Комплексная переработка углеводородного сырья

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ф.7.03-03

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

ЮЖНО-КАЗАХСТАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. М. АУЭЗОВА

КАФЕДРА НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА И НЕФТЕХИМИЯ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к лабораторным работам

по дисциплине «Комплексная переработка углеводородного сырья»

для докторантов специальности 8Д07170 - Химическая технология органических веществ

ШЫМКЕНТ - 2021

УДК 678.046

Составитель: Бейсенбаев О.К - д.т.н., проф.

В методических указаниях даны рекомендации по проведению лабораторных работ по дисциплине «Комплексная переработка углеводородного сырья» для докторантов специальности 8Д07170 - Химическая технология органических веществ

Шымкент: ЮКГУ им. М.Ауэзова, 2021, 64с.

Методические указания составлены в соответствии с требованиями учебного плана и программой дисциплины.

Рецензенты: Танашев С.Т. - к.т.н., доцент

Халдаров Н.Х. - к.х.н., доцент

Рассмотрено и рекомендовано к печати заседанием кафедры НПиНХ (протокол № 1 от «27» 08. 2021г.) и одобрена комитетом по инновационным технологиям обучения и методической обеспеченности высшей школы «Химическая инженерия и биотехнология» (протокол № 1 от «27 » 08. 2021г.)

Рекомендовано к изданию учебно-методической комиссией ЮКГУ им. М. Ауэзова (протокол № от 2021г.)

Южно-Казахстанский государственный университет им. М. Ауэзова, 2021

Ответственный за выпуск: Бейсенбаев О.К.

Содержание

Введение

Модуль 1. Современные тенденции развития нефтепереработки. Процессы нефтепереработки, направленные на решение проблемы увеличения глубины переработки нефти

Лабораторная работа №1. Исследование физико-химических характеристик нефтей новых месторождений Казахстана.

Лабораторная работа №2. Определение потенциального содержания нефтей новых месторождений.

Лабораторная работа №3. Изучение влияния основных факторов на процесс каталитического крекинга парафинистых нефтей Казахстана.

Лабораторная работа №4. Изучение влияния основных факторов на процесс каталитического риформинга с целью получения высококачественного топлива.

Лабораторная работа №5. Исследование процесса пиролиза олефинсодержащего углеводородного сырья.

Лабораторная работа №6. Исследование процесса получения парафина из различных фракций парафинистых нефтей.

Лабораторная работа №7. Исследование окисления гудрона казахстанских нефтей с целью получения высококачественного битума.

Лабораторная работа №8. Изучение процесса фенольной очистки масляного дистиллята с целью получения высококачественных масел.

Лабораторная работа №9. Исследование физико-химических характеристик газов, полученных с установки каталитического крекинга (коксования).

Лабораторная работа №10. Определение индивидуального группового состава газов, полученных в процессе переработки нефтяных фракций.

Модуль 2. Современные технологические процессы переработки полимеров, твердого топлива, растительного сырья и производства полимерных композиционных материалов

Лабораторная работа №11. Определение показателя текучести расплава полистирола на приборе ИИРТ

Лабораторная работа №12. Получение блочного полистирола.

Лабораторная работа №13. Получение наволочной фенол-формальдегидной смолы

Литература

Введение

Дисциплина «Комплексная переработка углеводородного сырья» согласно Государственному общеобразовательному стандарту образования по направлению подготовки 6Д072100 - Химическая технология органических веществ, является одной из основных, входящих в цикл профильных дисциплин, изучаемых всеми докторантами данной специальности. Она призвана ознакомить докторантов с актуальными проблемами технологии переработки органических веществ.

Цель дисциплины состоит в формировании у докторантов основных теоретических представлений технологии органических веществ.

Задачей курса является усвоение докторантами основных теоретических закономерностей и физико-химических основ процессов переработки нефти, газа, угля, полимеров, эластомеров, композиционных материалов, технологии получения изделий из органических веществ с требуемым качеством и свойствами, основных направлений научно-технического развития и путей совершенствования перспективных производств по переработке органических веществ. Базой для изучения настоящей дисциплины является комплекс профилирующих и базовых дисциплин, изученных докторантами на бакалавриата в соответствии с рабочим учебным планом

Изучение курса опирается на знания по общей химической технологии, органической, физической химии, процессов и аппаратов химической технологии, химии и физики, химической технологии органических веществ.

