коэффициенты вязкости с температурой.

Ароматические углеводороды (до 4-5 конденсированных ядер) СnHn + 2 – 2Ка, представлены в нефтях гомологами бензола С6Н6 в бензиновых фракциях и производными полициклических аренов с числом Ка до 4 и более в средних топливных и масляных фракциях.

Углеводороды гибридного (смешанного) строения имеют в своем составе различные структурные элементы: ароматические кольца, пяти или шестичленные циклопарафиновые циклы и алифатические цепи. Сочетание этих элементов может быть многообразным, а число изомеров – огромным. Условно гибридные углеводороды можно подразделить на три типа: парафино-нафтеновые, парафино-ареновые и парафино-нафтено-ареновыми.

В керосиновых фракциях арены представлены гомологами бензола, но с более длинными углеводородными цепями, чем в бензиновых фракциях, а также имеются в заметных количествах гомологи нафталина, среди них встречаются метил-, диметил- и полиметилзамещенные нафталины, а также гибридные углеводороды –тетралин и его гомологи.

В масляных фракциях обнаружены аналоги антрацена, фенантрена и их гомологи.

studfiles.net

Определение группового и структурно-группового составов нефтяных фракций Южно-Чкаловского месторождения

Областное государственное бюджетное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

«Томский промышленно-гуманитарный колледж»

Направление работы – Техническое

Тема работы: Определение группового и структурно-группового составов нефтяных фракций Южно-Чкаловского месторождения

Автор: Екатерина Николаевна Подлесская

Специальность: Аналитический контроль качества химических соединений

Курс обучения: четвертый

Руководитель: зав. лабораторией «Химия нефти» ОГ БОУ СПО «Томский промышленно-гуманитарный колледж» Ольга Сергеевна Сухинина, преподаватель ОГ БОУ СПО «Томский промышленно-гуманитарный колледж» Марина Васильевна Урицкая.

Содержание

Введение 2

Теоретическая часть 3

Практическая часть 8

Выводы 10

Список используемой литературы 10 Введение

Нефти разных месторождений отличаются друг от друга по физическим и химическим свойствам. Основными компонентами нефти являются углеводороды: арены, циклоалканы, алканы. Соотношение между группами углеводородов придает нефти различные свойства и оказывает большое влияние на выбор метода переработки нефти и свойства получаемых продуктов.

Цель работы: исследовать групповой состав узких нефтяных 50 градусных фракций нефти Южно-Чкаловского месторождения с помощью метода анилиновых точек и для фракций выкипающих выше 200 °С структурно-групповой состав методом n-d-M.

Задача исследования: определение типа нефти Южно-Чкаловского месторождения и обозначение наиболее эффективного направления переработки ее указанных фракций.

Объект исследования: фракции нефти Южно-Чкаловского месторождения скважины 16 в диапазоне температур кипения от 62 °С до 350 °С. Теоретическая часть При определении группового химического состава устанавливают количественное содержание в нефтяных фракциях аренов, циклоалканов, алканов и алкенов. Он определяется проще, чем индивидуальный состав.

Для определения группового химического состава используют различия в физических и химических свойствах углеводородов, принадлежащих к разным классам. Среди методов определения группового химического состава наиболее широкое распространение получил анилиновый метод, основанный на неодинаковой растворимости углеводородов различных классов в анилине. При смешении нефтяной фракции с анилином при комнатной температуре не происходит полного растворения нефтепродукта в анилине, и обычно образуются два слоя. Если эту смесь нагревать, постоянно перемешивая, то при достижении определенной температуры произойдет полное взаимное растворение анилина и нефтепродукта, слои исчезнут, и жидкость станет однородной. Температуру, соответствующую полному взаимному растворению анилина и нефтепродукта, называют анилиновой точкой или критической температурой растворения (КТР) данного нефтепродукта в анилине. Наиболее низкими анилиновыми точками среди углеводородов характеризуются арены, наиболее высокими - алканы; циклоалканы занимают промежуточное положение. Алкены и циклоалкены имеют несколько более низкие анилиновые точки по сравнению с циклоалканами близкой молекулярной массы. В пределах одного гомологического ряда анилиновые точки, как правило, возрастают с увеличением массы и температуры кипения углеводорода. Такая же закономерность наблюдается и для фракций, выделенных из одной и той же нефти[6].

Определение группового углеводородного состава анилиновым методом включает в себя следующие операции:

  1. Потенциальное содержание фракций и остатка в нефти определялось путем ректификации в аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011-85 с отбором 50-градусных дистиллятов, выкипающих до температуры 350 оС, с последующим расчетом материального баланса разгонки с учетом растворенного газа, остатка выше 350 оС и потерь, затем каждую фракцию анализируют отдельно.
  2. Определение максимальной анилиновой точки в исходной фракции или истинной критической температурой растворения в анилине. Ее получают после нескольких определений температуры растворения фракции в возрастающих количествах анилина. При увеличении количества анилина температура полного растворения сначала повышается и при некотором соотношении фракции и анилина достигает максимума, после чего при дальнейшем увеличении количества анилина начинает падать. Максимальную температуру полного растворения принимают за максимальную анилиновую точку (истинную КТР в анилине).
  3. Удаление аренов адсорбцией на силикагеле.
В основу процесса положена различная сорбируемость компонентов смеси, которая зависит от их химического состава и строения. Хроматографическое разделение проводят, пропуская исследуемую нефтяную фракцию через колонку, заполненную адсорбентом (силикагелем). Арены обладают большей адсорбционной способностью по сравнению с алканами и циклоалканами. Это свойство ароматических углеводородов и положено в основу адсорбционного метода их выделения. Адсорбированные продукты десорбируют при помощи жидкостей, обладающих большей поверхностной активностью, чем адсорбированное вещество.
  1. Определение анилиновой точки методом равных объемов.
Метод равных объемов заключается в том, что берут равные объемы анилина и исследуемой фракции и определяют температуру их полного смешения[7].

