Определение физико-химических характеристик нефти

Определение физико-химических характеристик нефти

Разделению нефти на фракции на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) предшествуют стадии её добычи и подготовки. Только после подготовки нефти на соответствующих установках она может быть реализована как товар, как сырье для последующей переработки. Соответственно, от ее качества, от ее базовых свойств зависит вариант ее переработки, качество получаемых фракций и цена на мировых рынках. Легкие и малосернистые нефти более предпочтительны для НПЗ и, следовательно, обладают большей стоимость.

Цель работы - ознакомиться с методами анализа обезвоженной нефти и определением основных ее характеристик.

Перед выполнением работы необходимо изучить следующие вопросы:

1. Возможное содержание воды, солей и механических примесей в нефти, источник их появления, последствия их присутствия. Методика определения остаточной воды, хлористых солей и механических примесей в нефти. Требования ГОСТ 51858-2002 на содержание в нефти указанных компонентов;

2. Понятие об абсолютной и относительной плотности нефти. Зависимость плотности от температуры. Связь плотности с химической природой нефти. Методы определения плотности нефти;

3. Вязкость как качественная характеристика нефти и нефтепродуктов. Вязкость динамическая, кинематическая, условная. Вискозиметр Энглера для определения условной вязкости, его устройство и методика проведения анализа, водное число вискозиметра;

4. Причины потери подвижности нефти. Метод определения температуры застывания;

5. Смолисто-асфальтеновые соединения нефти, их характеристика, модельные структурные формулы. Влияние САВ на основные параметры нефти. Методика определения САВ в нефти;

6. Сернистые соединения нефти, их классификация и влияние на основные технологические процессы. Метод определения общей серы сжиганием навески нефти в трубке. Экспресс-метод определения количественного содержания сероводорода в нефти.

Хлористые соли нефти

Нефть, поступающая с нефтепромыслов, содержит в себе не только механические примеси, воду и газы, но и большое содержание минеральных солей. Это влечет за собой ряд таких последствий как: коррозия оборудования; отложения солей на внутренних стенках труб и змеевиков в печах и теплообменниках, приводящие к прогару труб; ухудшение качества нефтепродуктов и снижение эффективности вторичных термических и каталитических процессов.

Хлористые соли, содержание которых ограничивается ГОСТом 51858-2002, вызывают при гидролизе в воде химическую коррозию [3]:

MgCl₂ + 2H₂O → Mg(OH)₂ + 2HCl

В связи с этим необходимо избавлять нефть от солей, что и осуществляется на одной из стадий установок подготовок нефти.

Сущность метода заключается в извлечении хлористых солей из нефти водой и индикаторном титровании их водной вытяжки.

Методика определения хлористых солей в нефти

Пробу анализируемой нефти хорошо перемешивают в течение 10 мин встряхиванием (механически или вручную) в склянке, заполненной не более чем на 2/3 ее вместимости. Сразу после встряхивания пипеткой берут пробу нефти для анализа в количестве, указанном в таблице 1. При анализе эмульгированной или высокосмолистой вязкой нефти пробу отбирают по массе.

Таблица 1 - Объемы проб нефти, отбираемых на анализ

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³	Объем нефти, см³	Масса нефти, г
до 50		100, 0 ± 0, 1
от 50 до 100		50, 00 + 0, 05
от 100 до 200		25, 00 + 0, 02
свыше 200		10, 00 ± 0, 01

Пробу анализируемой нефти переносят в делительную воронку с мешалкой. Остаток нефти со стенок пипетки при этом тщательно смывают толуолом (ксилолом) в объеме, указанном в таблице 2.

Таблица 2 - Объем растворителя, необходимый для промывки пипетки

Объем нефти, см³	Объем растворителя, см³
от 10 до 25
от 25 до 50
от 50 до 100	от 80 до 100

Содержимое воронки перемешивают 1 - 2 минуты мешалкой. К пробе анализируемой нефти приливают 100 см³ горячей дистиллированной воды и экстрагируют хлористые соли, перемешивая содержимое воронки в течение 10 мин.

Если при экстрагировании хлористых солей образуется эмульсия нефти с водой, то для ее разрушения добавляют 5 - 7 капель 2 %-ного раствора деэмульгатора.