В результате изучения дисциплины «Комплексная переработка углеводородного сырья» докторант осваивает актуальные теоретические и практические вопросы технологии органических веществ.

Для успешного усвоения курса рекомендуются систематические работы над лекционным материалом и основной литературой, индивидуальные занятия и самостоятельная работа докторантов для приобретения навыков творческой, самостоятельной работы.

Программа дисциплины «Комплексная переработка углеводородного сырья» является типовой для подготовки докторантов по направлению 6Д072100 - Химическая технология органических веществ. На ее основе кафедры вузов, осуществляющих подготовку по этой специальности, разрабатывают рабочие учебные программы, утверждаемые в установленном порядке.

1. Цель выполнения лабораторных работ

Цель выполнения лабораторных работ по дисциплине«Комплексная переработка углеводородного сырья» является изучение докторантами основных представлений и практических вопросов современные технологии переработки органических веществ.

2. Содержание курса

Курс знакомит докторантов с актуальными проблемами современные технологии переработки органических веществ., основными теоретическими закономерностями и физико-химическими основами по важнейшим тенденциям в развитии производства органических веществ с учетом структурных сдвигов в сырьевом и топливно-энергетическом балансе; с основными направлениями научно-технического развития и путей совершенствования производств технологии переработки органических веществ; с новыми перспективными технологиями нефтехимических производств.

3. Инструкция по выполнению лабараторных работ

Каждая лабораторная работа должна выполняться в два этапа:

· Закрепление и углубление теоретических знаний, анализ особенностей процессов получения и переработки полимерных материалов. Теоретический материал к лабораторным работам докторант должен предварительно изучить по лекциям и рекомендуемой литературе.

· Практическая часть. Выполнение докторантами в лабораториях кафедры в следующей последовательности:

1. На рабочем месте ознакомиться с инструкцией по охране труда и технике безопасности при работе на перерабатывающем оборудовании, установленном в лаборатории.

2. Изучить технологическую схему.

3. Определить рабочие параметры изучаемого процесса.

По окончании докторант готовит отчет о проделанной работе в соответствии с планом, приведенным в конце описания каждой лабораторной работы. Все схемы и эскизы, выполненные в лабораторном журнале, должны соответствовать СМК.

4. Общие правила техники безопасности в лабораториях химической технологии органических веществ

При работе в нефтяных лабораториях нужно помнить, что в Большинстве случаев сырье или продукты исследования легко воспламеняются и требуют при работе соблюдения ряда предосторожностей:

- нельзя держать близ огня сосуд с мономерами, растворителями нефтепродуктами ( питающие бюретки, приемники, колбы).

- при сборке установки необходимо уплотнять места соединения частей установки, чтобы не допустить утечки жидкости, паров или газа.

- нагрев легковоспламеняющихся жидкостей ( бензина, бензола, спирта и др.)., как правило, производят только при закрытой плитке или водяной бане. В случае необходимости нагрева их голым огне, например, при стандартной разгонке бензина, слива избегать перегрева колбы и, особенно, тщательно регулировать пламя горелки.

При отгоне летучего растворителя следует знать его температуру кипения, если речь идет об индивидуальном веществе, или примерный фракционный состав, если растворителем является какая - либо бензиновая фракция.

Температура бани не должна превышать значительно температуру кипения растворителя: так например, отгонка бензола (температура 80,1С) успешно протекает на водяной бане, при отгонке серного эфира температура водяной бани поддерживается около 50С (доведение до кипения вызовет чрезмерное бурное испарение эфира и т.п.). При перегонке воспламеняющихся продуктов под прибор необходимо предоставлять железный противень с высотой 8 - 10 см.

