ГОСТ 13379-82 Нефть. Определение углеводородов С1-С6 методом газовой хроматографии. Определение углеводородов в нефти


ГОСТ 13379-82 Нефть. Определение углеводородов С1-С6 методом газовой хроматографии

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ С1 - С 6 МЕТОДОМ ГАЗОВОЙ ХРОМАТОГРАФИИ

ГОСТ 13379-82

ИП К ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

ГОСУДАРСТВЕН НЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ

Определение углеводородов С1 - С6 методом газовой хроматографии

Petroleum. Determination of C1 - C6 hydrocarbons by method of gas chromatography.

ГОСТ 1337 9-8 2

Дата введения 01.07.83

Настоящий стандарт устанавливает метод определения углеводородов С 1 - С6 с массовой долей более 0,01 % в нефти, подготовленной по ГОСТ 9965-76.

Сущность метода заключается в разделении углеводородов С 1 - С6 , входящих в состав нефти, методом газожидкостной хроматографии с последующей их регистрацией детектором по теплопроводности.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Хроматограф ЛХМ-8МД или аналогичного типа с детектором по теплопроводности.

Печь муфельная, обеспечивающая нагрев до 750 - 8 00 °С.

Шкаф сушильный, обеспечивающий нагрев до 150 °С.

Весы аналитические с погрешностью измерения не более ±0,0002 г и диапазоном 0 - 2 00 г.

Лупа измерительная по ГОСТ 25706 или аналогичного типа.

Линейка счетная логарифмическая.

Секундомер.

Микрошприц типа МШ -1 0 или аналогичного типа для ввода жидких проб.

Колба кр уг лодонная КГП-3-2-2 50-3 4ТС по ГОСТ 25336.

Чашка выпарительная 4 по ГОСТ 9147.

Набор сит « Физприбор» или сита аналогичного типа.

Баня песчаная.

Эксикатор 2 -1 00 по ГОСТ 25336-82.

Сетка проволочная или стеклянная вата.

Додекан нормальный, квалификации ч. или х.ч.

Гексан нормальный, квалификации ч.

Окись алюминия активная по ГОСТ 8136.

Сфер о хро м-2, фракция с частицами размером 0,16 - 0 ,25 мм.

Масло вазелиновое медицинское по ГОСТ 3164.

Диб утил фтал ат для хроматографии или технический по ГОСТ 8728.

Эфир этиловый или пе т ро лейны й.

Гелий в баллоне.

Пузырек из-под пенициллина с мягкой резиновой пробкой.

Н-гепта д екан.

Кирпич диатомитов ы й или цветохром 1К ДМДХС, цветохром 111КД МДХС, цветохром 1К МФДХС, цветохром 111 К МФХС или хроматон N или динохром, фракции с частицами размером 0,125 - 0,160 или 0,160 - 0 ,250 или 0,250 - 0,315 мм.

Ступка 3 по ГОСТ 9147.

Бумага фильтровальная по ГОСТ 12026.

Примечание. Допускается применять аналогичные приборы и материалы по классу точности и чистоте не ниже предусмотренных стандартом.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.1. Отбор проб нефти из трубопроводов производят по ГОСТ 2517-85 в герметичные контейнеры по ГОСТ 24676-81 или в металлические пробоотборники ПУ или ПГО по ГОСТ 14921-78 .

(Измененная редак ц ия, Изм. № 1).

2.2. При отборе проб пробоотборник герметично подсоединяют к пробоо т борному устройству любым штуцером. При этом пробоотборник должен находиться в вертикальном положении. На выходной штуцер пробоотборника навинчивают накидную гайку с подсоединенной к ней резиновой трубкой для отвода отбираемой пробы нефти в сливную емкость. Открывают вентили пробоотборника ПГО, для пробоотборника ПУ открывают на один оборот запирающие втулки.

2.3. Открывают запорную арматуру на пробоо т борном устройстве и промывают пробоотборник отбираемым продуктом. После появления ровной струи нефти закрывают последовательно выпускную, впускную запирающие втулки (или вентили) и запорную арматуру пробоот борного устройства.

2.4. Отсоединяют накидную гайку с отводной резиновой трубкой от пробоотборника, пробоотборник от пробоотборного устройства и навинчивают на оба штуцера запирающих втулок (или вентилей) заглушки.

2.5. При отборе проб необходимо соблюдать правила техники безопасности при работе с нефтепродуктами и сосудами, работающими под давлением.

3.1. Приготовле ни е сорбентов

3 .1.1 . В качестве сорбента для разделения углеводородов С1 - С5 применяют окись алюминия, модифицированную вазелиновым маслом, для разделения С2 - С6 - дибутил фтал ат на сферо хро ме-2.

3 .1 .2. Приготовление модифицированной окиси алюминия

Активную окись алюминия измельчают в ступке и отсеивают фракцию с частицами размером 0,16 - 0 ,25 мм. Отсеянную фракцию помещают в фарфоровую чашку и прокаливают в муфельной печи при 750 °С в тече ние 7 ч, а затем охлаждают в эксикаторе до комнатной температуры. На охлажденную окись алюминия наносят вазелиновое масло из расчета 15 г на 100 г окиси алюминия. Для этого в круг лодонную колбу насыпают подготовленную окись алюминия и наливают раствор вазелинового масла в пет ро лейном или этиловом эфире так, чтобы была покрыта вся окись алюминия. Содержимое колбы тщательно перемешивают в течение 5 - 1 0 мин, затем колбу нагревают на песчаной бане при 80 - 9 0 ° С для испарения эфира, непрерывно перемешивая массу, до полного исчезновения запаха эфира (работу с эфиром необходимо проводить в вытяжном шкафу, при отсутствии открытого огня, с соблюдением правил по технике безопасности).

3 .1 .3. Приготовление дибутил фт ал ат а на сферохроме-2

Навеску сфер о хро ма-2 помещают в фарфоровую чашку и прокаливают в муфельной печи в течение 3 ч при 300 - 3 50 ° С, а затем охлаждают в эксикаторе до комнатной температуры. Охлажденный носитель обрабатывают дибутил фтал атом из расчета 20 г на 100 г твердого носителя аналогично п. 3.1.2.

Приготовленные сорбенты хранят в герметичной таре (склянке, закрытой пробкой).

3.2. Подготовка хроматографических колонок

3.2.1. Подготовку хр о матог рафических колонок и набивку сорбентом выполняют согласно инструкции по монтажу и эксплуатации хроматографа. Конец колонки, присоединяемый к испарителю, длиной около 60 мм (для ЛХМ-8МД новых выпусков) или 30 мм (для старых выпусков) оставляют пустым.

а - с регистрацией обратного пика; б - без регистрации обратного пика; 1 - кран-дозатор; 2 - испаритель первой колонки; 3 - испаритель второй колонки; 4 - детектор пер вой колонки; 5 - детектор второй колонки; 6 - перв ая колонка; 7 - вторая колонка; 8 - газ-носитель

Чер т. 1

3.2.2. Полоску фильтровальной бумаги длиной 60 мм сворачивают в трубочку таким образом, чтобы она легко входила в пустой конец хромато г рафической колонки до стекловаты или металлической сетки, закрывающих слой сорбента. На фильтровальной бумаге задерживаются смолистые компоненты анализируемой нефти. Трубочки из фильтровальной бумаги меняют через 10 - 1 2 анализов нефти. В хроматографах ЛХМ-8МД новых выпусков фильтровальную бумагу заменяют через головку испарителя, отвинтив накидную гайку, в старых выпусках хроматографов ЛХМ-8МД для замены полоски фильтровальной бумаги отвинчивают гайку, соединяющую хроматог рафическую колонку с корпусом испарителя. В этих моделях трубочки из фильтровальной бумаги входят в колонку на глубину 30 мм, а остальная часть выступает в корпус испарителя.

3.2.3. Колонку, заполненную приготовленной по п. 3.1.2 окисью алюминия, устанавливают в термостат хроматографа и , не подсоединяя ее к детектору, продувают газом-носителем при 150 ° С в течение 3 ч для активации сорбента.

Колонку, заполненную приготовленным по п. 3.1.3 диб утил фтал атом на сферо хро ме-2, активируют в токе газа-носителя при 90 °С в течение 3 ч.

Затем колонку охлаждают до комнатной температуры, соединяют ее выходной конец с детектором и проверяют герметичность газовой линии.

3.3. Подготовка хроматографа

Анализ проводят, применяя обратную продувку колонки потоком газа-носителя с регистрацией или без регистрации суммарного пика тяжелых углеводородов (черт. 1).

Допускается применять любую из указанных схем.

Изменения в схеме при монтаже и наладке хроматографа показаны на черт. 1.

По схеме с регистрацией суммарного пика тяжелых углеводородов вторую колонку отсоединяют, а детектор соединяют с исп а рителем при помощи перемычки. Выход де тектора второй колонки соединяют с испарит елем первой (рабочей) колонки. Выход детектора первой колонки соединяют с краном-дозатором.

По схеме без регистрации суммарного пика тяжелых углеводородов кран-дозатор соединяют с испарителем первой колонки.

Выход детектора первой колонки соединяют с краном-дозатором. Газовая схема второй колонки остается без изменения.

Подключение хроматографа к сети, проверку на герметичность и вывод на режим выполняют согласно инструкции по монтажу и эксплуатации хроматографа.

3.4. Приготовление градуировочной смеси

Для количественного расчета хр о матог рамм применяют метод абсолютной градуировки по н -гексану с учетом относительной чувствительности детектора к определяемым компонентам. Готовят г радуи ро вочную смесь-р аствор н -гексан в додекане или другом высококипящем растворителе с массовой долей н- гексана 2,5 - 3 ,0 % .

Смесь н- г ексана в додекане готовят в пузырьке из-под пенициллина, плотно закрытом мягкой резиновой пробкой, выдерживающей несколько проколов иглой микрошприца. Для герметичности пробку плотно прикрепляют к горловине пузырька тонкой проволокой.

В шприц набирают около 10 см3 додекана и, прокалывая пробку иглой, вносят его в пузырек, предварительно взвешенный на аналитических весах с погрешностью не более 0,0002 г. Затем таким же образом вносят около 0,3 см3н- гексана. Массу н- гексана определяют по разности масс пузырька, взвешенного с погрешностью не более 0,0002 г, до и после загрузки н- гексана. Смесь в пузырьке тщательно перемешивают. Рассчитывают массовую долю н- гексана в г рад уиро вочной смеси ( X ).

Приготовленную градуировочную смесь можно хранить в течение 10 дней в холодильнике.