После экстракции фильтруют водный слой через стеклянную конусообразную воронку с бумажным фильтром в коническую колбу вместимостью 250 см³.

Содержимое делительной воронки промывают 35 - 40 см³ горячей дистиллированной воды, которую сливают через стеклянную конусообразную воронку с бумажным фильтром в ту же коническую колбу. Фильтр промывают 10 - 15 см³горячей дистиллированной воды. Всего на промывку расходуют 50 см³ воды.

Необходимо, чтобы водная вытяжка не содержала сероводорода. Для этого в пары водной вытяжки вносят фильтровальную бумажку, смоченную раствором уксуснокислого свинца, которая темнеет при наличии сероводорода. При наличии сероводорода водную вытяжку кипятят 5 - 10 мин, пока влажная свинцовая бумажка, помещенная в пар, не будет оставаться бесцветной.

Если простое кипячение не обеспечивает удаления сероводорода, то к водной вытяжке хлористых солей добавляют 1 см³ 6 моль/дм³ серной кислоты и кипятят до тех пор (5 - 10 мин), пока влажная свинцовая бумажка, помещенная в пары, не будет изменять свою окраску - темнеть. Затем вытяжку нейтрализуют 5%-ным раствором гидроокиси натрия по лакмусовой бумажке.

Охлаждают водную вытяжку до комнатной температуры и проводят подготовку к индикаторному титрованию по требованиям таблицы 3.

Таблица 3 - Подготовка водной вытяжки

Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3	Подготовка водной вытяжки к титрованию
до 500	На титрование берут всю вытяжку
от 500 до 2000	Водную вытяжку переносят количественно в мерную колбу вместимостью 500 см³ и дистиллированной водой объем раствора доводят до метки. После этого перемешивают содержимое колбы, а затем из мерной колбы отбирают пипеткой 100 см³ раствора в коническую колбу вместимостью 250 см³.
от 2000 до 5000	Водную вытяжку переносят в мерную колбу вместимостью 500 см³ и дистиллированной водой доводят объем раствора до метки. После этого перемешивают содержимое. Из мерной колбы отбирают пипеткой 50 см³раствора в коническую колбу и добавляют 50 см³ дистиллированной воды.
от 5000	Водную вытяжку переносят количественно в мерную колбу вместимостью 1000 см³ и доводят объем раствора до метки как указано выше. Из мерной колбы отбирают пипеткой 10 см³ раствора в коническую колбу и добавляют 90 см³дистиллированной воды.

При индикаторном титровании в колбу с подготовленной к титрованию водной вытяжкой приливают 0, 2 моль/дм³ раствора азотной кислоты до рН 4, 10 капель дифенилкарбазида и титруют 0, 005 моль/дм³ раствором азотнокислой ртути до появления слабого розового окрашивания, не исчезающего в течение 1 минуты.

Окраску анализируемого раствора сравнивают с дистиллированной водой.

При проведении контрольного опыта в коническую колбу наливают 150 см³ дистиллированной воды, 2 см³ 0, 2 моль/дм³ раствора азотной кислоты, 10 капель раствора дифенилкарбазида и титруют 0, 005 моль/дм³ раствором азотнокислой ртути до появления слабого розового окрашивания, не исчезающего в течение 1 минуты.

Массовую концентрацию хлористых солей X в миллиграммах на 1 дм³ нефти, вычисляют по формуле:

(2)

где V₁ – объем 0, 005 моль/дм³ раствора азотнокислой ртути, израсходованный на титрование водной вытяжки, см³;

V₂ – объем 0, 005 моль/дм³ раствора азотнокислой ртути, израсходованный на титрование раствора в контрольном опыте (без пробы нефти), см³;

V₃ – объем нефти, взятой для анализа, см³;

Т - титр 0, 005 моль/дм³ раствора азотнокислой ртути, в миллиграммах хлористого натрия на 1 см³ раствора;

1000 - коэффициент для пересчета массовой концентрации хлористых солей на 1 дм³ нефти;

А - коэффициент, выражающий отношение объема, до которого была разбавлена водная вытяжка анализируемой нефти, к объему раствора, взятому из мерной колбы для титрования (при титровании всей водной вытяжки коэффициента A = 1).