В случае воспламенения нефтепродуктов следует помнить, что тушение их нельзя применять воду. Загоревшийся продукт надо тушить песком или струей углекислоты из огнетушителя: загоревшийся прибор накрыть кошмой. Лабораторное занятие по дисциплине «Комплексная переработка углеводородного сырья» для докторантов. При выполнении лабораторных занятий докторанты закрепляют теоретический материал лекций путем практики, получают навыки экспериментальной работы, умение обращаться с приборами, самостоятельно делать выводы из полученных данных. И тем самым, более глубоко усвоить теоретический материал изучаемой дисциплины.

Выполнение каждой лабораторной работы рассчитана на 2 часа и поэтому докторант может в отведенное время для лабораторных занятий выполнить только 1 работу.

Получив задание от преподавателей, докторант знакомится с методикой проведения данной лабораторной работы, готовится теоретически и сдает допуск по данной работе, после получения, которого приступает к выполнению опыта по наблюдению инженера или лаборанта кафедры. Результаты эксперимента записывается в журнал. После окончания каждой работы магистрант приводит в порядок рабочее место и составляет отчет.

Отчет оформляется строго по разработанной на кафедре методике и требованиям ГОСТа и должен содержать следующие пункты:

а) краткое теоретическое обоснование поставленной задачи;

б) описание работы установки и аппаратуры и методика лабораторной работы;

в) результаты измерений в виде таблиц и графиков или расчетные данные

и их обсуждение;

г) список использованной литературы.

При работе в нефтяных и нефтехимических лабораториях с химическими, органическими веществами, нефтью, нефтепродуктами и нефтяными остатками обладающими самыми различными физико-химическими и токсикологическими свойствами и выполнения болшого разнообразия работ от сотрудников и обучающихся в нефтяных и нефтехимических лабораториях требуется особая внимательность, ответственность, аккуратность и осторожность. К самостоятельной работе допускаются лица, освоившие требуемый минимум технологических знаний, способы безопасной работы и прошедшие практическое обучение.

В случае необходимости нагрева их голым огне, например, при стандартной разгонке бензина, слива избегать перегрева колбы и, особенно, тщательно регулировать пламя горелки.

При отгоне летучего растворителя следует знать его температуру кипения, если речь идет об индивидуальном веществе, или примерный фракционный состав, если растворителем является какая - либо бензиновая фракция.

Температура бани не должна превышать значительно температуру кипения растворителя: так например, отгонка бензола ( температура 80,1⁰ С) успешно протекает на водяной бане, при отгонке серного эфира температура водяной бани поддерживается около 50⁰С доведение до кипения вызовет чрезмерное бурное испарение эфира и т.п.).

При перегонке воспламеняющихся продуктов под прибор необходимо подставлять железный противень с высокими бортами.

В случае воспламенения нефтепродуктов следует помнить, что тушение их нельзя применять воду. Загоревшийся продукт надо тушить песком или струей углекислоты из огнетушителя: загоревшийся прибор накрыть кошмой.

На рабочем месте в лабораторий горючего материала должно быть минимальным, необходимым для данного опыта или анализа.

Работа в нефтяных и нефтехимических лабораториях разрешается только при наличии исправной приточно-вытяжной вентиляции, оборудованных вытяжных шкафов с хорошей тягой, спецодежды (халат), средств индивидуальной защиты (перчатки, очки, респираторы), нейтрализующих веществ, средств тушения пожара (огнетушители, песок, асбестовые одеяла и т.д.) и аптечки первой помощи.

нефть крекинг парафин смола

Модуль 1. Современные тенденции развития нефтепереработки. Процессы нефтепереработки, направленные на решение проблемы увеличения глубины переработки нефти

Лабораторная работа №1. Исследование физико-химических характеристик нефтей новых месторождений Казахстана.

Плотность

Плотностью называется масса единицы объема вещества (нефти, нефтепродукта). Единицей плотности в системе СИ является кг/м³.

В исследовательской практике определяется относительная плотность. Относительной плотностью называется отношение плотности нефти или нефтепродукта при 20 ⁰С к плотности дистиллированной воды (эталонного вещества) при 4°С, т.е. отношение массы нефти или нефтепродукта при 20°С к массе такого же объема дистиллированной воды при 4 ⁰С. Относительную плотность обозначают р₄²⁰. Умножив значение относительной плотности на 1000, можно получить плотность в кг/м³.