4.1. Условия проведения анализа на хроматографе ЛХМ-8МД

4.1.1. Углеводороды С 1 - С5 в нефти разделяют в хро матог рафической колонке, заполненной окисью алюминия, подготовленной по п. 3.1.2 , при следующих условиях:

длина колонки - 3 м ;

диаметр колонки - 3 мм;

температура испарителя - 100 ° С;

температура термостата - 60 ° С;

газ -н оситель - гелий;

расход газа-носителя - 40 см 3 /мин;

скорость ленты потенциометра - 600 мм/ч;

объем пробы - 0,006 - 0 ,01 см3.

Хр о матог рамма разделения углеводородов С1 - С5 приведена на черт. 2.

После того , как на хро матог рамме зафиксирован пик н -пентана, изменяют направление потока газа-носителя и продувают колонку от тяжелых углеводородов. Общее время анализа с обратной продувкой 25 - 3 0 мин.

Для обеспечения достаточной четкости разделения углеводородов эффективность хроматографической колонк и по н- бутану, выраженная числом теоретических тарелок, должна быть не менее 2500.

Эффективность хроматографической колонки ( n ) вычисляют по формуле в соответствии с ГОСТ 17567

                                                                                               (1 )

где l    - длина отрезка диаграммной ленты, соответствующая времени удерживания пика н-бут ана, см;

μ 0,5 - ширина пика н- бутана, измеренная на половине его высоты, см.

После ухудшения разделения воздуха и метана заменяют полоску фильтровальной бумаги в колонке или регенерируют сорбент в токе газа -н осителя при 150 °С в течение 3 ч (скорость газа-носителя 40 см3 /мин) и проверяют эффективность хроматографической колонки.

4 .1 .2. Для разделения углеводородов С2 - С6 в качестве сорбента используют дибутил фт ал ат на сферо хро ме-2, подготовленный по п. 3.1.3 .

Анализ проводят при следующих условиях:

длина колонки - 3 м;

диаметр колонки - 3 мм;

температура испарителя - 100 °С;

1 - воздух; 2 - метан; 3 - этан; 4 - пропан; 5 - из о бут ан; 6 - н -бут ан; 7 - изо пент ан ; 8 - н -пент ан

Черт. 2

1 - воздух; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - изобутан; 5 - н -бут ан; 6 - и зо пент ан; 7 - н -пент ан; 8 - 2,3 -диметил бут ан + 2-метил пент ан; 9 - 3-метилп ент ан; 10 - н-ге ксан

Черт. 3

температура термостата - 50 °С;

газ-носитель - гелий;

расход газа-носителя - 30 - 4 0 см3 /мин;

скорость ленты потенциометра - 600 мм/ч;

объем пробы - 0,006 - 0,010 см 3 .

После того как на хр о матог рамме зафиксирован пик н -гексана, изменяют направление потока газа-носителя и продувают колонку от тяжелых углеводородов. Общее время анализа с обратной продувкой 20 - 2 5 мин.

Хр о матог рамма разделения углеводородов С2 - С6 приведена на черт. 3.

Для обеспечения достаточной четкости разделения углеводородов эффективность хр о матог рафической колонки для н -бут ана должна быть не менее 3000 теоретических тарелок.

После ухудшения разделения компонентов сорбент регенерируют в токе газа-носителя при 90 ° С в течение 3 ч (скорость газа-носителя 30 см3 /мин) и проверяют эффективность хроматог рафической колонки.

При использовании хроматографов других типов условия проведения анализа должны быть подобраны с учетом особенностей прибора. При этом степень полноты разделения для наиболее трудноразделяемой пары воздух-метан должна быть не менее 0,3. Степень полноты разделения ( ψ ) определяют по ГОСТ 17567.

1 - воздух; 2 - метан; 3 - этан; 4 - сероводород; 5 - пропан; 6 - изо бут ан; 7 - н- бутан; 8 - изо пентан; 9 - н -пент ан

Темпер а тура колонки 70 °С

Черт. 4

4.1.3. Углеводороды С 1 - С5 и сероводород разделяют в хро матог рафическ ой колонке, заполненной диатомитовы м носителе (кирпич или цветохром или хро матон или динохром ), обработанным н -гептад еканом по ГОСТ 14920 . Условия анализа по п. 4.1.1 . Хр о матог рамма разделения углеводородов С1 - С5 и сероводорода приведена на черт. 4 .

(Введен дополни т ельно, Изм . № 2).

4.2. Ввод про бы в хроматограф

После выхода хроматографа на режим микрошприцем отбирают 0 , 006 - 0 ,010 см3 пробы нефти или г рад уиро вочной смеси. Пробу г рад уиро вочной смеси отбирают, прокалывая иглой микрошприца пробку пузырька из-под пенициллина. Анализируемую пробу нефти отбирают из пробоотборника, прокалывая уплотнительное кольцо пробоотборника ПУ или резиновую мембрану штуцера пробоотборника ПГО. Шприц с пробой взвешивают на аналитических весах с погрешностью не более 0,0002 г вводят пробу в испаритель хроматографа так, чтобы игла микрошприца прошла в трубочку из фильтровальной бумаги. После ввода пробы микрошприц взвешивают вновь и по разности масс оп ределяют массу введенной пробы для предотвращ ения испарения легких углеводородов из пробы нефти во время взвешивания микрошприца последний герметизируют с помощью мягкой резины, в которую вкалывают конец иглы.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

4.3. Гра дуи ро во чную смесь, приготовленную по п. 3.4, анализируют как указано в пп. 4.1.1 или 4.1.2 в день проведения анализа нефти.

На хр о мат ог рамме фиксируют только пик н -гексана.

5 .1 . Качественный состав углеводородов С1 - С6 нефти определяют по относительному удерживанию уг леводородов, приведенному в табл. 1 и по типовым хро матог раммам (см. черт. 2, 3). Относительное удерживание ( r ) вычисляют по формуле

                                                                 (2)

где tR      - время удерживания определяемого углеводорода, мин;

tR ср     - в ремя удерживания вещества сравнения (н- бутана), мин;

t 0 - время удерживания несорбирующегося ве щ ества (воздуха), мин.

Таб лиц а 1

Относительное удерживание углеводородов (газ-носитель - гелий)

Углеводород

Относительные объемы удерживания

Окись алюминия, модифицированная вазелиновым маслом

Диб утилфтал ат

Метан

0,03

0,00

Этан

0,10

0,16

Пропан

0 , 34

0 , 37

Из обут ан

0 , 73

0,73

н - Б утан

1 , 00

1,00

Изопен т ан

2,28

1,99

н -П ентан

2,72

2,47

2 ,3 -Диметил бут ан + 2-Метил пентан

-

4,46

3-Ме тилп ент ан

-

5 , 19

н -Ге к сан

-

5,81

5.2. Расчет градуировочного коэффициента

По хромато г рамме г радуи ро вочной смеси вычисляют приведенную площадь пика н-ге кс ана ( S ) в мм 2 по формуле

S = μ0,5 × h × K × M ,                                                               (3)

где μ 0,5    - ширина пика н-гексана на половине его высоты, мм;

h    - высота пика н-гексана, мм;

K   - массовый коэффициент чувствительности для н-гексана;

M - масштаб регистратора хроматографа.

Массовые коэффициенты чувствительности для детектора по теплопроводности при использовании в качестве газа-носителя гелия приведены в табл. 2.

Таблица 2

Массовые коэффициенты чувствительности (газ-носитель - гелий)

Компонент

Массовый коэффициент чувствительности

Компонент

Массовый коэффи ц иент чувствительности

Метан

0,66

н -Пен т ан

1,01

Этан

0,87

2 ,3 -Диметил бут ан

1,09

Пропан

1,00

2 -М етилпентан

1,05

Изобутан

1,04

3-Метилпентан

1,07

н -Б утан

1,00

н -Гек с ан

1,03

Изопентан

1,04

Сероводород

1,31

При ручной обработке хромато г рамм высоту пика измеряют с помощью логарифмической линейки с точностью до 0,1 мм. Ширину пика измеряют от внешнего контура одной стороны до внутреннего контура другой стороны этого же пика с помощью лупы до сотых долей миллиметра.

Для вычисления площадей и массовых долей используют элек т рическую счетную машину любого типа или логарифмическую линейку.

Гра дуи ро вочны й коэффициент по н -гексану ( A ) в г/мм 2 вычисляют по формуле

                                                                  (4)

где m 1     - масса пробы градуировочной смеси, введенной в хроматограф, г;

X   - массовая доля н-гексана в градуировочной смеси, определенная по п. 3.4, % ;

S    - площадь пика н-гексана, мм 2 .

За г рад уировочны й коэффициент ( A ) принимают среднее арифметическое результатов трех параллельных анализов градуировочной смеси. Градуировочный коэффициент проверяют каждый день.

5.3. Массовую долю каждого углеводорода в анализируемой пробе нефти ( Xi ) в процентах вычисляют по формуле

                                                           (5)

где Si - приведенная площадь пика данного углеводорода, мм2;

A     - г радуи ро вочны й коэффициент по н -гексану, г/мм2, рассчитанный по п. 5.2;

m 2     - масса введенной пробы, г.

Приведенную площадь пика каждого углеводорода ( Si ) в мм2 вычисляют по формуле

Si = μi0,5 × hi × Ki × M ,                                                            (6)

где μi 0,5    - ширина хр о матог рафического пика, измеренная на половине его высоты, мм;

hi     - высота хроматографического пика, мм;

Ki    - массовый коэффициент чувствительности углеводорода;

M    - масштаб регистратора хроматографа.

За результат анализа принимают среднее арифметическое результатов двух параллельных определени й углеводородов, вычисленных с точностью до 0,01 % .

Массовая доля легких углеводородов в нефти ( X ) в процентах равна сумме массовых долей индивидуальных углеводородов.

5.1 - 5 .3. (Измененная редакц и я, Изм. № 2).

5.4. Точность метода

5.4.1. Сходимость

Два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95 % -ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает значения для большего результата, приведенного на черт. 5.

1 - сходимость; 2 - воспроизводимость

Ч е рт. 5

5.4.2. Воспроизводимость

Два результата определений, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает значения для б ольшего результата, приведенного на черт. 5.