Плотность нефти

Плотность является простейшей характеристикой, дающей возможность ориентировочно судить о фракционном и химическом составах нефти.

Абсолютной плотностью вещества называют количество массы, содержащейся в единице объема. В системе СИ плотность выражается в кг/м³.

В России у нефти и нефтепродуктов принято определять относительную плотность. Это отношение абсолютной плотности нефти / нефтепродукта при 20 ⁰С к плотности воды при 4-х или при 20 ⁰С. Условное обозначение относительной плотности - или . Эта величина безразмерная и для большинства нефтей колеблется от 0, 830 до 0, 960. [6]

Часто используется относительная плотность , где плотность и нефти воды соотносятся при температуре 15, 5 ⁰С (60 F).

На величину плотности нефти существенное влияние оказывает наличие растворенных газов, фракционный состав нефти и количество смолисто-асфальтеновых веществ в ней.

Плотность нефти зависит также от химического состава. Через характеризующий фактор К, зависящий от плотности и средней температуры кипения фракции (Тср, К), можно судить о ее химическом составе:

, (4)

Коэффициент К равный 12, 1 - 12, 9 характерен для парафинистых фракций. Для фракций нафтенового основания К = 10, 5 - 11, 4. Значения К, равные 11, 5 - 12, 1, свойственны нефтепродуктам промежуточного типа.

Плотность нефти заметно изменяется с изменением температуры. Эта зависимость имеет линейный характер и описывается формулой Менделеева:

, (5)

где - средняя температурная поправка к плотности на 1°С. Поправка зависит от значения плотности испытуемого нефтепродукта. В обычной практике находят по таблице (Приложение 2).

Определение относительной плотности производится ареометрами (нефтеденсиметрами), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометрами. Действие ареометров и гидростатических весов основано на использовании закона Архимеда.

После определения плотности нефти тремя методами сравнивают полученные результаты и делают вывод.

Методика определения плотности нефти ареометром (нефтеденсиметром).

В чистый сухой цилиндр диаметром не менее 5 см, установленный на прочной подставке, осторожно наливают нефть с таким расчетом, чтобы при погружении ареометра она не переливалась через края цилиндра. Затем сухой и чистый ареометр (рис. 2), держа за верхний конец, опускают в нефть.

Рисунок 2 – Ареометр

Отсчет плотности производят по верхнему уровню мениска, при этом глаз наблюдателя должен находиться на уровне мениска. Температура нефти определяется по термометру ареометра или измеряется дополнительным термометром. Отсчет по шкале ареометра дает плотность при температуре испытания, то есть . Для приведения найденной плотности к стандартному значению пользуются формулой Менделеева (5).

Методика определения плотности нефти весами Вестфаля-Мора.

В чистый и сухой стакан, прилагаемый к весам Вестфаля-Мора (рис. 3), осторожно наливают нефть до тех пор, пока в него не погрузится поплавок и около 15 мм проволоки, на которой он подвешен. Равновесие весов нарушается. Для достижения равновесия на коромысла весов навешивают серьги (гири), начиная с самой крупной, которая отвечает за первый знак после запятой. С помощью остальных, более мелких, гирь определяется относительная плотность вплоть до десятитысячного знака.

Рисунок 3 – Гидростатические весы Вестфаля-Мора:

1 — коромысло; 2 — призма; 3 — колонка; 4 — винт в стойке;

5 — регулировочный винт; 6 — противовес; 7 — серьги (гири);

8 — поплавок; 9 — цилиндр

Количеством гирь и их положением определяется " видимая" плотность нефтепродукта при данной температуре.

Большая часть весов Вестфаля-Мора дает показания плотности , которые переводят на стандартную плотность по схеме:

à à .

Используются следующие формулы:

(6)

Или:

(7)

Здесь 0, 99823 - значение плотности воды при 20⁰С;

0, 0012 - значение плотности воздуха при 20⁰С и давлении 0, 1 МПа;

Методика определения плотности нефти пикнометром.