Рис. Прибор для определения анилиновой точки: 1 - термометр; 2 - пробирка; 3 - муфта;

4 - водяная баня; 5 - мешалка; 6 - смесь анилина с исследуемой фракцией

  1. Расчет содержания аренов, циклоалканов, алканов.
Массовую долю аренов А, %, рассчитывают по формуле:

где - депрессия анилиновой точки, зависящая от содержания аренов;

К - анилиновый коэффициент, соответствующий содержанию аренов, вызывающему понижение анилиновой точки деароматизированной фракции на 1 °С.

Значение коэффициента К зависит от природы аренов, присутствующих в узкой фракции, и их количества. Оно определено экспериментально в ГрозНИИ для разных фракций в зависимости от концентрации аренов [4].

Массовую долю в %, циклоалканов Н1, , в деароматизированной фракции находят по формуле:

где Н1 - содержание циклоалканов в деароматизированной фракции, %.

Пересчет содержания циклоалкановых углеводородов, % на исходную фракцию производят по формуле:

где А - содержание ароматических углеводородов во фракции, %;

Н1 - содержания циклоалкановых углеводородов в деароматизированной фракции, %.

Массовую долю алканов П в % определяют по формуле:

где А - массовая доля аренов, %;

Н - массовая доля циклоалканов, %.

Определение структурно-группового состава фракций методом n-d-М.

Во фракциях с температурой кипения выше 150 °С циклические углеводороды (арены и циклоалканы) уже нельзя отнести только к одной какой-либо одной группе, так как большая часть их обладает смешанным (гибридным) характером. Чисто циклоалкановые или ареновые молекулы встречаются крайне редко; обычно циклические углеводороды содержат боковые алкановые цепи, а часто одновременно циклоалкановые и ареновые кольца. Сложность и многообразие гибридных структур быстро увеличивается с ростом молекулярной массы нефтяных фракций. Разнообразие гибридных форм обусловливается, с одной стороны, числом, характером и положением алкильных заместителей, а с другой – формой отдельных колец, соотношением различных форм этих колец, их положением в молекуле и наличием конденсированных структур. Гибридные структуры УВ, как правило, составляют большую часть высокомолекулярных фракций нефти, что затрудняет их изучение[7].

Структурно-групповой анализ был обоснован и предложен в 1932 году Ватерманом, Флюгтером и Ван-Вестеном. Они разработали так называемый прямой метод структурно-группового анализа, который явился основой для всех последующих модификаций этого метода. Сущность прямого метода заключалась в том, что соотношение структурных элементов «средней молекулы» исследуемой фракции находили по результатам определения молекулярной массы и элементного состава этой фракции до и после гидрирования ареновых колец.

Сложность метода состоит в том, что необходимо проводить исчерпывающее гидрирование ареновых колец, не сопровождающееся крекингом и другими побочными превращениями, и очень точно определять элементный состав до и после гидрирования. Обе эти операции сложны и трудоемки.

В 1947 году Тадема предложил наиболее простой и быстрый вариант структурно-группового анализа – метод n-d-М, который до настоящего времени находит широкое использование при исследовании средних и тяжелых фракций нефти. Идея состоит в том, что смесь углеводородов, составляющих исследуемую фракцию, представляют в виде одной «средней (среднестатистической) молекулы», свойства которой определяются соотношением ареновых и циклоалкановых фрагментов и алкановых цепей. Таким образом, на основании структурно-группового анализа можно судить лишь об относительном содержании отдельных структурных элементов, но не о количестве каждой группы углеводородов в исследуемой фракции. Результаты структурно-группового анализа можно выразить разными способами: определить число колец (общее, ареновых и циклоалкановых) в «средней молекуле» отвечающей средней молекулярной массе исследуемого образца. Вычислить распределение атомов углерода по различным структурным элементам «средней молекулы» [4].

Содержание колец и распределение углерода по отдельным структурным фрагментам «средней молекулы» вычисляют, используя формулы или номограммы на основании экспериментально определенных значений физических величин: показателя преломления, плотности и молекулярной массы исследуемого образца. Установлено существование линейной зависимости между указанными физическими величинами и составом фракций[5].

Для расчета структурно-группового состава фракций по методу n-d-М необходимо экспериментально определить следующие физические константы:

  1. Показатель преломления с точностью до ± 0,0001 в работе определялся на рефрактометре ИРФ-22 при 20 °С.
  2. Плотность с точностью ± 0,0002 определялась пикнометрическим методом при 20 °С, основанном на определении относительной плотности – отношение массы испытуемого продукта к массе воды, взятой в том же объеме и при той же температуре.
  3. Молекулярную массу с погрешностью ± 3 % находили по таблицам, для чего определяли вязкость при 20 °С, 50 °С, 100 °С. Сущность метода определения вязкости заключается в измерении калиброванным стеклянным вискозиметром времени истечения, в секундах определенного объема испытуемой жидкости под влиянием силы тяжести при постоянной температуре. Кинематическая вязкость является произведением измеренного времени истечения на постоянную вискозиметра.
  4. Содержание серы в % масс. в исследуемом продукте определяли методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии.
Сущность метода состоит в том, что испытуемый образец помещают в пучок лучей, испускаемых источником рентгеновского излучения. Измеряют характеристики энергии возбуждения от рентгеновского излучения и сравнивают полученный сигнал счетчика импульсов с сигналами счетчика, полученными при испытании заранее подготовленных калибровочных образцов[7].

Для «предельного» алкана приняты следующие физические константы:

Распределение углерода и содержание колец вычисляют по приведенным ниже формулам.

Для упрощения расчета сначала вычисляют значения факторов V, W, X, Y, а затем в зависимости от их значения применяют ту или иную формулу для расчета распределения углерода по структурам и содержанию колец.