5.4 .1 , 5.4.2. (Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

1. РАЗРАБОТАН Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР

РАЗРАБОТЧИКИ

Н .В . Захарова, В.С. Баталов, В.А. Серошт ан, Ф.З. Зенин ская, А.З. Зенук ова

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 23.08.82 № 3332

3. ВЗАМЕН ГОСТ 13379-77

4. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Обозначение НТД, на который дана ссылка

Номер раздела , пункта

ГОСТ 2517-85

2.1

ГОСТ 3164-78

Разд. 1

ГОСТ 8136-85

Разд. 1

ГОСТ 8728-88

Разд. 1

ГОСТ 9147-80

Разд. 1

ГОСТ 9965-76

Вводная часть

ГОСТ 12026-76

Разд. 1

ГОСТ 14920-79

4.1.3

ГОСТ 14921-78

2.1

ГОСТ 17567-81

4.1.1 , 4.1.2

ГОСТ 24676-81

2.1

ГОСТ 25336-82

Разд. 1

ГОСТ 25706-83

Разд. 1

5. Ограничение срока действия снято по Протоколу Межгосударственного Совета по стандартизации, метрологии и сертификации (ИУС 2 -9 3)

6. ПЕРЕИЗДАНИЕ (март 1998 г.) с Изменениями № 1, 2, утвержденными в июне 1987 г. и феврале 1995 г. (ИУС 10-87, 5-95)

СОДЕРЖАНИЕ

1. Аппаратура, материалы и реактивы .. 1

2. Отбор проб . 2

3. Подготовка к анализу . 2

4. Проведение анализа . 4

5. Обработка результатов . 8

Похожие документы

znaytovar.ru

ГОСТ 13379-82* «Нефть. Определение углеводородов С1-С6 методом газовой хроматографии»

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ С1 - С6 МЕТОДОМ ГАЗОВОЙ ХРОМАТОГРАФИИ

ГОСТ 13379-82

ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

НЕФТЬ

Определение углеводородов С1 - С6 методом газовой хроматографии

Petroleum. Determination of C1 - C6 hydrocarbons by method of gas chromatography.

ГОСТ 13379-82

Дата введения 01.07.83

Настоящий стандарт устанавливает метод определения углеводородов С1 - С6 с массовой долей более 0,01 % в нефти, подготовленной по ГОСТ 9965-76.

Сущность метода заключается в разделении углеводородов С1 - С6, входящих в состав нефти, методом газожидкостной хроматографии с последующей их регистрацией детектором по теплопроводности.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Хроматограф ЛХМ-8МД или аналогичного типа с детектором по теплопроводности.

Печь муфельная, обеспечивающая нагрев до 750 - 800 °С.

Шкаф сушильный, обеспечивающий нагрев до 150 °С.

Весы аналитические с погрешностью измерения не более ±0,0002 г и диапазоном 0 - 200 г.

Лупа измерительная по ГОСТ 25706 или аналогичного типа.

Линейка счетная логарифмическая.

Секундомер.

Микрошприц типа МШ-10 или аналогичного типа для ввода жидких проб.

Колба круглодонная КГП-3-2-250-34ТС по ГОСТ 25336.

Чашка выпарительная 4 по ГОСТ 9147.

Набор сит «Физприбор» или сита аналогичного типа.

Баня песчаная.

Эксикатор 2-100 по ГОСТ 25336-82.

Сетка проволочная или стеклянная вата.

Додекан нормальный, квалификации ч. или х.ч.

Гексан нормальный, квалификации ч.

Окись алюминия активная по ГОСТ 8136.

Сферохром-2, фракция с частицами размером 0,16 - 0,25 мм.

Масло вазелиновое медицинское по ГОСТ 3164.

Дибутилфталат для хроматографии или технический по ГОСТ 8728.

Эфир этиловый или петролейный.

Гелий в баллоне.

Пузырек из-под пенициллина с мягкой резиновой пробкой.

Н-гептадекан.

Кирпич диатомитовый или цветохром 1К ДМДХС, цветохром 111КДМДХС, цветохром 1К МФДХС, цветохром 111К МФХС или хроматон N или динохром, фракции с частицами размером 0,125 - 0,160 или 0,160 - 0,250 или 0,250 - 0,315 мм.

Ступка 3 по ГОСТ 9147.

Бумага фильтровальная по ГОСТ 12026.

Примечание. Допускается применять аналогичные приборы и материалы по классу точности и чистоте не ниже предусмотренных стандартом.

(Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

2.1. Отбор проб нефти из трубопроводов производят по ГОСТ 2517-85 в герметичные контейнеры по ГОСТ 24676-81 или в металлические пробоотборники ПУ или ПГО по ГОСТ 14921-78.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

2.2. При отборе проб пробоотборник герметично подсоединяют к пробоотборному устройству любым штуцером. При этом пробоотборник должен находиться в вертикальном положении. На выходной штуцер пробоотборника навинчивают накидную гайку с подсоединенной к ней резиновой трубкой для отвода отбираемой пробы нефти в сливную емкость. Открывают вентили пробоотборника ПГО, для пробоотборника ПУ открывают на один оборот запирающие втулки.

2.3. Открывают запорную арматуру на пробоотборном устройстве и промывают пробоотборник отбираемым продуктом. После появления ровной струи нефти закрывают последовательно выпускную, впускную запирающие втулки (или вентили) и запорную арматуру пробоотборного устройства.

2.4. Отсоединяют накидную гайку с отводной резиновой трубкой от пробоотборника, пробоотборник от пробоотборного устройства и навинчивают на оба штуцера запирающих втулок (или вентилей) заглушки.

2.5. При отборе проб необходимо соблюдать правила техники безопасности при работе с нефтепродуктами и сосудами, работающими под давлением.

3.1. Приготовление сорбентов

3.1.1. В качестве сорбента для разделения углеводородов С1 - С5 применяют окись алюминия, модифицированную вазелиновым маслом, для разделения С2 - С6 - дибутилфталат на сферохроме-2.

3.1.2. Приготовление модифицированной окиси алюминия

Активную окись алюминия измельчают в ступке и отсеивают фракцию с частицами размером 0,16 - 0,25 мм. Отсеянную фракцию помещают в фарфоровую чашку и прокаливают в муфельной печи при 750 °С в течение 7 ч, а затем охлаждают в эксикаторе до комнатной температуры. На охлажденную окись алюминия наносят вазелиновое масло из расчета 15 г на 100 г окиси алюминия. Для этого в круглодонную колбу насыпают подготовленную окись алюминия и наливают раствор вазелинового масла в петролейном или этиловом эфире так, чтобы была покрыта вся окись алюминия. Содержимое колбы тщательно перемешивают в течение 5 - 10 мин, затем колбу нагревают на песчаной бане при 80 - 90 °С для испарения эфира, непрерывно перемешивая массу, до полного исчезновения запаха эфира (работу с эфиром необходимо проводить в вытяжном шкафу, при отсутствии открытого огня, с соблюдением правил по технике безопасности).

3.1.3. Приготовление дибутилфталата на сферохроме-2

Навеску сферохрома-2 помещают в фарфоровую чашку и прокаливают в муфельной печи в течение 3 ч при 300 - 350 °С, а затем охлаждают в эксикаторе до комнатной температуры. Охлажденный носитель обрабатывают дибутилфталатом из расчета 20 г на 100 г твердого носителя аналогично п. 3.1.2.

Приготовленные сорбенты хранят в герметичной таре (склянке, закрытой пробкой).

3.2. Подготовка хроматографических колонок

3.2.1. Подготовку хроматографических колонок и набивку сорбентом выполняют согласно инструкции по монтажу и эксплуатации хроматографа. Конец колонки, присоединяемый к испарителю, длиной около 60 мм (для ЛХМ-8МД новых выпусков) или 30 мм (для старых выпусков) оставляют пустым.

а - с регистрацией обратного пика; б - без регистрации обратного пика; 1 - кран-дозатор; 2 - испаритель первой колонки; 3 - испаритель второй колонки; 4 - детектор первой колонки; 5 - детектор второй колонки; 6 - первая колонка; 7 - вторая колонка; 8 - газ-носитель

Черт. 1

3.2.2. Полоску фильтровальной бумаги длиной 60 мм сворачивают в трубочку таким образом, чтобы она легко входила в пустой конец хроматографической колонки до стекловаты или металлической сетки, закрывающих слой сорбента. На фильтровальной бумаге задерживаются смолистые компоненты анализируемой нефти. Трубочки из фильтровальной бумаги меняют через 10 - 12 анализов нефти. В хроматографах ЛХМ-8МД новых выпусков фильтровальную бумагу заменяют через головку испарителя, отвинтив накидную гайку, в старых выпусках хроматографов ЛХМ-8МД для замены полоски фильтровальной бумаги отвинчивают гайку, соединяющую хроматографическую колонку с корпусом испарителя. В этих моделях трубочки из фильтровальной бумаги входят в колонку на глубину 30 мм, а остальная часть выступает в корпус испарителя.

3.2.3. Колонку, заполненную приготовленной по п. 3.1.2 окисью алюминия, устанавливают в термостат хроматографа и, не подсоединяя ее к детектору, продувают газом-носителем при 150 °С в течение 3 ч для активации сорбента.

Колонку, заполненную приготовленным по п. 3.1.3 дибутилфталатом на сферохроме-2, активируют в токе газа-носителя при 90 °С в течение 3 ч.

Затем колонку охлаждают до комнатной температуры, соединяют ее выходной конец с детектором и проверяют герметичность газовой линии.

3.3. Подготовка хроматографа

Анализ проводят, применяя обратную продувку колонки потоком газа-носителя с регистрацией или без регистрации суммарного пика тяжелых углеводородов (черт. 1).

Допускается применять любую из указанных схем.

Изменения в схеме при монтаже и наладке хроматографа показаны на черт. 1.

По схеме с регистрацией суммарного пика тяжелых углеводородов вторую колонку отсоединяют, а детектор соединяют с испарителем при помощи перемычки. Выход детектора второй колонки соединяют с испарителем первой (рабочей) колонки. Выход детектора первой колонки соединяют с краном-дозатором.

По схеме без регистрации суммарного пика тяжелых углеводородов кран-дозатор соединяют с испарителем первой колонки.

Выход детектора первой колонки соединяют с краном-дозатором. Газовая схема второй колонки остается без изменения.

Подключение хроматографа к сети, проверку на герметичность и вывод на режим выполняют согласно инструкции по монтажу и эксплуатации хроматографа.

3.4. Приготовление градуировочной смеси

Для количественного расчета хроматограмм применяют метод абсолютной градуировки по н-гексану с учетом относительной чувствительности детектора к определяемым компонентам. Готовят градуировочную смесь-раствор н-гексан в додекане или другом высококипящем растворителе с массовой долей н-гексана 2,5 - 3,0 %.

Смесь н-гексана в додекане готовят в пузырьке из-под пенициллина, плотно закрытом мягкой резиновой пробкой, выдерживающей несколько проколов иглой микрошприца. Для герметичности пробку плотно прикрепляют к горловине пузырька тонкой проволокой.