Метод определения плотности пикнометрами (рисунок 4) основан на сравнении массы определенного объема испытуемой нефти с массой такого же объема воды при одинаковой температуре. Пикнометрический метод самый точный, но более длительный по сравнению с другими методами. Определение плотности пикнометрами осуществляют при 20 ⁰С, поэтому применяют термостатирование пикнометра с водой и нефтью.

" Видимую" плотность нефти, определяемую пикнометром, вычисляют по формуле:

, (8)

где m₃ - масса пикнометра с нефтью, г;

m₂ - масса сухого чистого пикнометра, г;

m₁ - масса пикнометра с водой, г.

Разница (m₁ - m₂) также называется водным числом пикнометра, которое может быть определено для него заранее.

Перед определением необходимо взвесить на аналитических весах с точностью до 0, 0002 г вес чистого сухого пикнометра m₂ (рис. 4) с известным водным числом.

Рисунок 4 - Пикнометр

При помощи пипетки сухой пикнометр наполняют нефтью несколько выше метки, закрывают пробкой и помещают в водяной термостат с температурой 20 0, 2⁰С на 15-20 мин. Затем держа пикнометр за бумажный хомуток, удаляют избыток нефтепродукта, установив его уровень по нижнему краю мениска согласно метке пикнометра (для светлых нефтепродуктов уровень – по верхнему краю мениска). После этого пикнометр вытирают досуха и взвешивают на аналитических весах. Далее расчет проводится по формулам (5) - (8).

Вязкость нефти

Вязкость является важнейшей физической константой, характеризующей эксплуатационные свойства нефтей и нефтепродуктов, в частности, прокачиваемость нефти по трубопроводам. Чтобы оценить эффективность подогрева нефти для перекачки, вязкость ее определяют при температурах 20 и 50⁰С. Вязкость нефти тем больше, чем выше ее относительная плотность и меньше содержание в ней " светлых" нефтепродуктов (особенно бензина). Однако при равных этих показателях вязкость нефтей с изменением температуры может изменяться по-разному в зависимости от их группового химического состава.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость [7].

Динамическая вязкость μ – сила сопротивления, оказываемая жидкостью такому перемещению ее частиц, при котором 2 слоя жидкости площадью 1 м², находящиеся на расстоянии 1 м, перемещаются со скоростью относительно друг друга 1 м/с. Единицы измерения: 10 Пз = 1 Па·с.

Определение динамической вязкости производится на ротационных вискозиметрах с коаксиальными измерительными устройствами (типа " Реотест" ). В стакан с термостатируемой средой помещается металлический шпиндель, подвешенный на пружине. При вращении пружины двигателем " Реотеста" среда создает сопротивление перемещению внутри нее шпинделя. И это сопротивление (то есть вязкость) измеряется посредством измерения напряжения, возникшего на пружине.

Кинематическая вязкость ν выражается формулой:

(9)

Единицы измерения: 1 сСт = 1 мм²/c = 10^{− 6} м²/c.

Кинематическую вязкость определяют в стёклянных вискозиметрах специальной конструкции, снабженных калибровочными капиллярами (вискозиметры Кеплера или ВПЖ).

Для многих нефтепродуктов нормируется так называемая условная вязкость, определяемая в металлических вискозиметрах Энглера. Эта величина выражается в условных градусах (ВУ° - вязкость условная), а не в абсолютных величинах.

Условной вязкостью называется отношение времени истечения из вискозиметра типа ВУ 200 мл испытуемого нефтепродукта при температуре испытания ко времени истечения 200 мл дистиллированной воды при температуре 20°С (вязкость воды при 20, 2⁰С равна 1 мПа·с).

Условная вязкость (ВУ°) при температуре измерения определяется по формуле 1.8:

, (10)

где - время истечения нефтепродукта при данной температуре; - водное число вискозиметра или время истечения воды при температуре 20 ⁰С.

Между условной и кинематической вязкостью установлена эмпирическая зависимость:

, мм²/с (11)

Для нефти, как правило, измеряют динамическую и условную вязкость. Кинематическая вязкость в стеклянных вискозиметрах замеряется для нефтепродуктов.

Методика определения условной вязкости.