Для жидких продуктов:

Далее массовую долю углерода в ареновых кольцах Сар, %, вычисляют по формулам:

при

Содержание углерода в кольчатых структурах Ск в % вычисляют по формулам:

при

при

где S - массовая доля серы в исследуемой фракции, %.

Массовую долю углерода в циклоалкановых структурах Сн в % находят по разности:

Массовую долю углерода в алкильных заместителях Сар в % находят по разности:

Содержание колец в «средней молекуле» фракции рассчитывают по формулам.

Число ареновых колец

при

Общее число колец Ко:

при

Число циклоалкановых колец Кн:

Для твердых или высоковязких продуктов:

Содержание углерода в ареновых кольцах:

при

Содержание углерода в кольчатых структурах:

при

Содержание углерода в циклоалкановых структурах:

Содержание углерода в алкильных заместителях:

Число ареновых колец:

при Практическая часть

Таблица 1

Результаты группового углеводородного состава фракций нефти Южно-Чкаловского месторождения скважины 16, выкипающих до 350 оС.

Температура выкипания фракции, °С Выход на нефть, % масс. Плотность при 20 °С, г/см3 Коэффициент преломления Содержание углеводородов, % масс.
аренов циклоалканов алканов
н.к.- 62 1,43 0,6762 1,3652 следы 7 93
62-100 3,54 0,7278 1,4044 5 37 58
100-120 2,50 0,7450 1,4145 7 36 57
120-150 6,38 0,7658 1,4271 11 36 53
150-200 7,91 0,7970 1,4424 19 32 49
н.к.-200 21,76 0,7464 1,4158 11 35 54
200-250 8,30 0,8263 1,4595 25 39 36
250-300 9,56 0,8438 1,4700 27 29 44
300-350 10,98 0,8606 1,4795 31 17 52
200 -350 28,84 0,8495 1,4748 28 28 44
Н.к.-350 50,59 0,8079 1,4504 18 32 50

По результатам представленным в табл. 1, видно, светлый дистиллят (н.к.- 350 оС) содержит 50 % алканов, 32 % циклоалканов и 18 % аренов. Во всех узких фракциях также преобладают алкановые структуры. Поэтому по групповому углеводородному составу нефть Южно-Чкаловского месторождения относится к парафино-нафтеновому типу. Содержание алканов с повышением температуры отбора от н.к. до 200 оС уменьшается с 93 до 49 % .

Содержание аренов колеблется от следов до 19 %, закономерно увеличиваясь с повышением температуры кипения фракций. Легкие дистилляты характеризуются присутствием значительного количества циклоалкановых углеводородов (32-37%) Широкая бензиновая фракция н.к.-200 оС содержит 11 % ареновых, 45 % циклоалкановых, 54 % алкановых углеводородов. Высокое содержание алкановых и невысокое содержание ареновых углеводородов указывает на то, данные фракции обладают низкими октановыми числами и характеризуются невысокой антидетонационной стойкостью, поэтому могут служить лишь компонентами современных карбюраторных топлив. Высокое количество циклоалкановых углеводородов 35 % позволяет предположить, что эти бензины будут хорошим сырьем для процесса каталитического риформинга с целью получения высокооктановых бензинов и индивидуальных ареновых углеводородов.

В керосиново-дизельных фракциях с повышением температуры кипения количество ареновых углеводородов увеличивается. В отличие от бензиновых керосиново-дизельные фракции характеризуются пониженным содержанием циклоалкановых углеводородов, но сохраняют повышенные показатели относительно алкановых углеводородов.

Структурно-групповой состав дает дополнительную информацию об особенностях химической структуры отдельных групп углеводородов. Результаты расчетов приведенные в таблице 2. показывают, что количество углерода, связанного с аренами в «усредненных молекулах» невелико и составляет 6,7 % в дистилляте 200-250 оС, увеличиваясь до 16,8 % по мере перехода к более тяжелым фракциям.

Таблица 2

Структурно-групповой состав 50-градусных фракций нефти Южно-Чкаловского месторождения скважины 16 по методу n-d-M.

Температура отбора фракции, °С , г/см3 М Распределение углерода, % Среднее число колец в молекуле
САР СН Скол Сп КАР КН КО
200-250 1,4595 0,8263 171,6 11,8 51 39,2 49 0,25 1,1 0,85
250-300 1,4700 0,8438 201,5 14,6 50,3 35,7 49,8 0,35 1,27 0,92
300-350 1,4795 0,8606 244,5 15,6 44,5 28,9 55,5 0,46 1,5 1,04

Результаты расчетов дают информацию об особенностях химического строения отдельных групп углеводородов, входящих в состав керосино-газойлевых фракций нефти, они показывают, что большая часть углерода в «усредненных молекулах» фракций приходится на алкановые структуры (Сп составляет 49,0-55,5 %).

Среднее число ароматических колец (КА) в молекуле невелико (КА = 0,25–0,46) и заметно увеличивается при переходе к высококипящим фракциям.

Общая цикличность (сумма КА+КН) – КО составляет 0,85–1,04.