В шприц набирают около 10 см3 додекана и, прокалывая пробку иглой, вносят его в пузырек, предварительно взвешенный на аналитических весах с погрешностью не более 0,0002 г. Затем таким же образом вносят около 0,3 см3 н-гексана. Массу н-гексана определяют по разности масс пузырька, взвешенного с погрешностью не более 0,0002 г, до и после загрузки н-гексана. Смесь в пузырьке тщательно перемешивают. Рассчитывают массовую долю н-гексана в градуировочной смеси (X).

Приготовленную градуировочную смесь можно хранить в течение 10 дней в холодильнике.

4.1. Условия проведения анализа на хроматографе ЛХМ-8МД

4.1.1. Углеводороды С1 - С5 в нефти разделяют в хроматографической колонке, заполненной окисью алюминия, подготовленной по п. 3.1.2, при следующих условиях:

длина колонки - 3 м;

диаметр колонки - 3 мм;

температура испарителя - 100 °С;

температура термостата - 60 °С;

газ-носитель - гелий;

расход газа-носителя - 40 см3/мин;

скорость ленты потенциометра - 600 мм/ч;

объем пробы - 0,006 - 0,01 см3.

Хроматограмма разделения углеводородов С1 - С5 приведена на черт. 2.

После того, как на хроматограмме зафиксирован пик н-пентана, изменяют направление потока газа-носителя и продувают колонку от тяжелых углеводородов. Общее время анализа с обратной продувкой 25 - 30 мин.

Для обеспечения достаточной четкости разделения углеводородов эффективность хроматографической колонки по н-бутану, выраженная числом теоретических тарелок, должна быть не менее 2500.

Эффективность хроматографической колонки (n) вычисляют по формуле в соответствии с ГОСТ 17567

                                                                                               (1)

где l   - длина отрезка диаграммной ленты, соответствующая времени удерживания пика н-бутана, см;

μ0,5 - ширина пика н-бутана, измеренная на половине его высоты, см.

После ухудшения разделения воздуха и метана заменяют полоску фильтровальной бумаги в колонке или регенерируют сорбент в токе газа-носителя при 150 °С в течение 3 ч (скорость газа-носителя 40 см3/мин) и проверяют эффективность хроматографической колонки.

4.1.2. Для разделения углеводородов С2 - С6 в качестве сорбента используют дибутилфталат на сферохроме-2, подготовленный по п. 3.1.3.

Анализ проводят при следующих условиях:

длина колонки - 3 м;

диаметр колонки - 3 мм;

температура испарителя - 100 °С;

1 - воздух; 2 - метан; 3 - этан; 4 - пропан; 5 - изобутан; 6 - н-бутан; 7 - изопентан; 8 - н-пентан

Черт. 2

1 - воздух; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - изобутан; 5 - н-бутан; 6 - изопентан; 7 - н-пентан; 8 - 2,3-диметилбутан + 2-метилпентан; 9 - 3-метилпентан; 10 - н-гексан

Черт. 3

температура термостата - 50 °С;

газ-носитель - гелий;

расход газа-носителя - 30 - 40 см3/мин;

скорость ленты потенциометра - 600 мм/ч;

объем пробы - 0,006 - 0,010 см3.

После того как на хроматограмме зафиксирован пик н-гексана, изменяют направление потока газа-носителя и продувают колонку от тяжелых углеводородов. Общее время анализа с обратной продувкой 20 - 25 мин.

Хроматограмма разделения углеводородов С2 - С6 приведена на черт. 3.

Для обеспечения достаточной четкости разделения углеводородов эффективность хроматографической колонки для н-бутана должна быть не менее 3000 теоретических тарелок.

После ухудшения разделения компонентов сорбент регенерируют в токе газа-носителя при 90 °С в течение 3 ч (скорость газа-носителя 30 см3/мин) и проверяют эффективность хроматографической колонки.

При использовании хроматографов других типов условия проведения анализа должны быть подобраны с учетом особенностей прибора. При этом степень полноты разделения для наиболее трудноразделяемой пары воздух-метан должна быть не менее 0,3. Степень полноты разделения (ψ) определяют по ГОСТ 17567.

1 - воздух; 2 - метан; 3 - этан; 4 - сероводород; 5 - пропан; 6 - изобутан; 7 - н-бутан; 8 - изопентан; 9 - н-пентан

Температура колонки 70 °С

Черт. 4

4.1.3. Углеводороды С1 - С5 и сероводород разделяют в хроматографической колонке, заполненной диатомитовым носителе (кирпич или цветохром или хроматон или динохром), обработанным н-гептадеканом по ГОСТ 14920. Условия анализа по п. 4.1.1. Хроматограмма разделения углеводородов С1 - С5 и сероводорода приведена на черт. 4.

(Введен дополнительно, Изм. № 2).

4.2. Ввод пробы в хроматограф

После выхода хроматографа на режим микрошприцем отбирают 0,006 - 0,010 см3 пробы нефти или градуировочной смеси. Пробу градуировочной смеси отбирают, прокалывая иглой микрошприца пробку пузырька из-под пенициллина. Анализируемую пробу нефти отбирают из пробоотборника, прокалывая уплотнительное кольцо пробоотборника ПУ или резиновую мембрану штуцера пробоотборника ПГО. Шприц с пробой взвешивают на аналитических весах с погрешностью не более 0,0002 г вводят пробу в испаритель хроматографа так, чтобы игла микрошприца прошла в трубочку из фильтровальной бумаги. После ввода пробы микрошприц взвешивают вновь и по разности масс определяют массу введенной пробы для предотвращения испарения легких углеводородов из пробы нефти во время взвешивания микрошприца последний герметизируют с помощью мягкой резины, в которую вкалывают конец иглы.

(Измененная редакция, Изм. № 2).

4.3. Градуировочную смесь, приготовленную по п. 3.4, анализируют как указано в пп. 4.1.1 или 4.1.2 в день проведения анализа нефти.

На хроматограмме фиксируют только пик н-гексана.

5.1. Качественный состав углеводородов С1 - С6 нефти определяют по относительному удерживанию углеводородов, приведенному в табл. 1 и по типовым хроматограммам (см. черт. 2, 3). Относительное удерживание (r) вычисляют по формуле

                                                                 (2)

где tR     - время удерживания определяемого углеводорода, мин;

tRср    - время удерживания вещества сравнения (н-бутана), мин;

t0 - время удерживания несорбирующегося вещества (воздуха), мин.

Таблица 1

Относительное удерживание углеводородов (газ-носитель - гелий)

Углеводород

Относительные объемы удерживания

Окись алюминия, модифицированная вазелиновым маслом

Дибутилфталат

Метан

0,03

0,00

Этан

0,10

0,16

Пропан

0,34

0,37

Изобутан

0,73

0,73

н-Бутан

1,00

1,00

Изопентан

2,28

1,99

н-Пентан

2,72

2,47

2,3-Диметилбутан + 2-Метилпентан

-

4,46

3-Метилпентан

-

5,19

н-Гексан

-

5,81

5.2. Расчет градуировочного коэффициента

По хроматограмме градуировочной смеси вычисляют приведенную площадь пика н-гексана (S) в мм2 по формуле

S = μ0,5×h×K×M,                                                              (3)

где μ0,5   - ширина пика н-гексана на половине его высоты, мм;

h   - высота пика н-гексана, мм;

K  - массовый коэффициент чувствительности для н-гексана;

M - масштаб регистратора хроматографа.

Массовые коэффициенты чувствительности для детектора по теплопроводности при использовании в качестве газа-носителя гелия приведены в табл. 2.

Таблица 2

Массовые коэффициенты чувствительности (газ-носитель - гелий)

Компонент

Массовый коэффициент чувствительности

Компонент

Массовый коэффициент чувствительности

Метан

0,66

н-Пентан

1,01

Этан

0,87

2,3-Диметилбутан

1,09

Пропан

1,00

2-Метилпентан

1,05

Изобутан

1,04

3-Метилпентан

1,07

н-Бутан

1,00

н-Гексан

1,03

Изопентан

1,04

Сероводород

1,31

При ручной обработке хроматограмм высоту пика измеряют с помощью логарифмической линейки с точностью до 0,1 мм. Ширину пика измеряют от внешнего контура одной стороны до внутреннего контура другой стороны этого же пика с помощью лупы до сотых долей миллиметра.

Для вычисления площадей и массовых долей используют электрическую счетную машину любого типа или логарифмическую линейку.

Градуировочный коэффициент по н-гексану (A) в г/мм2 вычисляют по формуле

                                                                  (4)

где m1    - масса пробы градуировочной смеси, введенной в хроматограф, г;

X  - массовая доля н-гексана в градуировочной смеси, определенная по п. 3.4, %;

S   - площадь пика н-гексана, мм2.

За градуировочный коэффициент (A) принимают среднее арифметическое результатов трех параллельных анализов градуировочной смеси. Градуировочный коэффициент проверяют каждый день.

5.3. Массовую долю каждого углеводорода в анализируемой пробе нефти (Xi) в процентах вычисляют по формуле

                                                           (5)

где Si - приведенная площадь пика данного углеводорода, мм2;

A    - градуировочный коэффициент по н-гексану, г/мм2, рассчитанный по п. 5.2;

m2    - масса введенной пробы, г.

Приведенную площадь пика каждого углеводорода (Si) в мм2 вычисляют по формуле

Si = μi0,5×hi×Ki×M,                                                           (6)

где μi0,5   - ширина хроматографического пика, измеренная на половине его высоты, мм;

hi    - высота хроматографического пика, мм;

Ki   - массовый коэффициент чувствительности углеводорода;

M   - масштаб регистратора хроматографа.

За результат анализа принимают среднее арифметическое результатов двух параллельных определений углеводородов, вычисленных с точностью до 0,01 %.

Массовая доля легких углеводородов в нефти (X) в процентах равна сумме массовых долей индивидуальных углеводородов.

5.1 - 5.3. (Измененная редакция, Изм. № 2).

5.4. Точность метода

5.4.1. Сходимость

Два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает значения для большего результата, приведенного на черт. 5.

1 - сходимость; 2 - воспроизводимость

Черт. 5

5.4.2. Воспроизводимость

Два результата определений, полученные в двух разных лабораториях, признаются достоверными (с 95 %-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает значения для большего результата, приведенного на черт. 5.

5.4.1, 5.4.2. (Измененная редакция, Изм. № 1, 2).