Перед определением вязкости нефтепродукт обезвоживают и фильтруют через мелкую сетку (550-660 отверстий на 1 см²). В промытый легким бензином и высушенный воздухом вискозиметр (рисунок 5) при закрытом сточном отверстии заливают нефть немного выше остриев штифтов, имеющихся в резервуаре вискозиметра. В ванну вискозиметра наливают воду и нагревают на 2-3°С выше заданной температуры определения вязкости.

Когда нефть приняла нужную температуру, не изменяющуюся в течение 5 мин более чем на 0, 2°С, немного приподнимают немного стержень, открывают сточное отверстие вискозиметра и сливают избыток нефти до обнаружения остриев всех трех шрифтов.

Если перед началом эксперимента нефть налита выше уровня штифтов, то больший столб жидкости будет создавать большее давление на вытекающую нефть и, следовательно, время ее истечения будет меньше истинного. Соответственно, налив в вискозиметр меньшее количество нефти, будет получено большее значение времени истечения.

Вискозиметр с отрегулированным количеством нефти закрывают крышкой и под сточное отверстие ставят сухую измерительную колбу для вискозиметра Энглера.

Рисунок 5 - Вискозиметр для определения

условной вязкости:

1 — латунный резервуар; 2 — внешний сосуд;

3 — выходное отверстие; 4 — термометр; 5 — штифты;

6 — стержень; 7 — мешалка; 8 — трубка;

9 — установочные винты; 10 — треножник.

Нефть непрерывно перемешивают термометром, осторожно вращая крышку прибора, в которую вставлен термометр. После установления температуры определения, следует выждать 5 мин, затем быстро вынуть стержень с одновременным включением секундомера. Секундомер останавливают, когда уровень нефти в измерительной колбе достигнет метки, соответствующей 200 мл. Время истечения отсчитывается с точностью до 0, 2 с.

По заданию преподавателя условную вязкость определяют при одной или нескольких температурах - 20, 40, 60, 80, 100 ⁰С и по этим данным строят кривую зависимости вязкости от температуры и делают вывод о характере её изменения. Также следует по формуле (11) перевести полученные значения условной вязкости в кинематическую.

Таблица 6. - Данные вакуумной перегонки мазута

Фракции	Оста-точное давление, мм рт.ст.	Темпе-ратура кипения при ваку-уме, ⁰С	Вес прием-ника, г	Вес прием-ника с фрак-цией, г	Выход фракции
г	% на мазут	% на нефть
t_Н.К. – 350⁰ 350-400⁰ 400-450⁰ 450-500⁰ Гудрон Потери
Итого

При расчете % выхода фракций и гудрона на нефть необходимо использовать коэффициент пересчета К:

, (15)

где а - количество мазута, полученного при атмосферной разгонке нефти; b - количество мазута, используемого при вакуумной перегонке.

На основании данных табл. 5 и 6 составляют общий материальный баланс по форме таблицы 7:

Таблица 7 – Общий материальный баланс

Взято	г	% мас.	Получено	г	% мас.
Нефть			Бензиновая фракция (н.к. - 200⁰С) Фракция дизельного топлива (200 - 350 ⁰С) Масляные фракции (350 - 500 ⁰С) Гудрон (500⁰С и выше) Потери

На основе сводного материального баланса можно дать характеристику исследуемой нефти по технической или технологической классификации. По содержанию в нефти " светлых" и масляных фракций определяют тип игруппу данной нефти. Далее по содержанию в нефти узких фракций, которые отбирались при атмосферной и вакуумной перегонках (таблицы 5 и 6), на миллиметровой бумаге строят кривую ИТК исследуемой нефти. На оси ординат откладывают значение температуры, по оси абсцисс - % мас. отгона фракций от нефти (суммарный процент отгона). Кривую ИТК проводят по экспериментальным точкам от руки, без помощи лекала. По кривой ИТК можно определить потенциальное содержание любой фракции в нефти.

Далее на основе построенной кривой ИТК, используя график Обрядчикова - Смидович, строят кривую ОИ.

Таким образом, в результате атмосферно-вакуумной перегонки нефти получена графическая зависимость потенциального содержания нефтепродуктов в нефти. На основании проведенной работы студент делает вывод об исследуемой нефти.