Невысокая степень ароматичности средних фракций (КА находится в пределах от 0,25 до 0,46) и преобладание в их составе парафиновых структур позволяет оценить исследованные дистилляты как благоприятное сырье для получения дизельных топлив. Выводы По углеводородному составу данная нефть относится к нафтено-парафиновому типу. По товарным качествам эта нефть является ценным сырьем для нефтепереработки и нефтехимии. Из нее могут быть получены:

- компоненты автомобильных бензинов;

- топливо для реактивных двигателей;

- керосин осветительный;

- топливо дизельное зимнее;

- топливо дизельное летнее;

Список использованной литературы
  1. Государственные стандарты. Нефтепродукты. Методы испытания. Ч.1и2. М.: Изд. Стандарт, 1997. – 416 с.
  2. ГОСТ 33 – 2000. Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости. Изд-во стандартов, 2000. – 19 с.
  3. ГОСТ Р 51947-2002. Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии. М.: Издательство стандартов, 2002. – 9 с.
  4. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям./ И.Н. Дияров, И.Ю. Батуева, А.Н. Садыков, Н.Л. Солодова. - , 1990. – 240 с.
  5. Химия нефти и газа: Учебное пособие для вузов/ под ред. В.П. Проскурякова, А. Е. Дранкина. – Л.: Химия, 1989. – 424 с.
  6. Современные методы исследования нефтей. Справочно-методическое пособие/ под ред.А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л. И. Хотынцевой. – Л: Недра, 1984. – 430 с.
  7. Определение группового и структурно – группового составов нефтяных фракций: методические указания к выполнению лабораторных работ по курсу «химическая технология топлива и углеродных материалов. / О.С. Сухинина, А.И. Левашова - ГОУ ВПО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет», 2011- 30 с.

mognovse.ru

Методы определения группового состава нефтепродуктов

    Уже сравнительно давно в практике нефтепереработки существуют методы определения состава нефтепродуктов по содержанию в них тех или иных классов углеводородов (групповой состав для бензинов и структурно-групповой состав для масел и тяжелых остатков нефти). Методы эти можно подразделить на следующие типы химические, физико-химические, комбинированные и физические. [c.60]     Обработку нефтей водными растворами реагентов проводили по следующей методике 50 мл отбензиненной нефти и 50 мл водного раствора реагента перемешивали в течение 24 ч при комнатной температуре. Затем воду отделяли и определяли групповой химический состав нефтей методом жидкостной адсорбционной хроматографии с градиентны.м элюированием [102]. Этот метод позволяет определять групповой химический состав тяжелых нефтепродуктов с одновременным определением асфальтенов. Полученные экспериментальные данные приведены в табл.34-35. [c.129]

    Метод инфракрасной спектроскопии только в последние годы начал использоваться для изучения превращения нефтепродуктов в водоеме [4, 5, 7]. При анализе ИК-спектров хлороформных экстрактов могут быть выделены отдельные типы нефтяных структур парафиновые, нафтеновые, ароматические —и определена степень их окисленности. Но в упомянутых работах данные о количественном содержании соединений, входящих в состав нефтяных остатков, отсутствуют. Групповой анализ по характеристическим частотам имеет обобщающий характер и отражает элементы структур данной смеси. Для определения отдельных соединений помимо данных ИК-спектроскопии необходимо предварительное разделение смеси и элементарный анализ. [c.179]

    О к и н ш е в и ч Н. А., Г о й с а Е, М. Методика определения группового химического состава современных авиабензинов. Сб. Исследование и применение нефтепродуктов , вып. II. Гостоптехиздат, 1950,стр. 176. Маслов П. С. и Ко поплин а В. И. О методах определения группового химического состава бензиновых и лигроино-керосиновых ефтяных фракций. Об, Состав и свойства нефтей и бензино-ке-1роси1новых фракций . Изд-во АН СССР, М., 1957, стр, 498, [c.33]

    Информация о содержании в разнообразных углеводородны.к смесях ароматических, нафтеновых, н- и изо-парафиновых углеводородов представляет большое практическ ое значение для нефтехимической промЕяшленностн. Это связано с тем, что относительное распределение углеводородов характеризует физико-химические и эксплуатационные свойства нефтепродуктов, а тем самым и пути дальнейшего их рационального использования и переработки. В практике нефтеперерабатывающих заводов для определения содержания нафтеновых, парафиновых и ароматических углеводородов (так называемый групповой состав) используется лишь метод ГрозНИИ, разработанный еще в 30-х годах [1]. Метод трудоемок и пригоден лишь для узких низкокнпчщнх фракций. Основан ои на сочетании селективного удаления ароматических углеводородов и определении растворимости смеси иасыщенн1.1х углеводородов в анилине. [c.85]

    Целью данной работы является выполнение анализа группового состава сернистых соединений в смешанном сырье установки гидроочистки одного из предприятий Поволжского региона, а также в компонентах, которые служат источниками смешанного сырья. Для анализа были взяты 6 образцов. Образец 1 — фракция 290 — 350 °С 2 — верхнее циркуляционное орошение вакуумной колонны (ВЦО пределы выкипания 310 — 360 °С) 3 и 4 — легкие газойли каталитического крекинга 5 — легкий газойль коксования 6 — смешанное сырье установки гидроочистки ДТ. Определение сероорганических соединений различных групп (h3S, меркаптанов RSH, дисульфидов RSSR", сульфидов RSR ) проводилось по известной методике [Рыбак Б. М., Анализ нефти и нефтепродуктов, Гостоптехиздат, 1962]. Фракционный состав нефтепродуктов определялся методом разгонки по Энглеру. [c.190]

    Создание рациональных технологических процессов обессеривания нефтепродуктов требует детального и систематического исследования состава и свойств сера-органических соединений советских нефтей. Эти исследования в настоящее время сильно затруднены несовершенством суп ествующих методов анализа. Поэтому, одновременно с исследованием состава сера-органических соединений, необходима интенсивная и широко поставленная разработка новых методов анализа, позволяющих надежно определять групповой состав сера-органических соединений бензино-керосино-соляровых фракции нефтей, а также производить идентификацию и количественное определение отдельных сера-органических соединений. Для всестороннего изучения физических, химических, физиологических и инсектофунгицидных свойств сера-органических соединений исследователи должны иметь в своем распоряжении синтетические препараты, содержащие возможно меньшее количество примесей, т. е. эталонные препараты. Следовательно, необходимо выполнение многочисленных, разнообразных и к тому же еще и трудоемких синтезов сера-органических соединений. [c.199]

chem21.info

Определение - групповой состав - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Определение - групповой состав