1. РАЗРАБОТАН Министерством нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР

РАЗРАБОТЧИКИ

Н.В. Захарова, В.С. Баталов, В.А. Сероштан, Ф.З. Зенинская, А.З. Зенукова

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 23.08.82 № 3332

3. ВЗАМЕН ГОСТ 13379-77

4. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

5. Ограничение срока действия снято по Протоколу Межгосударственного Совета по стандартизации, метрологии и сертификации (ИУС 2-93)

6. ПЕРЕИЗДАНИЕ (март 1998 г.) с Изменениями № 1, 2, утвержденными в июне 1987 г. и феврале 1995 г. (ИУС 10-87, 5-95)

СОДЕРЖАНИЕ

 

files.stroyinf.ru

Определение углеводородов нефти - Справочник химика 21

    Некоторые жидкие углеводороды (нефть, мазуты и растворимые в воде жидкости) практически не накапливают электростатических зарядов, так как обладают высокой электропроводностью. Все другие нефтепродукты и сжиженные углеводородные газы обладают высоким электрическим сопротивлением и в определенных условиях накапливают значительный заряд. Особенно большое влияние на электризуемость жидких углеводородов оказывает влажность воздуха, изменение которой может резко исказить данные об оценке склонности их к электризации (табл. 8). [c.150]     Способ перегонки нефти, отнесенный ко второй группе [26], состоит в том, что в перегоняемый образец нефти добавляют перед нагревом определенное количество метанола, который образует азеотропную смесь с углеводородами нефти, кипящими в интервале 70-120 °С (температура кипения азеотропной смеси 63 °С). Этот способ мало распространен, и его применение связано с низкотемпературным получением топлив, содержащих метиловый спирт. [c.58]

    Определение углеводородов нефти [c.329]

    Раздельное определение углеводородов нефти и нафтеновых (а также сульфонафтеновых) кислот [c.256]

    Изучение состава нефтей и нефтяных дестиллатов затрудняется их сложностью и трудностью выделения из смесей многочисленных отдельных (индивидуальных) углеводородов. Помимо углеводородов нефти содержат кислородные и другие соединения, что еще в большей степени усложняет их исследование. Кроме того, при переработке нефтяного сырья образуется много новых углеводородов, не встречающихся в сырых нефтях. Предстоит выполнить еще значительную работу с целью определения строения сложных углеводородов и внесения большей ясности в существующие представления о химических превращениях их. [c.13]

    Описанный метод может быть применен также для определения сероводорода в нефти. Для этого в приборе перед реакционной трубкой помещается так называемая колонка предварительной отгонки, на которой задерживаются тяжелые углеводороды нефти, а растворенные газы и содержащийся в них сероводород продуваются воздухом в реакционную трубку с силикагелем № 3, обработанным уксуснокислым свинцом и содержащим 35% воды. [c.259]

    Как уже было указано выше, разделение нефти на индивидуальные углеводороды и другие соединения возможно лишь для низкокипящих фракций от бензинов до легких газойлей. Вследствие огромного числа составных частей более тяжелые фракции не могут быть разделены на индивидуальные компоненты существующими аналитическими методами. Поэтому разделение и определение классов углеводородов нефти так же важны, как и разделение и идентификация индивидуальных углеводородов, в особенности для высокомолекулярных нефтяных фракций. [c.24]

    Прочие способы. Очень точное определение производится по Родману, рекомендующему особый прибор с приемниками, охлаждаемыми жидким воздухом. Перегонка нефти при этом производится в вакууме. По новому методу опытной лаборатории Вестингауза определение воды производится конденсацией ее пара в и-образных трубках, опущенных в кидкий воздух. Но так как при этом, кроме воды, в них могут конденсироваться не только пары легких углеводородов нефти, но и растворимые в ней газы, конденсат испаряют через трубки с фосфорным ангидридом, не поглощающим нефтяных паров. [c.36]

    Реликтовые углеводороды интересны еще и тем, что они являются источником образования определенной части глубоко преобразованных углеводородов нефтей и таким образом облегчают исследование этой трудно анализируемой части нефти. [c.10]

    Относительно простой состав метилзамещенных алканов в нефтях группы позволил провести качественное и количественное определения углеводородов этого типа и в более высококинящих фракциях. В работе [13] сообщалось об определении этих углеводородов методом ГЖХ с использованием высокоэффективных капиллярных колонок. Метилзамещенные алканы большой молекулярной массы определялись методом молекулярной масс-спектрометрии [14]. Ти- [c.49]

    Сразу же после этих первых работ последовали многочисленные определения углеводородов ряда гопана в нефтях, углях, сланцах, рассеянном органическом веществе земной коры и пр. В результате было показано, что углеводороды этого ряда поистине вездесущи[49]. [c.130]

    Метод гомогенного восстановления оксидов азота аммиаком для очистки газов от оксидов азота в производстве химических продуктоа из углеводородов нефти п газа запатентован во Фран-плш. Он основан на селективном восстановлснии оксидов азота аммиаком в газовой фазе при отсутствии катализаторов и строго определенной температуре (920—970°С). [c.67]

    В настоящее время доказано, что основными природными органическими веществами, играющими важную роль в образовании углеводородов нефтей, являются водоросли, бактерии (особенно липиды их клеточных мембран), фито- и зоопланктон, а также высшие растения [1). Уже указывалось, что в процессах нефтеобразования основную роль играют липидные составляющие. Хотя в общем липидная часть всего растительного мира по своему составу достаточно однородна, т. е. представлена набором близких по типу строения молекул, все же существуют определенные вариации, позволяющие иногда определять преимущественное участие в образовании данной нефти тех или иных исходных веществ. [c.179]

    В этой главе основное внимание было уделено реакциям образования углеводородов нефтей, протекающим по карбоний-ионному механизму. Однако имеются предположения о том, что превращения биоорганических молекул в нефтяные углеводороды протекают также и с участием свободных радикалов, в образовании которых определенную роль играет перестройка кристаллической решетки вмещающих пород. Свободнорадикальный механизм преобразования рассеянного органического вещества позволяет снизить вероятную температуру нефтеобразования до значений 20—50° С, что имеет немаловажное значение для построения различных генетических корреляций. Более подробно эти вопросы рассмотрены в монографии Галимова [47]. [c.212]

    Безусловно, в распределении изомерных углеводородов нефтей имеются определенные тенденции к достижению равновесия, так как сами процессы генезиса нефти направлены в сторону образования термодинамически более устойчивых структур. В то же время полного равновесия среди нефтяных углеводородов не существует. Сложная, многокомпонентная система углеводородов, называемая нефтью, находится лишь на пути к достижению пол-лого состояния равновесия. При этом одни изомеры уже достигли его, другие же находятся в концентрациях, весьма далеких от равновесия. Поэтому в нефтях наблюдается лишь преобладание термодинамически более устойчивых структур (изомеров), однако полного достижения равновесия нет. [c.349]

    Рас. 58. График для определения теплоты сгорания жидких углеводородов нефти. [c.205]

    Изучение поведения различных структурных групп предельных высокомолекулярных углеводородов в условиях жидкофазной дегидрогенизации в присутствии платины, отложенной на угле и пассивированной железом, показало следующее. Метод избирательной каталитической дегидрогенизации в жидкой фазе может успешно применяться при исследовании фракций предельных высокомолекулярных углеводородов нефти гибридного строения с целью определения содержания в их молекулах числа изолированных и конденсированных гексаметиленовых колец. При отсутствии в молекуле исследуемого углеводорода пентаметиленовых колец ошибка не превышает +2%, а при наличии пятичленных колец +6%. [c.218]

    При газовой съемке отбирают пробы газов с глубин от 2—3 м и до 20—50 м в зависимости от геологических условий. Отбирают пробы пород и вод, которые затем дегазируют. Проводится микроанализ газов для определения углеводородов. Над нефтяным или газовым месторождением наблюдаются при этом повышенные концентрации углеводородных газов. Получается, как говорят, газовая аномалия. Интенсивность миграции газов из залежей может быть небольшой из-за очень плохой проницаемости покрывающих пород и быстрого рассеяния газов и верхних рыхлых слоев. Концентрации мигрирующих газов могут быть при этом столь незначительными, что газовую аномалию выявить не удается. В таких случаях следует проводить отбор проб с более значительных глубин. С глубин 20—50 м или более отбирают пробы газа или пород и подземных вод, из которых затем извлекают газ и подвергают микроанализу на углеводороды. Такой способ называют глубинной газовой съемкой. Выявленная газовая аномалия свидетельствует о наличии в толще пород нефтегазовой залежи. На рис. 41 приведены примеры газовых аномалий. Ряд газовых аномалий подтвердился последующим открытием новых месторождений нефти и газа. [c.92]

    Что же касается определений углеводородов в органическом веществе нефтематеринских пород, то получают величины содержания лишь оставшихся высокомолекулярных углеводородов. Сколько же образовалось нефти и газа в этих породах и мигрировало, по этим данным точно сказать нельзя. [c.164]

    Определение содержания каждого из многочисленных углеводородов нефти связано с большими затруднениями. Поэтому при исследовании состава нефти ее прежде всего подразделяют на фракции, отличающиеся по температурам выкипания. Бензино-лигроиновая фракция выкипает из нефти при температуре от нескольких десятков градусов до 200° С, керосино-газойлевая — от 200 до. 300 С, соляровая — от 300 до 350° С. После этого остается мазут. [c.239]

    В соответствии с инструкцией МОРПОЛА 73/78 суммарное определение углеводородов нефти в судовых сточных водах должно осуществляться методом газовой хроматографии с ИК-фотометрическим окончанием в случае необходимости. На основании данного нормативного документа разработана методика 150 9377-2. Однако она не может быть применена в исходном варианте и нуждается в совершенствовании, так как часть указанного в ней приборного обеспечения поставляется ограниченно или вообще отсутствует на российском рынке. Поэтому на основании методики 180 была разработана новая методика определения нефтепродуктов в сточных водах, в которой вместо капиллярной колонки использовалась насадочная колонка длиной 3 м и внутренним диаметром 3 мм, наполненная хроматоном с иммобилизованной на нем подвижной фазой ОУ-1. При этом требования по чувствительности определения соблюдены, причем, использование надежной, селективной колонки позволило упростить операции по пробоподготовке, а также исключить необходимость использования предколонки. [c.133]

    Эффективность производства органических продуктов в нефтехггмической промышленности характеризуют нефтяным эквивалентом (н. э.), т. е. суммой энергетических и сырьевых (в том числе углеводородов) затрат на всех стадиях производства продукта, эквивалентных по теплотворной способности определенному количеству нефти (теплотворная способность нефти- 10 000 ккал/кг). Нефтяной эквивалент для производства 1 т этилена и пропилена — 2,6—3,6, бензола и толуола — [c.149]