Анализ бензиновых фракций

В настоящее время производство бензинов является одним из главных направлений в нефтеперерабатывающей промышленности. Бензиновые фракции, получаемые при перегонке нефти, используются в качестве горючего для двигателей, в которых рабочая смесь воспламеняется от искры. В двигателях с принудительным зажиганием смесь топлива с воздухом может готовиться либо в специальном устройстве (карбюраторе), либо непосредственно в камере сгорания, куда бензин впрыскивается с помощью форсунки.

Основными показателями качества бензинов является детонационная стойкость, фракционный состав, давление насыщенных паров, коррозионная активность бензина и содержание в них фактических смол.

Перед выполнением данной работы необходимо изучить следующие вопросы:

1. Марки автомобильных бензинов. Основные их показатели по ГОСТ Р 51105-97;

2. Понятие о детонации и детонационной стойкости топлив для бензиновых двигателей. Понятие октанового числа;

3. Фракционный состав бензинов. Значения температуры фракционного состава: н.к., 10, 50, 90, 97, 5% отгона. Устройство лабораторного прибора для определения фракционного состава. Выполнение анализа по ГОСТ 2177-99;

4. Давление насыщенных паров бензина, проведение анализа по ГОСТ 1756-2000. Значения максимальной и минимальной упругости паров бензина;

5. Коррозионные свойства бензинов. Активные и неактивные сернистые соединения. Испытание бензина на медную пластинку (ГОСТ 6321-92). Определение общей серы ламповым методом;

6. Фактические смолы в бензине, количественное определение их по ГОСТ 8489-85;

7. Методика проведения группового состава бензиновых фракций. Метод анилиновой точки. Использование показателя преломления для определения группового состава.

Фракционный состав бензинов

Данный показатель характеризует испаряемость топлива. Испаряемость бензинов должна быть такой, чтобы обеспечивалось создание смеси паров с воздухом, которую можно было бы воспламенить с помощью электрической искры. Причем смесь должна быть воспламеняема на всех режимах работы двигателя при любых климатических условиях. Топливо для двигателей с зажиганием от искры должно иметь такую испаряемость, которая обеспечивала бы легкий запуск двигателя при низких температурах, быстрый прогрев двигателя, его хорошую приемистость к переменам режима, равномерное распределение топлива по цилиндрам и полноту его сгорания (t_10%, t_50%, t_90%, t_{97, 5%}).

За пусковые свойства в стандарте на автобензины отвечают показатели температур начала перегонки t_нк и при отгоне 10 % об., соответственно t_10%. Температуру перегонки 50 % об., т.е. t_50% бензина лимитируют, исходя из требований к приемистости двигателя и времени его прогрева. Приемистость двигателя - это его способность обеспечить быстрый разгон автомобиля до нужной скорости после резкого открытия дросселя. Время прогрева двигателя охватывает время с момента его пуска до достижения плавной работы. Чем быстрее прогревается двигатель, тем меньше непроизводительные затраты времени, расход бензина и износ деталей двигателя.

Приёмистость — быстрота изменения режима работы поршневого или газотурбинного двигателя в сторону увеличения оборотов. Может быть однозначно охарактеризована временем приёмистости — то есть временем, прошедшим от начала движения органом управления двигателем до выхода двигателя на установившийся повышенный режим работы.

Полноту испарения топлива оценивают температурой перегонки 90 % об. и температурой конца кипения. При высоких значениях этих температур тяжелые фракции бензина не испаряются во впусковом трубопроводе двигателя, а поступают в цилиндры в жидком состоянии. Эта жидкая часть бензина испаряется в камере сгорания не полностью и протекает в картер, ухудшая качество смазочных материалов. Кроме того, увеличивается склонность бензинов к нагарообразованию.

Определение фракционного состава топлив проводят по ГОСТ 2177-99 в специальном аппарате. Хотя условия испарения топлива в двигателях резко отличаются от условий перегонки в стандартном аппарате, была найдена определенная связь между нормируемыми температурами при стандартной разгонке и поведением топлива в двигателе.