Cтраница 1

Определение группового состава основано на различии физико-химических свойств углеводородов различных рядов, в частности, нг различии простых и комбинированных констант. Так как все эти константы являются аддитивными величинами, можно рассчитать групповой состав, зная константы углеводородов каждой группы г: константы исследуемой фракции. Наиболее быстрым методом определения группового состава бензиновых фракций является метод анилиновых точек.  [1]

Определение группового состава битумов производится методом адсорбционной хроматографии.  [2]

Определение группового состава прямогонных бензинов является наиболее простой задачей, так как кроме насыщенных ( парафиновых и нафтеновых) они содержат только моноциклические ароматические углеводороды, что исключает необходимость разделения ароматических углеводородов по числу циклов.  [3]

Определение группового состава сераорганических соединений части смолы, выкипающей выше 300 С, представляет большие трудности; в то же время в промышленности можно предполагать применение в основном низкокипящих сераорганических соединений смолы. Поэтому вместо определения группового состава тяжелого остатка были проведены ориентировочные опыты по его пиролизу.  [4]

Кроме определения группового состава, масс-спектрометри-ческий метод дает возможность, как указывалось выше, устанавливать распределение углеводородов каждой группы по молекулярным весам. Характеристика точности, с которой устанавливается распределение углеводородов, была получена на основании рассмотрения искусственных смесей нормальных парафиновых, олефиновых, алкилбензолов С6 - С9 и ненасыщенных соединений, выделенных из бензинов каталитического крекинга.  [5]

После определения группового состава бензиновую фракцию разделяют на ароматическую и нафтено-парафиновую части с помощью жидкостно-адсорбционной хроматографии. Одну часть смеси нафтенов и парафинов пропускают над Pt при 300, в катализа-те определяют любым методом содержание ароматических углеводородов, которое численно равно содержанию шестизвенных нафтенов в нафтено-парафиновой части бензина. В другой части смеси нафтенов и метановых углеводородов с помощью молекулярного сита определяют содержание парафинов с прямой цепью.  [6]

Для определения группового состава жидкость предварительно разделяют на фракции: НК - 60 С, 60 - 95 С, 95 - 122 С, 122 - 150 С, 150 - 200 С, 200 С - КК. Затем каждую фракцию подвергают анализу. Вначале стандартными методами определяют содержание ароматических углеводородов. После удаления из фракций ароматических определяют содержание нафтеновых и метановых ( парафиновых) углеводородов. В последнее время стали широко использовать хроматографи-ческий метод исследования жидких углеводородов для определения их индивидуального состава. Выбор метода определяется целями исследования. На начальном этапе, когда требуется идентифицировать ( установить тип) месторождение и возможные направления использования его продукции, очевидно, необходимо использовать весь арсенал аналитических средств с тем, чтобы установить полный детальный состав пластового флюида.  [7]

Для определения группового состава конденсата существуют несколько методов. В частностн, для определения ароматических углеводородов в конденсате разработан и утвержден ГОСТ-69. Согласно этому ГОСТу метод определения ароматических углеводородов заключается в обработке испытуемого конденсата 98 5 - 99 0 % серной кислотой, реагирующей с непредельными и ароматическими углеводородами.  [8]

Для определения группового состава бензина методом анилиновых точек необходимо отделить арены, содержащиеся в исходном продукте.  [9]

Для определения группового состава сернистых соединений в нефтепродуктах разработаны специальные схемы анализа, включающие современные методы, которые позволили сократить продолжительность определения, увеличить его точность и повысить чувствительность.  [10]

Для определения группового состава сераорганических соединений в топливе / необходимо иметь 4 - 5 г нефтепродукта.  [11]

Для определения группового состава сераорганических соединений в топливе 77 желательно иметь 10 г топлива. Из этого количества около 1 г затрачивают на определение общей серы ( отдельная проба 1) и контрольно-аналитическое потенциометрическое титрование Т ( отдельная проба 2), по результатам которого определяют содержание сероводорода и меркаптанной серы. Оставшееся количество топлива освобождают от сероводорода.  [12]

Для определения группового состава сераорганических соединений, содержащихся в топливе / / /, желательно иметь 10 - 15 г топлива. В топливе / / / из первого потенциометрического аргентометрического титрования, проводящегося с контрольно-аналитической целью, не удается определить содержание ингредиентов активной среды. По результатам первого титрования обычно определяют сероводород и меркаптаны, а по результатам второго после извлечения сероводорода - элементарную серу и меркаптаны.  [13]

Для определения группового состава сераорганических соединений, пходящих в топливо IV, желательно иметь 8 - 10 г топлива. Из этого количества около 1 г затрачивается на определение общего содержания серы и контрольно-аналитическое определение активной серы. В топливе IV из первого потенциометрического титрования, проводящегося с контрольно-аналитической целью, не удается определить содержание меркаптанной и свободной серы. Точное количество этих веществ определяют титрованием навески топлива в кислом растворителе после прибавления топлива, содержащего алифатические меркаптаны. Дальше ход анализа топлива IV почти такой же, как и топлива / / /, и отличается от него только отсутствием операций для удаления сероводорода.  [14]

Для определения группового состава сернистых соединений в нефтепродуктах разработаны схемы анализа [135, 137], включающие современные методы, которые позволяют сократить продолжительность определения, увеличить его точность и повысить чувствительность анализа.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Определение содержания непредельных ув методом бромных чисел

Олефиновые (непредельные) УВ не характерны для природной нефти. Однако встречаются нефти, в которых присутствуют в небольших количествах олефины. Иногда также необходимо определить содержание олефинов в нефтяных продуктах и фракциях.