Плотность нефти и нефтепродукта зависит от температуры. С повышением температуры их плотность снижается. Зависимость плотности от температуры основана на линейном законе:

р₄^t= р₄²°-г (t-20)

где р₄^t - относительная плотность при температуре анализа; р₄²⁰ - относительная плотность при 20 ⁰С; г - средняя температурная поправка плотности на 1 ⁰С; t - температура, при которой проводится анализ, ⁰С.

Эта зависимость строго справедлива в интервале температур от 0 до 50°С и для нефтей (нефтепродуктов), не содержащих большого количества твердого парафина и ароматических углеводородов.

Температурную поправку рассчитывают по формуле: г=0,001828-0,00132р₄²⁰.

Значение поправки г приведены в табл.1.

Плотность р_t нефтепродуктов в пределах температуре t = 20-250 ⁰С можно определить по формуле: р_t= 1000р₄²⁰-0,58

В США и Англии относительную плотность определяют при одинаковой температуре анализируемого вещества и воды, равной 15,56 ⁰С. Относительную плотность при 20 ⁰С в этом случае рассчитывается по формуле:

р₄²⁰ = р_15,56^15,565 г

Плотность большинства исследованных нефтей находится в пределах 830-960 кг/м³ . Чем меньше плотность нефти, тем меньше в ней содержится смолисто-асфальтеновых веществ и больше - алифатических соединений.

Плотность нефтей, добытых из нефтеносных пластов различного геологического возраста и соответственно с разных глубин, существенно различаются. В большинстве случаев чем больше геологический возраст и соответственно больше глубина залегания пласта, тем меньше нефть имеет плотность. Так плотность ромашкинской девонской нефти (глубина залегания 1700-1800 м) составляет 862,0 кг/м³ , плотность ромашкинской карбоновой нефти (глубина залегания 1050-1060 м) 890,9 кг/м³, плотность пермского битума Горского месторождения Татарии (глубина залегания 253-286 м) 991,0 кг/м³. Весьма низкой плотностью (720,5 кг/м³) характеризуется Марковская нефть Восточной Сибири (глубина залегания 2569-2061 м).

Таблица 1.1 - Средние температурные поправки у плотности на 1 °С для нефтей и нефтепродуктов.

Плотность р420	Поправка г	Плотность р420	Поправка г
0,6900-0,6999	0,000910	0,8500-0,8599	0,000699
0,7000-0,099	0,000897	0,8600-0,8699	0,000686
0,7100-0,7199	0,000884	0,8700-0,8799	0,000673
0,7200-0,7299	0,000870	0,8800-0,8899	0,000660
0,7300-0,7399	0,000857	0,8900-0,8999	0,000647
0,7400-0,7499	0,000844	0,9000-0,9099	0,000633
0,7500-0,7599	0,000831	0,9100-0,9199	0,000620
0,7600-0,7699	0,000818	0,9200-0.9299	0,000607
0,7700-0,7799	0,000805	0,9300-0,9399	0,000594
0,7800-0,7899	0,000792	0,9400-0,9499	0,000581
0,7900-0,7999	0,000778	0,9500-0,9599	0,000567
0,8000-0,8099	0,000765	0,9600-0,9699	0,000554
0,8100-0,8199	0,000752	0,9700-0,9799	0,000541
0,8200-0,8299	0,000738	0,9800-0,9899	0,000528
0,8300-0,8399	0,000725	0,9900-1,0000	0,000515
0,8400-0,8499	0,000712

Плотность является важным химмотологическим нормируемым показателем, определяющем эксплуатационные свойства топлив и масел. Топлива для реактивных двигателей должны иметь плотность при 20°С не более 755-840 кг/м³ , для быстроходных дизелей 830-860 кг/м³, для среднеоборотных и малооборотных двигателей 930-970 кг/м³, для газотурбинных установок 935 кг/м³, для котельных установок 955-1015 кг/м³.

Плотность нефтей и дистиллятных фракций можно рассчитать по следующим формулам:

р₄²⁰ = 2,037n_D²⁰- 2,112 (для нефти)

р₄²⁰ = 1.985n_D²⁰- 2,0666 (для фракции)

Зависимость для фракций рекомендуется применять, если они парафино-нафтенового характера и имеют значения n_D²⁰ не больше 1,50, а р₄²⁰ не больше 0,88.