Студент должен по ГОСТ 2177-99 определить фракционный состав исследуемого бензина, обратить внимание на нормируемые показатели: температуру начала кипения, температуры, при которых отгоняется 10, 50, 90 и 97% объемов от загрузки бензина. Полученные экспериментальные данные сравнить с требованиями ГОСТ на автомобильные и авиационные бензины и сделать соответствующий вывод.

Для получения достоверных результатов перегонки топлива необходимо точно соблюдать все указания стандартной методики (особенно скорость разгонки) и применять стандартную аппаратуру.

Методика определения фракционного состава бензина.

Этот метод называется разгонкой по Энглеру (рис. 20), который состоит из разгонной колбы Энглера 1, холодильника 3 и мерного цилиндра 7.

В чистую сухую колбу 1 с помощью мерного цилиндра 7 наливают 100 мл бензина. Затем в шейку колбы вставляют на хорошо пригнанной пробке термометр 2 с градуировкой от 0 до 360°С. При этом ось термометра должна совпадать с осью шейки колбы, а верх ртутного шарика находится на уровне нижнего края отводной трубки в месте ее припая. Протирают трубку холодильника 3 и соединяют с ней отводную трубку колбы при помощи пробки. Отводная трубка должна входить в трубку холодильника на 25-40 мм и не касаться ее стенок. При разгонке бензина ванну холодильника заполняют льдом и заливают водой, поддерживая температуру от 0 до 5°С. При разгонке высококипящих продуктов (дизельного топлива) охлаждение проводят проточной водой. В собранном приборе колба должна стоять на асбестовой прокладке 8 строго вертикально. Мерный цилиндр, ставят под нижний конец трубки холодильника так, чтобы трубка холодильника входила в цилиндр не менее, чем на 25 мм, но ниже метки 100 мм. При перегонке бензина мерный цилиндр помещают в стеклянный сосуд с водой и, чтобы он не всплывал, на его ножку кладут подковообразный груз. Отверстие закрывают ватой.

Рисунок 20 – Стандартный аппарат для разгонки нефтепродукта:

1 - колба; 2 - термометр; 3 - трубка холодильника; 4, 6 - патрубки для ввода и вывода воды; 5 - ванна холодильника; 7 - мерный цилиндр; 8 - асбестовая прокладка; 9 - кожух.

Для нагрева колбы используется газовая горелка или электрический нагреватель с реостатом, позволяющим регулировать нагрев. После сборки прибора начинают равномерно нагревать колбу. Нефтепродукт испаряется, конденсируется в холодильнике и поступает в мерный цилиндр. Для соблюдения стандартных условий разгонки необходимо регулировать нагрев таким образом, чтобы от начала обогрева до падения первой капли дистиллята в приемник прошло не менее 5 и не более 10 минут и скорость перегонки составляла приблизительно по 2 капли в секунду. По термометру фиксируют температуру начала кипения (в момент падения первой капли) и температуру отгона определенных количеств нефтепродукта (10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 97%). Далее полученные результаты разгонки сравнивают с показателями ГОСТов на бензины и устанавливают соответствие испытуемого бензина какой-либо марке.

Давление насыщенных паров

Давление насыщенных паров - это давление, развиваемое парами, находящимися над жидкостью в условиях равновесия с жидкостью при определенной температуре. [7]

Топливо не должно образовывать газовых пробок в топливоподающей системе. Для обеспечения этого требования в бензинах при 37, 8°С контролируется давление насыщенных паров, которое не должно превышать показателей, нормируемых в ГОСТ на автомобильный и авиационный бензин. Определение давления насыщенных паров топлива производится в герметичной стандартной металлической " бомбе" (рис. 21) путем замера давления по манометру при 37, 8°С и соотношении жидкой и паровой фаз 1: 4.

Студент проводит исследования по ГОСТ 1756-2000 и полученные результаты сравнивает с требованиями ГОСТ на бензины.

Определение йодного числа

Непредельные углеводороды (алкены, циклоалкены, ди-, три- и полиены, алкины) в природной нефти содержатся в крайне малых количествах, но они образуются в процессах термической и термокаталитической переработки нефтяного сырья и играют важную роль в химии нефти. Кроме этого, эти соединения являются ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности и основного органического синтеза.