    Данные, опубликованные Чарлетом и др., а также Лиллардом и др., убедительно свидетельствуют о том, что по крайней мере у ароматических углеводородов в высококипящих нефтяных продуктах преобладают конденсированные структуры. В настоящее время нельзя сделать определенных выводов о структуре имеющихся в нефти высокомолекулярных циклопарафиновых углеводородов. Предположение о конденсированной структуре полициклических циклопарафиновых углеводородов нефти, принятое многими авторами, представляется вероятным, но не окончательным. Поглощение в инфракрасной области спектра при 10,4 //, часто наблюдав-3  [c.35]

    Вместе с тем накопленный фактический материал позиолил выявить определенные зависимости между свойствами и глубиной залгенезисом нефти в условиях Апшерон-ского полуострова. При сопоставлении свойств всех пластовых нефтей каждого месторождения установлено, что в пределах одного отдела нродуктивной толщи принципиальной разницы в свойствах индивидуальных нефтей нет. В то же время по каждому месторождению нефти верхнего отдела продуктивной толщи отличаются от нефтей нижнего отдела, особенно по соотношению нафтеновых и парафиновых углеводородов. Нефти при переходе от верхнего отдела к нижнему характеризуются резким повышением вязкости, смолистости и способности к коксованию. Нефти верхнего отдела содержат больше светлых фракций, а в составе последних — больше нафтеновых и меньше ароматических и парафиновых углеводородов. Такая тенденция прослеживалась в нефтях всех основных месторождений Апшерона (Сураханского, Ка-линского, Балаханского, Карачухурского и др.). [c.8]

    На первый взгляд может показаться, что в изомерных углеводородах нефтей категории А имеются соотношения (для углеводородов одной степени замещения), близкие к равновесным. Однако вопрос этот решается далеко не так просто. Безусловно, в распределении изомерных углеводородов нефтей имеются определенные тенденции к достижению равновесия. Настоящее равновесие среди изомеров не имеет места. В нефтях может лишь наблюдаться преобладание термодинамически устойчивых структур. Наиболее приближены к состоянию равновесия некоторые метилалканы и диметилалканы [4]. Однако и в данном случае кажущееся равновесие между монометилалка-пами обусловлено главным образом термодинамическим контролем механизма образования ряда изомеров, а не реальным достижением состояния равновесия (подробности об этом см. в главе 5). [c.44]

    Качественное и количественное определение в нефтях (фракция 200—250° С) адамантанов стало значительно более надежным после разработки специального метода — гидрокрекинга, в процессе которого углеводороды неадамантановой структуры претерпевают деструкцию, в то время как адамантан и его гомологи остаются неизмененными [18]. [c.102]

    Безусловно, что состав исходной биомассы и геохимические условия ее преобразования не могли не отразиться на составе углеводородов нефтей. Более того, для каждого бассейна осадконакопления, давшего затем начало тел1 или иным месторождениям нефти, свойствен свой характерный набор некоторых исходных соединений, а следовательно, и некоторых конечных нефтяных углеводородов. Особенности состава исходного органического вещества данного региона представляют собой ценнейшую информацию, используемую для разведки нефтяных месторождений, для взаимной корреляции нефтей в залежах, для определения источников образования нефтей. [c.252]

    Достигнутые в последние годы успехи в определении состава и строения углеводородов нефти несомненны. Об этом свидетельствуют хотя бы внушительные цифры, характеризующие число углеводородов, идентифицированных в нефтях (свыше 700). Неизмеримо возросла также сложность решаемых задач. Достаточно напомнить хотя бы работы, связанные с определением пространственного строения изостеранов, кстати, впервые открытых именно в нефтях. Это не единственный пример того, когда новый тип углеводородов обнаруживается впервые в нефтях. Так было, например, 50 лет назад с ада-мантаном — углеводородом, на основе которого возникло новое оригинальное научное направление — химия полиэдранов. [c.259]

    Если суммировать результаты последований индивидуального состава углеводородов нефти, то к нзстоящему времени число выделенных или с несомненностью определенных составляет свыше 600. Наиболее изучены нормальные алканы. [c.106]

    Согласно принятому нами ранее определению [1], к высокомолекулярным веществам нефти мы относим ту ее часть, для которой характерен молекулярный вес выше 400 и которая содержит остаточную часть после отгонки фракции до 350—400° С. Эта часть нефти в случае легких нефтей составляет 30—35%, тогда как в тяжелых высокосмолистых нефтях содержание ее достигает 60% и более. Компонентный состав ее включает углеводородную и неуглеводородную, или гетероатомную, части. Соотношение этих компонентов в сильной степени зависит от химической природы нефтей и колеблется в довольно широких пределах. В нефтях легких и средних, особенно нафтенового и нафтеново-парафинового основания, резко преобладает углеводородная часть, в тяжелых же, высокосмолистых, нефтях ароматического основания неуглеводородные компоненты составляют половину и больше остаточной части нефти. Углеводородные компоненты составляют наиболее легкую часть, молекулярный вес которой колеблется в пределах 400—800, и лишь небольшая ее часть характеризуется более высоким молекулярным весом. Среди высокомолекулярных углеводородов нефти резко преобладают структуры гибридного, или смешанного, типа, в молекулах которых присутствуют одновременно структурные звенья разного типа ароматические, нафтеновые и алифатические. Из высокомолекулярных углеводородных компонентов негибридного строения в остаточной части присутствуют лишь парафиновые углеводороды. С повышением молекулярного веса углеводородов повышается содержание в них циклических структур, преимущественно ароматических, а также степень копденспрованности последних. [c.20]

    Прошедшее с тех пор время внесло, конечно, весьма существенные изменения в общую картину состояния проблемы. Сильно увеличилось число исследований в области высокомолекулярных соединений нефти и расширилась их география. Значительно расширился набор экспериментальных методов разделения этих веществ на основные компоненты и анализа их элементного состава и химического строения. Унифицированы и стандартизованы методики, аппаратура и материалы, применяемые при исследовании высокомолекулярных компонентов нефти, что делает результаты более надежными, воспроизводимыми и сопоставимыми. Накоплен большой экспериментальный аналитический материал по свойствам и элементному составу неуглеводородных -Компонентов и высокомолекулярных углеводородов нефти, что позволяет сделать некоторые обобщения по элементному составу этих составляющих компонентов нефти. К сожалению, имеются серьезные расхождения по содержанию в неуглеводородных компонентах нефти такого важного элемента, как кислород, который обычно определяют по разности. Противоречия имеются и в данных по содержанию металлов (вероятно, из-за недостаточной унификации методов их определения). По-прежнему объектами исследования чаще всего служат высокомолекулярные соединения тяжелых нефтяных остатков, т. е. продукты, подвергавшиеся длительному высокотемпературному воздействию в процессах переработки и, следовательно, претерпевшие более или менее глубокие химические изменения. Особенно сильным изменениям подвергается неуглеводородная, т. е. смолисто-асфальтеновая, часть. Соединения же эти в неизменном состоянии, выделяемые из сырых нефтей и природных асфальтов в условиях, исключающих их химические изменения, изучены значительно слабее. Экспериментальных данных, позволяющих надежно и с достаточной полнотой оценить характер химических превращений высокомолекулярных компонентов нефтей в процессах высокотем- [c.44]

    Опыты проводились в тех же условиях, т. е. при температуре-315—320 С, в жидкой фазе и с применением в качестве катализатора платины на угле, приготовленной по описанной в литературе-рецептуре [78]. Дегидрогенизации подвергались жидкие парафиновоциклопарафиновые углеводороды, не образующие кристаллических комплексов с тиокарбамидом и выделенные из высокомолекулярной предельной части ромашкинской нефти. Процесс осуществлялся в три стадии при общей продолжительности 30 ч по следующей методике исходную фракцию высокомолекулярных предельных углеводородов нефти нагревали 10 ч с 15—20% катализатора. Количество выделявшегося газа измеряли через определенные промежутки времени (первая стадия) жидкие продукты реакции отделяли от катализатора и подвергали хроматографическому разделению. Во второй стадии при тех же условиях дегидрировали предельные углеводороды, выделенные из катализата первой стадии. Жидкие продукты реакции снова подвергали хроматографическому разделению , на третью стадию дегидрогенизации брали только предельную часть, [c.219]

    Здесь уместно отметить, что утверждение Квптковского и Петрова [124] о полной непригодности методов структурно-группового анализа для исследования нефтяных высокомолекулярных углеводородов, содержащих ароматические структуры, слишком категорично и недостаточно мотивировано. Их расчеты проведены на примерах сравнительно простых двойных и тройных смесей из синтетических углеродов, не вполне моделирующих сложные многокомпонентные -системы, какими являются даже узкие фракции высокомолекулярных углеводородов нефти. Известно, что чем сильнее отклоняется явление по своим характеристикам от средних значений, тем реже оно повторяется. Во всяком случае, пока нет более точных методов определения строения сложных гибридных структур высокомолекулярных углеводородов нефти, структурно-групповыми методами анализа следует пользоваться, даже если ошибки определений будут составлять 15—20%. Правда, такие отклонения уже легко будет обнаружить по данным элементарного анализа и константам ( , п и др.). Методы структурно-группового анализа дают полуколичественную характеристику, в общем правильно отражающую сочетание структурных элементов в усредненной молекуле многокомпонентных смесей. На примерах индивидуальных синтетических соединений и их смесей надо вести дальнейшие исследования по выяснению закономерностей, связывающих свойства со строением молекулы. [c.252]

    При техническом анализе нефтей применяют также сернокислотный способ определения смол. Но содержание сернокислотных смол (т. е. определенных этим способом) дает лишь приближенное представление о характере нефти. Условность этого определения заключается в том, что с серной кислотой реагируют не только смолистые вещества, но частично и асфальтены, а также некоторые высокомолекулярные углеводороды нефти часть смолистых веществ может и не реагировать с серной кислотой. В итоге содержание сернокислотных смол в нефти, как правило, выше, чем силикагелевых в ромашкипской нефти соответственно 34 и 10,24% (масс.). Однако определять содержание сернокислотных смол значительно проще и быстрее, чем силикагелевых (около 1,5 и 12—14 ч соответственно). Этим и объясняется сохранение этого метода в качестве стандартного (ГОСТ 2550—44). Содержание смол в различных нефтях Советского Союза колеблется в весьма широких пределах в малосмолистой бариновской нефти (Куйбышевская область) силикагелевых смол всего 2,33% (сернокислотных 9%), в радаевской иефти (той же области) — 22% (сернокислотных 56%). [c.62]

    Таким образом, при сопоставлении расчетной и экспериментальной вязкости удается рассчитать среднюю степень ассоциации молекул дайной жидкости, которая служит критерием оценки степени отклонения данной жидкости от состояния молекулярного раствора. Оценка склонности углеводородов нефти к ассоциации в широком шгтервале температур возможна путем соответствующих элементарных расчетов на основе исследования их вязкостно-температурных свойств [40] и может служить классификационным признаком отнесения исследуемого углеводорода к сильно-, средне- и слабоассоципрующим жидкостям в определенном диапазоне температур. [c.21]