Для фракций, обогащенных ароматическими соединениями, справедлива зависимость:

р₄²⁰= 1,1885 n_D²⁰-0,8775

По этой зависимости отклонения от экспериментальных значений составляет не более 4%.

Для расчета плотности узких нефтяных фракций БашНИИНП предложена формула:

р₄²⁰= 2,841m_B²⁰-3,468

Из приведенных выше зависимостей для расчета плотности наибольшей точностью обладает формула БашНИИНП (отклонения от экспериментальных значений не более 0,5%). Она включена в общесоюзную унифицированную программу исследования нефтей.

Следует иметь ввиду, что расчетные методы определения свойств нефтей и нефтепродуктов менее точны, чем экспериментальные. Это связано с тем, что математические зависимости получают на конкретном статистическом материале (исследуются определенные нефти и нефтепродукты при различном числе экспериментов). Расчетные методы необходимо применять только для ориентировочной оценки показателей свойств нефти (нефтепродукта). Исследование новых нефтей неизвестного химического состава должно основываться на экспериментальных методах.

Экспериментально плотность нефти (нефтепродукта) определяют одним из трех стандартных методов: ареометром (нефпикнометром), гидростатическими весами Вестфаля-Мора и пикнометром. Из них наиболее быстрым является ареометрический метод, а наиболее точным - пикнометрический. Преимуществом пикнометрического метода также является использование сравнительно малых количеств анализируемой пробы.

Определение плотности пикнометром

Приборы, реактивы, материалы.

Пикнометр

Термостат

Хромовая смесь

Вода дистиллированная

Этиловый спирт

Пипетка

Бумага фильтровальная

Стандартной температурой, при которой определяется плотность нефти и нефтепродукта, является 20°С. Для определения плотности применяют стеклянные пикнометры с меткой и капиллярной трубкой различной емкости. Каждый конкретный пикнометр характеризуется так называемым «водным числом», т.е. массой воды в объеме данного пикнометра при 20 ⁰С.

Перед определением водного числа пикнометр промывают последовательно хромовой смесью, дистиллированной водой, этиловым спиртом и сушат. Чистый и сухой пикнометр взвешивают с точностью до 0,0002 г. С помощью пипетки наполняют пикнометр дистиллированной свежекипяченой и охлажденной до комнатной температуры водой (пикнометры с меткой выше метки, а капиллярные - доверху). Затем пикнометр с водой термостатируют при 20±0,1°С в течении 30 мин., удерживая пикнометр в термостате на пробковом поплавке. Когда уровень воды в шейке пикнометра перестанет изменяться, отбирают избыток воды пипеткой или фильтрованной бумагой, вытирают шейку пикнометра внутри и закрывают пробкой. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. В капиллярных пикнометрах избыток воды из капилляра отбирают фильтрованной бумагой. Пикнометр с установленным уровнем воды при 20±0,1°С тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0002 г Водное число m пикнометра вычисляют по формуле:

m=m₂-m₁

где m₂,m₁- масса пикнометра соответственно с водой и пустого, г.

Водное число пикнометра проверяют обязательно после 20 определенной плотности нефти (нефтепродукта).

Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50 ⁰С не более 75 мм²/с определяют следующим образом. Сухой и чистый пикнометр наполняют с помощью пипетки анализируемой нефти (нефтепродуктом) при 18-20°С (пикнометр с меткой - немного выше метки, а капиллярный -доверху, стараясь не замазать стенки пикнометра.

Рис. 1 Затем пикнометр с нефтью (нефтепродуктом закрывают пробкой и термостатируют при 20±0,1 ⁰С до тех пор, пока уровень нефти (нефтепродукта) не перестанет изменяться.

Избыток нефти (нефтепродукта отбирают пипеткой или фильтровальной бумагой. Уровень нефти (нефтепродукта в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр с установленным уровнем вынимают из термостата, тщательно вытирают и взвешивают с точностью до 0,0002 г.