Количественное определение содержания непредельных УВ основано на их способности присоединять галогены по двойной связи. О непредельности нефтяных фракций судят по значениям бромного или иодного числа. Бромным (иодным) числом фракции называется количество брома (иода), присоединившегося по месту двойной связи (в граммах на 100 грамм фракции). В методике, разработанной Кауфманом и Г.Д.Гальперном, для бромирования используют раствор брома в метаноле, насыщенным бромистым натрием. Навеску исследуемого вещества (0,2-0,3 г) вносят в коническую колбу с 10 мл бензола (хлороформа). Затем из бюретки в колбу небольшими порциями приливают раствор брома в метаноле, до тех пор, пока бромный раствор не перестанет обесцвечиваться, отмечают объем V брома, после чего приливают еще ровно такое же количество бромного раствора, т.е. берут 100%-ный избыток его. Колбу оставляют в темноте в течение 5 мин., затем добавляют 40 мл 10 %-ного раствора KI, снова ставят колбу в темное место на 5 мин., после чего избыток брома оттитровывают 0,1 н. раствором тиосульфата натрия. Когда раствор станет соломенно-желтым, добавляют 1 мл крахмала и продолжают титровать до полного обесцвечивания раствора. Бромное число рассчитывают по формуле:

Kбром = [7,992 n F (bc/a – d)] /P

где: 7,922 – 0,1 г-экв брома

n – нормальность р-ра тиосульфата натрия Na2S203

F – фактор р-ра тиосульфата (поправка)

b – количество раствора тиосульфата в холостом опыте, мл

d - количество раствора тиосульфата в опыте c анализируемым образцом, мл

a - количество раствора брома в холостом опыте, мл

c - количество раствора брома в опыте c анализируемым образцом, мл

P – навеска образца, г

Содержание непредельных УВ, %, в исследуемом продукте рассчитывают по формуле:

А = Кбром М / 160

Где: М – молекулярная масса непредельного соединения или средняя молекулярная масса смеси непредельных соединений

160 – относительная молекулярная масса брома

Определение группового углеводородного состава нефтяных фракций методом анилиновых точек

Свойства нефтепродуктов в значительной степени определяется их углеводородным составом. Его знание необходимо для правильного применения нефтепродуктов, в частности, знание углеводородного состава бензинов необходимо для их рационального применения в качестве моторного топлива и смазочных масел.

Различные классы углеводородов ведут себя в автомобильных и авиационных двигателях неодинаково. Например, парафины нормального строения вызывают при сгорании нежелательное явление – детонацию, в то время как ароматические углеводороды и изопарафины отличаются высокой детонационной способностью. Нафтены занимают в отношении детонационной способности промежуточное положение. Сейчас можно считать установленным, что все основные характеристики качеств масел - вязкость, стабильность против окисления, термическая стабильность, зависят от содержания и состава ароматических углеводородов.

Нафтеновые углеводороды весьма подвержены окислительному воздействию кислорода, причем окисляемость их возрастает с повышением среднего молекулярного веса фракций. Ароматические углеводороды в определенных концентрациях тормозят окисление нафтенов. Вязкость масел до известной степени объясняют наличием и концентрацией ароматических углеводородов различного строения.

При определении группового состава нефти и нефтепродуктов следует учитывать, что эти соединения состоят из чрезвычайно большого числа индивидуальных углеводородов и других соединений. Вследствие сложности и длительности определения индивидуального углеводородного состава нефтепродуктов определяют суммарное количество углеводородов определенных классов, содержащихся в нефтепродуктах.

Анилиновый метод.ГОСТ 12329-77. Среди неинструментальных методов определения группового химического состава бензиновых фракций наиболее широкое распространение получил анилиновый метод, основанный на неодинаковой растворимости углеводородов различных классов в анилине. При смешении нефтяной фракции с анилином при комнатной температуре обычно образуются два слоя, т. е. не происходит полного растворения нефтепродукта в анилине. Если эту смесь нагревать, постоянно перемешивая, то при до­стижении определенной температуры произойдет полное взаим­ное растворение анилина и нефтепродукта, слои исчезнут, и жидкость станет однородной. Температуру, соответствующую полному взаимному растворению анилина и нефтепродукта, на­зывают анилиновой точкой или критической температурой рас­творения (КТР) данного нефтепродукта в анилине. Наиболее низкими анилиновыми точками среди углеводородов характери­зуются арены, наиболее высокими — алканы; циклоалканы за­нимают промежуточное положение. Алкены и циклоалкены имеют несколько более низкое значение анилиновых точек по сравнению с циклоалканами близкой молекулярной массы. В пределах од­ного гомологического ряда анилиновые точки, как правило, возрастают с увеличением массы и температуры кипения угле­водорода. Такая же закономерность наблюдается и для фрак­ций, выделенных из одной и той же нефти.

Существуют два метода определения анилиновых точек: ме­тод равных объемов и метод максимальных анилиновых точек. В первом случае берут равные объемы анилина и исследуемой фракции и определяют температуру их полного смешения. По­лученную температуру называют анилиновой точкой. Во втором случае находят температуру, называемую максимальной анили­новой точкой или истинной критической температурой растворе­ния в анилине. Ее получают после нескольких определений тем­пературы растворения продукта в возрастающих количествах анилина. При увеличении количества анилина температура полного растворения сначала повышается и при некотором соотношении фракции и анилина достигает максимума, после чего при дальнейшем увеличении количества анилина начинает падать. Максимальную температуру полного растворения принимают за максимальную анилиновую точку (истинную КТР в анилине). Обычно разница между анилиновыми точками фракций и их максимальными анилиновыми точками невелика, причем она увеличивается с ростом температур кипения фракций и увеличением содержания в них аренов.