    Много внимания уделялось определению состава нефтей. Так, Менделеев выделил из нефтей пентан и гексан. Бейльштейн и Курбатов, изучая состав низкокипящих дистиллятных фракций нефти, обнаружили наличие в них соединений общей формулы СпНгп, обладающих свойствами предельных углеводородов. Исследование фракций кавказских нефтей Марковниковым и Оглоб-линым показало, что такие соединения содержатся в кавказских нефтях в значительных количествах и представляют собой новый класс циклических углеводородов, названный ими нафтенами. Марковников показал, что нафтены в основном содержат шестичленные кольца, но число углеродных атомов в кольце может быть отличным от шести. Работы по исследованию нафтенов были продолжены Зелинским и его учениками Наметкиным, Казанч ским и др. С целью более тщательного изучения химических свойств, а также для идентификации выделенных из нефтей углеводородов Марковников и особенно Зелинский синтезировали [c.4]

    Из приведенного сравнения видно, что отличительные признаки смол заключаются в растворимости в алканах (а также в углеводородах нефтн), возможности разделения на узкие фракции однотипных групп веществ (например, моноциклические, бициклические и др.), малая степень ароматичности, поЛидисперсность и отсутствие структуры. Смолы представляют собой вещества, занимающие область между углеводородными маслами и асфаль-тенами. Именно благодаря полидисперсности, широкому интервалу молекулярных масс, отсутствию относительно сформированной молекулы,, небольшому размеру и малой степени ароматичности, межмолекулярные взаимодействия у них не приобретают решающего значения. Поэтому их можно разделить на фракции одноптипиых веществ. Вследствие этого в книге [242] предложены критерии, позволяющие более четко определить понятое асфальтены и смолы. К смолам можно отнести растворимые в углеводородах нефти высокомолекулярные гетероатомные полидисперсные бесструктурные соединения нефти, которые можно разделить на узкие фракции однотипных соединений. Начиная с определенного размера и степени ароматичности относительно сформированных полициклических молекул, решающим фактором становится меж-молекулярное взаимодействие, приводящее к формированию структуры (в известной степени сравнимой с процессом кристаллизации у полимеров), степень упорядоченности которой зависит от их химической природы. [c.269]

    Жидкие углеводороды нефти —нафтеновые, ароматические, нафтено-ароматические и их алкильные производные — находятся в масле в состоянии молекулярного раствора. Ароматиче,-ские, нафтено-ароматические углеводороды а также смолистые вещества могут, видймсГ/Iff определенных условиях образовывать также ассоциированные комплексы, разрушающиеся при нагреве. [c.87]

    Деградацию углеводородов нефти можно осуществить с помощью штамма Rliodo o us erythiopolis, выделенного автором из природных образцов нефтесодержащих почв Крайнего Севера. Новый штамм обладает выраженной способностью к биодеградации легких и тяжелых фракций в воде и в почве. Из полученных данных следует, что штамм был способен использовать не только легкие фракции, такие, как гексадекан, дизельное топливо, но и в определенной степени тяжелые фракции нефти, т.е. разлагать широкий спектр углеводородов. Максимальная деструкция наблюдалась па 3 сутки и составляла для парафина 90%, дизельного топлива 85%, нефти 80% [5]. [c.87]

    Получив его одобрение и поддержку, мы провели цикл работ, позволивший разработать метод определения в сырых нефтях общего количества нормальных алканов, содержание каждого ирщивидуального нормального углеводорода в них и количество углеводородов нефти, образующих комплекс с карбамидом. [c.28]

    Недостаточная изученность процессов взаимодействия углеводородов нефти с различными химреагентами, а также отсутствие методов установления закономерностей взаимодействия компонентов пластовой среды в зависимости от состава, свойств к условий применения химреагентов затрудняют решение задачи по определению перспективности химических веществ для нефтедобычи.-Изыскание и выбор химреагентов осуществляются в основном опытным путем. Более целесообразным является комплексный подход [2], основанный на физико-химических исследованиях характеристик основных свойств химреагентов и изменений их под действием геологических и технологических факторов пластовой среды с помощью различных современных инструментальР1ых методов, лабораторных и промысловых исследований. В условиях конкретных нефтяных месторождений необходимо, чтобы подобранные опытным путем химические вещества и их композиции обладали следующим комплексом физико-химических свойств. Они должны растворяться в воде и органических соединениях понижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз и улучшать смачиваемость породы водой обладать высокими нефтеотмывающими и вытесняющими свойствами улучшать реологические свойства нефти предотвращать или не вызывать отложение асфальто-смолистых и парафиновых веществ в пористой среде и скважине не способствовать при взаимодействии с глиной ее набуханию не стимулировать образование водонефтяных эмульсий б [c.6]

chem21.info

способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти - патент РФ 2260798

Сущность: определяют численное значение содержания идентифицированного н-алкана бензиновой фракции, вычисленное с учетом всех идентифицированных и неидентифицированных углеводородов фракции. Переносят это численное значение на масс-хроматограмму и масс-фрагментограмму. По высоте соответствующего пика судят о количественном содержании любого идентифицированного углеводорода нефти. 2 табл.

В настоящее время в монографиях [1-4] широко освящены методы идентификации углеводородов нефти, приведены также различные методы их количественного определения. Однако отсутствует метод по количественному определению н-алканов и изопреноидных углеводородов в нефтях (% на нефть), приведенный нами в данной работе. Предлагаемый метод позволяет определять процентное содержание всех идентифицированных на хроматограмме (методом ГЖХ), масс-хроматограмме и масс-фрагментограмме (хромато-масс-спектрометр) углеводородов нефти.

Судь метода заключается в переносе численного значения н-алкана, рассчитанного в %, на нефть по методу, приведенному в работе [1] на хроматограмму нефти (или масс-хроматограмму), где рассчитываются все идентифицируемые углеводороды нефти, в том числе и высокомолекулярные н-алканы и полициклические углеводороды нефти (в % на нефть). Количественные значения которых (в % на нефть) можно перенести на масс-фрагментограмму, где согласно данным работы [4] в нефтях идентифицируются терпаны и стераны и т.д.

Таким образом, метод переноса содержания в % на нефть углеводорода с одной хроматограммы (бензиновой фракции) на масс-хроматограмму, а с нее на масс-фрагментограмму позволяет определить количественное содержание любого идентифицируемого углеводорода нефти.

Методика количественного определения изопреноидных углеводородов и н-алканов нефти (в % на нефть) апробирована на флюидах многопластового месторождения Бованенковское. Хроматограмма бензиновой фракции нефти (НК-127оС) снималась на хроматографе марки Хром-5 в стандартном режиме.

Содержания индивидуальных углеводородов в бензиновой фракции в % на нефть определены по методике, указанной в работе [1].

способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798

где: способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798C - выход фракции НК-127°С, в % на нефть,

Lx - величина (высота, в мм) пика определяемого углеводорода,

L1 - сумма пиков (высота, в мм) всех идентифицируемых н-алканов,

L2 - сумма пиков (высота, в мм) всех идентифицируемых изоалканов,

L3 - сумма пиков (высота, в мм) всех идентифицируемых нафтеновых углеводородов,

L4 - сумма пиков (высота, в мм) всех идентифицируемых ароматических углеводородов,

L5 - сумма всех неидентифицированых пиков (высота, в мм).

А - содержание углеводорода н-С 8 в % на нефть во фракции НК-127°С. Определив содержание н-алкана С8 по хроматограмме бензиновой фракции НК-127°С, стыкуем ее с хроматограммой нефти, где присутствует пик н-алкана С8. В зависимости от температуры кипения бензиновой фракции стыковочный углеводород может и н-С9.

По формуле: способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798

где: A1=А,

A1-УВ (н-С 8) - искомый углеводород в % на нефть по хроматограмме нефти,

А - содержание углеводорода н-С8 в % на нефть во фракции НК-127°С,

L1 (н-С 8) - высота пика н-С8, в мм на хроматограмме бензиновой фракции НК-127°С,

L1 (н-С 8) - высота пика в мм, определяемого УВ на нефтяной хроматограмме, определяем содержание н-С8 в % на нефть на хроматограмме нефти,

m - стыковочный коэффициент - количество вещества в % на нефть, приходящееся на 1 мм по хроматограмме нефти (m=A 1/L1 или m=A/L1).

Далее по формуле: способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798

определяется любой из идентифицированных углеводородов на нефтяной хроматограмме:

Ax-УВ(н-Сх) - определяемый углеводород в вес.% на нефть на масс-хроматограмме,

L x (н-Сх) - высота пика в мм, определяемого УВ на масс-хроматограмме.

По формуле (3) ведется пересчет всех н-алканов и изопреноидных углеводородов (см. табл.1).

Если на масс-хроматограмме нефти идентифицируются полициклические углеводороды нефти (в частности, тритерпаны, стераны и т.д.), согласно данным работы [4], то их численные значения в вес.% на нефть можно перенести на масс-фрагментограмму для дальнейшего определения по ней всех идентифицируемых пиков (сумм).

Принцип данного метода, заключающийся в переносе численного значения идентифицированного углеводорода с масс-хроматограммы на масс-фрагментограмму (снятую в конкретных режимах), позволяет определить процентное содержание любого идентифицируемого углеводорода нефти.

Содержание в вес.% на нефть н-алкана н-Сх на масс-фрагментограмме (Аф). Аф=Ах

По формуле: способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798

где: Аф=Ах,

Аф - УВ в вес.% на нефть углеводорода по масс-фрагментограмме нефти,

L ф - высоты пика в мм, определяемого УВ на масс-фрагментограмме,

Ах - содержание углеводорода в вес.% на нефть по масс-хроматограмме,

Lx - высота пика углеводорода, в мм на масс-хроматограмме,

mф - стыковочный коэффициент - количество вещества в вес.% на нефть, приходящееся на 1 мм.

Затем по формуле {5} определяем углеводороды на масс-фрагментограмме (масс-спектрограмме):

способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798

Далее по формуле 5 определяем все идентифицириемые в этом режиме углеводороды на масс-спектрограмме. Масс-спектры нефтяных углеводородов даны в справочнике [5].

Численные значения соотношений рассчитанные по высотам пиков по хроматограмме нефти совпадают с данными рассчитанными приведенным методом, см. табл.2. Что свидетельствует о хорошей сходимости и высокой точности данного метода.