Присутствие непредельных углеводородов в бензине нежелательно, так как они химически мало стабильны и при хранении бензинов происходит их осмоление и образуются осадки. С утяжелением сырья содержание в бензине непредельных и ароматических углеводородов, а также серы увеличивается.

Непредельные углеводороды проявляют высокую реакционную способность, поэтому для их выделения и количественного определения наряду с физическими используют химические методы. В основе этих методов лежат реакции присоединения по кратным связям различных молекул (серной кислоты, галогенов, водорода и др.). Наиболее широко в аналитической практике для количественного определения алкенов используется их реакция с галогенами (хлором, йодом и бромом):

R − CH = CH2 + Br₂ → R − CHBr − CH₂Br

Содержание непредельных в анализируемом нефтепродукте характеризуют с помощью йодных (бромных) чисел. Йодным (бромным) числом называют количество граммов йода (брома), присоединившегося при определенных условиях к 100 г исследуемого вещества. При этом считают, что весь йод (бром) идет на реакцию присоединения по кратной связи и на каждую двойную связь расходуется 1 моль йода (брома).

При помощи йодных или бромных чисел можно рассчитать массовую долю алкенов (р, %), если известна средняя молекулярная масса исследуемого продукта.

Для этого используют формулу пересчета:

р = (25)

где ИЧ - йодное число;

М - средняя молекулярная масса исследуемой фракции;

254 - молекулярная масса йода.

При использовании бромного числа формула пересчета имеет вид:

р = (26)

где БЧ - бромное число;

160 - молекулярная масса брома. [9]

Определение йодного числа чаще всего проводят по методу Маргошеса (ГОСТ 2070-50). Метод заключается в проведении реакции между спиртовым раствором йода и спиртовым раствором анализируемого нефтепродукта в присутствии большого избытка воды. Йод реагирует с водой с образованием иодноватистой кислоты:

I₂+ HOH → HIO + HI

Иодноватистая кислота вступает во взаимодействие с ненасыщенными соединениями быстрее, чем йод, присоединяясь по месту двойных связей:

RCH = CHR' + 2HIO + C₂H₅OH → RHCI - CIHR' + CH₃OH +2H₂O

Избыток йода оттитровывается тиосульфатом натрия:

I₂ + 2Na₂S₂O₃ → 2NaI + Na₂S₄O₆

Определение необходимо проводить быстро с соблюдением всех условий.

Методика определения йодного числа

Необходимо взять: бюкс или стаканчик, 2 конические колбы на 250 мл – одну для контрольного опыта, другую – опыта с нефтепродуктом. В чистый сухой бюкс (стаканчик) берут навеску бензина, наливая половину бюкса и взвешивая его. В первую коническую колбу (для контрольного опыта) наливают 15 мл изобутилового спирта, во вторую коническую колбу (для опыта с нефтепродуктом) наливают 5 мл изобутилового спирта и навеску бензина. Бюкс промывают 10 мл изобутилового спирта и переливают его во вторую колбу с бензином.

Затем процесс проводят последовательно: сначала контрольный опыт, затем опыт с нефтепродуктом. Из бюретки вливают 10 мл спиртового раствора йода в коническую колбу и содержимое осторожно перемешивают; после чего в колбу приливают 150 мл дистиллированной воды. Полученную смесь взбалтывают в течение 5 минут в колбе. И дают отстояться в покое 5 минут.

Содержимое колбы по очереди титруют 0, 1 н раствором тиосульфата натрия. Когда жидкость в колбе примет светло-желтый цвет, приливают в колбу по 5-8 капель крахмала и продолжают титровать до мл раствора крахмала и продолжают титровать до исчезновения синевато-фиолетового окрашивания.

Затем проводят опыт с нефтперодуктом.

Йодное число ИЧ, г I₂ на 100 г бензина, вычисляют по формуле:

(27)

V - объем 0, 1н раствора тиосульфата натрия, израсходованного на титрование в контрольном опыте, мл;

V₁ - объем раствора тиосульфата натрия, израсходованного на титрование в целевом опыте, мл;

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