Наиболее распространенными и точными являются комбинированные методы, сочетающие удаление ароматических УВ с определением физических констант до и после их удаления. В методе анилиновых точек в качестве физической константы для определения содержания ароматических УВ в нефтяных фракциях используют критическую температуру растворения в анилине. В основе метода лежит существенное различие растворимости в анилине ароматических, нафтеновых и парафиновых УВ, выкипающих в пределах одних и тех же температур. Критическая температура растворения (максимальная анилиновая точка) – это температура, при которой углеводородная фракция и анилин смешиваются между собой в любых соотношениях. Анилиновые точки возрастают с увеличением молекулярной массы и Т о С кипения УВ одного и того же ряда или же фракций одной и той же нефти. Практически определяется не температура полного растворения, а температура помутнения, т.е. начало расслаивания двух жидкостей. Предварительно нефтяную фракцию или бензин разгоняют на дополнительные фракции:

Бензины керосины

- бензольную 60 - 95 о С 200-250 о С

- толуольную 95 - 122 о С 250-300 о С

- ксилольную 122 - 150 о С газойли

- остаточную 155 - 200 о С 300-350 о С

Арены удаляют либо сульфированием 98,5 – 99 % серной кислоты, либо жидкостной адсорбционной хроматографией на силикагеле. В пробирку заливают 1 мл исследуемого образца и добавляют из бюретки 0,2 мл сухого свежеперегнанного анилина. Смесь нагревают и перемешивают до полного растворения и прозрачности, затем охлаждают до комнатной Т о С, пока не появится слабая муть выделяющегося анилина. Смесь энергично перемешивают до образования равномерной мути, отмечают Т о С. Затем добавляют еще 0,2 мл анилина и снова определяют Т о С помутнения, которая бывает выше предыдущей. Данную операцию повторяют до тех пор, пока температура растворения не станет уменьшаться. Найденная максимальная температура растворения фракции в анилине и будет той критической температурой растворения – максимальной анилиновой точкой. Определяют максимальную анилиновую точку исходной и деароматизированной фракций (до и после удаления ароматических УВ).

Содержание ароматических УВ (A), % мас.:

A = k (t2 – t1)

Где: t2 – t1– изменение критической температуры взаимного растворения равных объемов

бензина и анилина до и после извлечения аренов

t1, t2 – максимальная анилиновая точка исходного и деароматизированного образца, о С

k – коэффициент, показывающий количество ароматических УВ, которое соответствует понижению анилиновой точки смеси насыщенных УВ на 1 о С. Значения анилиновых коэффициентов приведены в табл.

Содержание нафтеновых УВ (N) % мас. в деароматизированной фракции.:

N = kнафт (t3 – t2)/ ρ 4 20

где: kнафт – анилиновый коэффициент для нафтеновых УВ, приводится в таблицах

t3 – максимальная анилиновая точка чистых парафиновых УВ, о С

t2– максимальная анилиновая точка деароматизированного образца, о С

ρ 4 20– плотность деароматизированного образца

Содержание парафиновых УВ (P), % масс. определяют по разности: P = 100 – (A+N)

Семинар 4

studfiles.net

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ НЕПРЕДЕЛЬНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ МЕТОДОМ БРОМНЫХ ЧИСЕЛ

Олефиновые (непредельные) УВ не характерны для природной нефти. Однако встречаются нефти, в которых присутствуют в небольших количествах олефины. Иногда также необходимо определить содержание олефинов в нефтяных продуктах и фракциях.

Количественное определение содержания непредельных УВ основано на их способности присоединять галогены по двойной связи.

О непредельности нефтяных фракций судят по значениям бромного или иодного числа. Бромным (иодным) числом фракции называется количество брома (иода), присоединившегося по месту двойной связи (в граммах на 100 грамм фракции). В методике, разработанной Кауфманом и Г.Д.Гальперном, для бромирования используют раствор брома в метаноле, насыщенным бромистым натрием.

Навеску исследуемого вещества (0,2-0,3г) вносят в коническую колбу с 10 мл бензола (хлороформа). Затем из бюретки в колбу небольшими порциями приливают раствор брома в метаноле, до тех пор, пока бромный раствор не перестанет обесцвечиваться, отмечают объемV брома, после чего приливают еще ровно такое же количество бромного раствора, т.е. берут100%-ныйизбыток его.

Колбу оставляют в темноте в течение 5 мин., затем добавляют 40 мл 10 %- ного раствора KI, снова ставят колбу в темное место на 5 мин., после чего избыток брома оттитровывают 0,1 н. раствором тиосульфата натрия. Когда раствор станет соломенно-желтым,добавляют 1 мл крахмала и продолжают титровать до полного обесцвечивания раствора. Бромное число рассчитывают

по формуле:

Kбром = [7,992 n F (bc/a – d)] /P

где: 7,922 – 0,1г-эквброма

n – нормальностьр-ратиосульфата натрия Na2S203F – факторр-ратиосульфата (поправка)

b – количество раствора тиосульфата в холостом опыте, мл

d - количество раствора тиосульфата в опыте c анализируемым образцом, мл

a - количество раствора брома в холостом опыте, мл

c - количество раствора брома в опыте c анализируемым образцом, млP – навеска образца, г

Содержание непредельных УВ, %, в исследуемом продукте рассчитывают по

формуле:

А = Кбром М / 160 Где: М – молекулярная масса непредельного соединения или средняя

молекулярная масса смеси непредельных соединений 160 – относительная молекулярная масса брома

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРУППОВОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СОСТАВА НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ МЕТОДОМ АНИЛИНОВЫХ ТОЧЕК

Свойства нефтепродуктов в значительной степени определяется их углеводородным составом. Его знание необходимо для правильного применения нефтепродуктов, в частности, знание углеводородного состава бензинов необходимо для их рационального применения в качестве моторного топлива и смазочных масел.

Различные классы углеводородов ведут себя в автомобильных и авиационных двигателях неодинаково. Например, парафины нормального строения вызывают при сгорании нежелательное явление – детонацию, в то время как ароматические углеводороды и изопарафины отличаются высокой детонационной способностью. Нафтены занимают в отношении детонационной способности промежуточное положение. Сейчас можно считать установленным, что все основные характеристики качеств масел - вязкость, стабильность против окисления, термическая стабильность, зависят от содержания и состава ароматических углеводородов.