Таблица 1.
Н-алканы и изопреноидные углеводороды в нефти месторождения Бованенковское скв 201, Pz, 3425-3443, в % на нефть.
№ п/пУглеводородСодержание углеводорода, в % на нефтьУглеводород Содержание углеводорода, в % на нефть
1n-C4 0,09n-С250,47
2n-C5 0,55n-C260,41
3n-С6 1,00n-C270,34
4n-C7 1,15n-C280,25
5n-C8 0,85n-C290,19
6n-C9 0,84n-С300,14
7n-C10 0,98n-C310,07
8n-C11 1,15n-C320,03
9n-C12 1,18n-С330,02
10n-C13 1,02П-С340,015
11n-C14 0,95n-C350,01
12n-C15 0,87n-С360,01
13n-C16 0,83способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798n-С4-С36 18,62
14 n-C170,82 i-C130,19
15 n-C180,72 i-C140,31
16 n-C190,70 i-C150,26
17 n-C200,67 i-C160,22
18 n-C210,62 i-C180,14
19 n-С220,62 i-C190,18
20 n-С230,55 i-C200,13
21 n-С240,51 способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798i-C13-C20 1,43
способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798n-C4-C36+iC13-C20=20,05%
Таблица 2.
Н-алканы и изопреноидные углеводороды в нефтях и конденсатах месторождения Бованенковское
№ п/п Месторождение, № скв.Возраст Глубина, мспособ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798nC4-пС36, %способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, патент № 2260798iC13-iC20, %iC19/iC20
1Бованенковское, 201 Pz3425-344318,62 1,431,37
2Бованенковское, 203 Pz3396-3405 28,601,471,50
3Бованенковское, 144J103164-3160 15,241,08 1,68
4Бованенковское, 133J73010-3020 14,000,36 2,22
5Бованенковское, 133J62957-2966 17,621,64 2,06

Список литературы

1. Ал.А.Петров., Химия алканов, М., Наука, 1974, С.245.

2. Ал.А.Петров, Н.Н.Абрютина. Новые методы исследования состава нефтей. М., Изд. Мин-ва геологии СССР, ВНИГНИИ, 1972, вып.119, С.137.

3. Солодков В.К. Исследование би- и трициклических насыщенных нефтяных углеводородов состава С8-С12. Автореферат кандидатской диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук. Москва, 1968 г. ИНХС им. А.В.Топчиева. С.21.

4. Ал.А.Петров. // Геология нефти и газа, 1994, №6, С.13.

5. Ал.А.Петров., Головкина Л.С., Русинова Г.В. // Масс-спектры нефтяных углеводородов. Справочник (атлас). М., Недра, 1986.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ количественного определения содержания идентифицированных углеводородов нефти, заключающийся в определении численного значения содержания идентифицированного н-алкана бензиновой фракции, вычисленного с учетом всех идентифицированных и неидентифицированных углеводородов фракции, переносе этого численного значения на масс-хроматограмму и масс-фрагментограмму, по высоте соответствующего пика на которых судят о количественном содержании любого идентифицированного углеводорода нефти.

www.freepatent.ru

Способ определения углеводородов нефти в водных растворах

 

Использование - в аналитической химии . Сущность изобретения: в анализируемую пробу вводят натрий хлористый ,спирт этиловый при массовом соотношении 1 :(0,010-0,030):(0,0007-0,003) соответственно , после чего проводят отдувку воздухом в количестве 0,35-0,40 дм со скоростью 0,1- 0,2 дм /мин и поглощают углеводороды индикаторной трубкой. 2 табл.

СОЮЗ ОВЕТСКИХ

СОЦИЛ ЛИСТ ИЧЕСКИХ

РEСПУЬЛИК (я)5 G 01 М 31/00

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОГ . ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ (21) 4917394/04 (22) 07.03.91 (46) 15.08.93. Бюл. ЬЬ 30 (71) Научно-производственное объединение

"Государственный институт прикладной химии" (72) В,К, Потрохов, Л.И. Валейко и Б.M. Ласкин (73) Н аучно-и роиз водст вен ное объединение

"Государственный институт прикладной химии" (56) Лурье Ю.Ю, Аналитическая химия промышленных сточных вод, M. Химия, 1984, с.

306.

Лейте В. Определение органических загрязнений питьевых природных и сточных вод, М.: Химия, 1975, с, 148.

Заявляем и техническое решение относится к аналитическому контролю объектов окружающей среды на содержание одних иэ самых распространенных загрязнений природных вод и почвы — сырая нефть и жидкое топливо, моторные и смазочные масла. Прямое летальное воздействие нефти и нефтепродуктов наблюдается в первые 5-20 ч, когда концентрация углеводородов в воде составляет 1 — 100 мгlдм . Эти загрязнения

3 обнаруживаются уже по внешним признакам по перламутровой масляной пленке, мути или запаху и вкусу. Но это только качественные признаки.

Для углеводородов нефти ПДКвв=0,3 мг/дм . Низкое значение ПДКвв, отсутствие активных функциональных групп в углеводородах усложняет методы их определения в водных растворах, Целью изобретения является уменьшение объема пробы воды при анализе, уско„„. ЖÄÄ 1835075 АЗ (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ НЕФТИ 8 ВОДНЫХ PACTI8OPAX (57) Использование — в аналитической химии, Сущность изобретения: в анализируемую пробу вводят натрий хлористый,спирт этиловый при массовом соотношении

1:(0,010 — 0,030):(0,0007 — 0,003) соответственно, после чего проводят отдувку воздухом в количестве 0,35 — 0,40 дм со скоростью 0 13

0,2 дм /мин и поглощаюг углеводороды инз дикаторной трубкой. 2 табл, рение процесса анализа, аппаратурное упрощение анализа с целью обеспечения оперативного проведения анализа в полевых условиях.

Поставленная цель достигается тем, что в исходную анализируемую пробу перед отдувкой вводят натрий хлористый, спирт этиловый при соотношении анализируемой пробы. натрия хлористого; спирта этилового как 1;(0,010-0,030):(0,0007-0.003), соответственно, после чего проводят отдувку воздухом в количестве 0,35 — 0,40 дм со скоэ ростью 0.1 — 0,2 дм /мин.

Данные приведены B табл. 1, Как видно, заявляемый способ по сравнению с прототипом позволяет определять углеводороды иэ минимального объема воды (проба в 60 — 70 раз меньше) и в шесть раэ быстрее. при использовании минимума упрощенных приборов и без применения до1835075

Как видно, заявляемый объект обеспечивает оперативное проведение анализа углеводородов в водных растворах, упрощение анализа, проведение его без энергетического обеспечения (примеры 1, 2, 3, 6, 7, 9, 10, 11, 14 с положительным эффектом, примеры 4, 5, 8, 12, 13 с отрицательным эффектом), Как видно из табл, 2, нарушение заявля"О емых интервалов как в сторону их увеличения, так и уменьшения не обеспечивает полноты индикации углеводородов, Формула изобретения

Способ определения углеводородов

"5 нефти в водных растворах. включающий отдувку их из анализируемой пробы воздуха" и определение с помощью индикаторной трубки, отличающийся тем,что,с целью упрощения и ускорения способа, в

20 анализируемую пробу перед отдувкой вводят хлористый натрий и этиловый спирт при соотношении массовой пробы к хлористому натрию и этиловому спирту 1:(0,0100,030):(0,0007-0,003) и отдувку ведут воздухом в количестве 0,35 — 0,40 дм со скоростью

0,1 — 0,2 дм /мин. полнительного нагрева пробы анализируемой воды.

Пзо и м е р 1, В прибор Полежаева вносят

30 см анализируемой пробы, 1,5 см расз твора натрия хлористого 20% (или 0,3 г сухого вещества), 0,02 см этилового спирта.

Прибор Полежаева закрывают пробкой с капилляром. выводную трубку сосуда соединяют последовательно с индикаторной трубкой, воздухозаборным устройством.

Через собранную систему пропускают 0,35 дм воздуха са скоростью 0,1 дм /мин. За3 з тем отсоединяют индикаторную трубку и, измеряя длину окрашенного слоя, определяют содержание углеводородов в воде в соответствии с градуировочной шкалой.

Содержание в исходной пробе бензина

15 мг/дм".

Найдено 15 мг/дм, Остальные примез ры конкретного выполнения. доказывающие правомерность заявленных интервалов, проводим аналогично примеру 1, Их переменные параметры приведены в нижеследу>ощей табл. 2, включая пример

1, Таблица 1

По прототипу

По изобоетению

Показатели

2000 смз

30 см

Имеет место

Не имеет места

Не имеет места

Трехгорлая колба объемом

2 л, термометр, обратный холодильник с кольцами

Рашинга, водоструйный насос

Не имев места

Имеет место

1

Анализ: обьам пробы

Подготовка пробы .; Необходимость нагре) вания пробь> до 80 С о

В,;,едение дополнительных компонентов

1Общее время анализа, мин .1 Используетсч для анализа аппаратура, Возможность проведения

1 уанализа в полевых условиВведение натрия хлористого и спирта этилового б

Поглотитель Полежаева, воздухозаборное устройство УГ-2

1835075

Таблица 2

)Эр))мер ко нкгетного. вы пол Haa)))) Парамет)ш) н покаэ атели

Iu l) ja

I )2 3 . 4 5 6 7 ) 8 Г9

Название углеводорода керосип бе наин бенэин бе)гэлн

Ю

О.)

Ю . 3

Ю (1

Ю

Ю вода:HBTp)È хло 7Нстый.

:сп))рв зт)1ловяй (Т) Х) 1 -1

C) o) м

C)

Я)

СС)

I P з

Х )

С>

L \

С.

\ \

) C) Ю

) Ю

C) «..съем пропускаемого воздуха ° дм-) (П ) 0,35

0,35 0,35

0,5,,35

0,35

0,35

0,2

0,35

0,4

О, 35

О, 35 сксрость отдувки

И) дм3/мин

О,Х

О,l

О,I

0 ° 2

Q,C5

О,I

О,l

О,l

0,L

0,3

Введено углеводородов, 1

15,0

0,6

8,0

I0,0 20,0

6 0) 0,6

4,0

4 0

6,0

))а))дено углеводородоэ, мг/дм

2,0

С0 2,0

I5,0

2,0

О,ь

2.0> 0

8, ).) I5,и

6,0

0,6

2,0

Суммарна)) погрешностb, отн.

20 0

Составитель В, Потрохов

Техред М, Моргентал

Редактор Корректор И.Шмакова

Заказ 2713 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035. Москва. Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 101

D,I 0,I

I0, ь) 2,0

)) «о(I

Я (

Способ определения углеводородов нефти в водных растворах Способ определения углеводородов нефти в водных растворах Способ определения углеводородов нефти в водных растворах 

www.findpatent.ru


Смотрите также