«Видимую плотность р^/ анализируемой нефти (нефтепродукта вычисляют по формуле:

р^/=(m₃-m₁)/m

m₃ - масса пикнометра с нефтью (нефтепродуктом)

m₁ - масса пустого пикнометра

m - водное число пикнометра, г.

«Видимую» плотность пересчитывают в плотность р₄²⁰ по формуле:

р₄²⁰ =(0,99823 - 0,0012) р^/ + 0,0012 = 0,99703р^/ + 0,0012

где 0,99823 - значение плотности воды при 20°С;

0,0012 - значение плотности воздуха при 20 ⁰С и давлении 0,1 МПа (760 мм рт.ст.).

Таблица 1.2

Плотность р420	Поправка г	Плотность р420	Поправка г
0,6900-0,6999	0,0009	0,8500-0,8599	0,000699
0,7000-0,099	0,0009	0,8600-0,8699	0,000686
0,7100-0,7199	0,0009	0,8700-0,8799	0,000673
0,7200-0,7299	0,0010	0,8800-0,8899	0,000660
0,7300-0,7399	0,000857	0,8900-0,8999	0,000647
0,7400-0,7499	0,000844	0,9000-0,9099	0,000633
0,7500-0,7599	0,000831	0,9100-0,9199	0,000620
0,7600-0,7699	0,000818	0,9200-0,9299	0,000607
0,7700-0,7799	0,000805	0,9300-0,9399	0,000594
0,7800-0,7899	0,000792	0,9400-0,9499	0,000581
0,7900-0,7999	0,000778	0,9500-0,9599	0,000567
0,8000-0,8099	0,000765	0,9600-0,9699	0,000554
0,8100-0,8199	0,000752	0,9700-0,9799	0,000541
0,8200-0,8299	0,000738	0,9800-0,9899	0,000528
0,8300-0,8399	0,000725	0,9900-1,0000	0,000515
0,8400-0,8499	0,000712

Вычисление по этой формуле поправки к «видимой» плотности приведены в табл.2. Для получения плотности р₄²⁰ анализируемой нефти (нефтепродукта) поправку вычитают из значения «видимой» плотности. Расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,0004.

Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50 ⁰С более 75 мм² /с и нефтепродуктов твердых при комнатной температуре определяют в пикнометре с меткой. Сухой и чистый пикнометр наполняют примерно наполовину нефтью (нефтепродуктом) так, чтобы не замазать его стенки.

При наполнении пикнометра очень вязким нефтепродуктом последний предварительно нагревают до 50-60 ⁰С. После заполнения пикнометра примерно наполовину его нагревают в термостате до 80-100 ⁰С (в зависимости от вязкости нефтепродукта) в течении 20-30 мин. для удаления пузырьков воздуха и затем охлаждают до 20 ⁰С.

Если нефтепродукт при комнатной температуре находится в твердом состоянии (например, остаточный или окисленный битум), пикнометр заполняют примерно до половины мелкими кусочками нефтепродукта и затем термостатируют при температуре на 10 ⁰С выше его температуры плавления, но не ниже 100 ⁰С, для удаления воздуха и полного расплавления. Затем пикнометр охлаждают до 20 ⁰С, вытирают и взвешивают с точностью до 0,0002 г.

После этого пикнометр с нефтепродуктом заполняют дистиллированной водой и термостатируют при 20±0,1°С до тех пор, пока уровень воды не перестанет изменяться. Избыток воды отбирают пипеткой или фильтрованной бумагой и вытирают шейку пикнометра внутри. Уровень воды в пикнометре устанавливают по верхнему краю мениска. Пикнометр вынимают из термостата, тщательно вытирают снаружи и взвешивают с точностью до 0,0002 г.

«Видимую» плотность анализируемой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:

р^/ = ( m₃ - m₁)/[m - (m₄ - m₃)]

где m₄ - масса пикнометра с нефтепродуктом и водой,

m₃- масса пикнометра с нефтепродуктом

m₁ - масса пустого пикнометра

m - водное число пикнометра.

Полученное значение «видимой» плотности пересчитывают в плотность р₄²⁰. Расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,0008.

Следует иметь в виду, что результаты определения плотности искажаются при наличии в исходной пробе нефти (нефтепродукта) воды и механических примесей.