Нафтеновые углеводороды весьма подвержены окислительному воздействию кислорода, причем окисляемость их возрастает с повышением среднего молекулярного веса фракций. Ароматические углеводороды в определенных концентрациях тормозят окисление нафтенов. Вязкость масел до известной степени объясняют наличием и концентрацией ароматических углеводородов различного строения.

При определении группового состава следует учитывать, что нефти и нефтепродукты состоят из чрезвычайно большого числа индивидуальных углеводородов и других соединений. Вследствие сложности и длительности определения индивидуального углеводородного состава нефтепродуктов определяют суммарное количество углеводородов

определенных классов, содержащихся в нефтепродуктах. Анилиновый метод. ГОСТ12329-77.Среди неинструментальных

методов определения группового химического состава бензиновых фракций наиболее широкое распространение получил анилиновый метод, основанный на неодинаковой растворимости углеводородов различных классов в анилине. При смешении нефтяной фракции с анилином при комнатной температуре обычно образуются два слоя, т. е. не происходит полного растворения нефтепродукта в анилине. Если эту смесь нагревать, постоянно перемешивая, то при достижении определенной температуры произойдет полное взаимное растворение анилина и нефтепродукта, слои исчезнут, и жидкость станет однородной.

Температуру, соответствующую полному взаимному растворению анилина и нефтепродукта, называют анилиновой точкой или критической температурой растворения (КТР) данного нефтепродукта в анилине. Наиболее низкими анилиновыми точками среди углеводородов характеризуются арены, наиболее высокими — алканы; циклоалканы занимают промежуточное положение.

Алкены и циклоалкены имеют несколько более низкое значение анилиновых точек по сравнению с циклоалканами близкой молекулярной массы. В пределах одного гомологического ряда анилиновые точки, как правило, возрастают с увеличением массы и температуры кипения углеводорода. Такая же закономерность наблюдается и для фракций, выделенных из одной и той же нефти.

Существуют два метода определения анилиновых точек: метод равных объемов и метод максимальных анилиновых точек. В первом случае берут равные объемы анилина и исследуемой фракции и определяют температуру их полного смешения. Полученную температуру называют анилиновой точкой.

Во втором случае находят температуру, называемую максимальной анилиновой точкой или истинной критической температурой растворения в анилине. Ее получают после нескольких определений температуры растворения продукта в возрастающих количествах анилина. При увеличении количества анилина температура полного растворения сначала повышается и при некотором соотношении фракции и анилина достигает максимума, после чего при дальнейшем увеличении количества анилина начинает падать. Максимальную температуру полного растворения принимают за максимальную анилиновую точку (истинную КТР в анилине).

Обычно разница между анилиновыми точками фракций и их максимальными анилиновыми точками невелика, причем она увеличивается с ростом температур кипения фракций и увеличением содержания в них аренов.

Наиболее распространенными и точными являются комбинированные методы, сочетающие удаление ароматических УВ с определением физических констант до и после их удаления. В методе анилиновых точек в качестве физической константы для определения содержания ароматических УВ в нефтяных фракциях используют критическую температуру растворения в анилине. В основе метода лежит существенное различие растворимости в анилине ароматических, нафтеновых и парафиновых УВ, выкипающих в пределах одних и тех же температур. Критическая температура растворения (максимальная анилиновая точка) – это температура, при которой углеводородная фракция и анилин смешиваются между собой в любых соотношениях. Анилиновые точки возрастают с увеличением молекулярной массы и Т о С кипения УВ одного и того же ряда или же фракций одной и той же нефти. Практически определяется не температура полного растворения, а температура помутнения, т.е. начало расслаивания двух жидкостей.

Предварительно нефтяную фракцию или бензин разгоняют на

дополнительные фракции:

 

Бензины

 

Керосины

- бензольную

60 - 95 оС

200-250оС

- толуольную

95 - 122 оС

250-300оС

- ксилольную 122 - 150 оС

Газойли

- остаточную 155 - 200 оС

300-350оС

Арены удаляют либо сульфированием 98,5 – 99 % серной кислоты, либо жидкостной адсорбционной хроматографией на силикагеле. В пробирку заливают 1 мл исследуемого образца и добавляют из бюретки 0,2 мл сухого свежеперегнанного анилина. Смесь нагревают и перемешивают до полного растворения и прозрачности, затем охлаждают до комнатной Т о С, пока не появится слабая муть выделяющегося анилина. Смесь энергично перемешивают до образования равномерной мути, отмечают Т о С. Затем добавляют еще 0,2 мл анилина и снова определяют Т о С помутнения, которая бывает выше предыдущей. Данную операцию повторяют до тех пор, пока температура растворения не станет уменьшаться. Найденная максимальная температура растворения фракции в анилине и будет той критической температурой растворения – максимальной анилиновой точкой. Определяют максимальную анилиновую точку исходной и деароматизированной фракций (до и после удаления ароматических УВ).

Содержание ароматических УВ (A), % мас.:

A = k (t2 – t1)

где: t2 – t1 – изменение критической температуры взаимного растворения равных объемов бензина и анилина до и после извлечения аренов;

t1, t2 – максимальная анилиновая точка( о С) исходного и деароматизированного образца;

k – коэффициент, показывающий количество ароматических УВ, которое соответствует понижению анилиновой точки смеси насыщенных УВ на 1оС.

Значения анилиновых коэффициентов приведены в таблице справочника. Содержание нафтеновых УВ (N) % мас. в деароматизированной фракции.:

N = kнафт (t3 – t2)/ ρ 4 20

где: kнафт – анилиновый коэффициент для нафтеновых УВ, приводится в таблицах;

t3 – максимальная анилиновая точка чистых парафиновых УВ,оС;

t2 – максимальная анилиновая точка деароматизированного образца,оСρ 4 20 – плотность деароматизированного образца

Содержание парафиновых УВ (P), % масс. определяют по разности:

P = 100 – (A+N)

studfiles.net


Смотрите также