Определение плотности ареометром (нефтеденсиметром.)

Приборы, реактивы:

Ареометр

Цилиндр стеклянный или металлический диаметром ? 5 см.

Керосин

Ареометром определяют плотность нефтей, светлых и темных нефтепродуктов и масел, имеющих вязкость при 50 ⁰С не более 200мм²/с, а также более вязких нефтепродуктов, не выявляющих осадка при разбавлении. Определение плотности летучих нефтепродуктов (например, петролейного эфира, газового конденсата) ареометром не рекомендуется.

Ареометры подбирают таким образом, чтобы при погружении в анализируемые нефти (нефтепродукты) они не тонули и не всплывали бы выше той части, где нанесена градуировочная шкала плотности. Определение плотности ареометром основана на законе Архимеда.

Перед определением плотности анализируемую пробу нефти (нефтепродукта) выдерживают при температуре окружающей среды с тем, чтобы проба приняла эту температуру.

Плотность нефти (нефтепродукта) с вязкостью при 50 ⁰С не более 200 мм²/с определяют ареометром следующим образом. В чистый сухой стеклянный (или металлический) цилиндр диаметром не менее 5 см, установленный на прочной подставке, осторожно по стенке или по стеклянной палочке наливают нефть (нефтепродукт) с таким расчетом, чтобы при погружении ареометра анализируемая проба не переливалась через края цилиндра. Затем чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в нефть (нефтепродукт), держа его за верхний конец. После того как ареометр установится и прекратятся его колебания, проводят отсчет значения плотности по верхнему краю мениска. При этом глаз исследователя должен находится на уровне мениска. Одновременно определяют температуру нефти (нефтепродукта) по термометру ареометра или дополнительному термометру (ареометры бывают с термометром и без термометра).

Отсчет по шкале ареометра дает плотность нефти (нефтепродукта) при температуре анализа. Для приведения найденной плотности к плотности р₄²⁰ при нормальной температуре пользуются формулой р₄^t = р₄²⁰ - г (t -20)

В зависимости от типа ареометра расхождение между параллельными определениями плотности не должно превышать 0,001-0,002.

Для определения плотности высоковязких нефтей и нефтепродуктов, имеющих вязкость при 50 ⁰С не более 200 мм²/с, их необходимо предварительно разбавить керосином. Вязкие нефти (нефтепродукты) разбавляют точно равным объемом керосина с известной плотностью. Если плотность керосина неизвестна, ее можно определить тем же ареометром.

Плотность анализируемой вязкой нефти (нефтепродукта) вычисляют по формуле:

р = 2р₁ -р2

где р₁ - плотность смеси; р₂ - плотность керосина.

В зависимости от типа ареометра расхождение между параллельными определениями плотности вязких нефтей и нефтепродуктов не должно превышать 0,0004 - 0,0008.

Вязкость.

Вязкость - очень важная и широко используемая характеристика нефтепродуктов, особенно смазочных масел.

Вязкостью или внутренним трением, называют свойства жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц под влиянием действующих на них сил. Внутренне трение слоев данной жидкости - ее характерное физическое свойства, в котором проявляются межмолекулярные силы сцепления. Вязкость не зависит от химического состава.

Различают понятия динамической, кинематической и относительной удельной вязкости. За динамическую вязкость принимают сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух ее слоев площадью 1 м² от стоящих друг от друга на 1 м, под влиянием внешней силы в один Ньютон, при скорости перемещения в 1 м в секунду.

Величина динамической вязкости з определяется по формуле Пуазейля:

з= рс ф ⁴ r/8нL= зс

где ф - время истечения жидкости, сек

r -радиус капилляра, см

н - обьем жидкости, вытекающий через капилляр, см³

р- давление, при котором происходит истечение, дин/с

L - длина капилляра, см.

з - динамическая вязкость, имеющая размерность дин/сек/ см²; г/см_*сек пуаз; сантипуаз ( спз).

Единицей динамической вязкости является паскаль секунд (ПаС) на практике принимают мПаС= 10^-3 ПаС, а также сантипуаз (спз)= мПа_*С).

Кинематическая вязкость представляет отношение динамической вязкости при данной температуре з₁ и плотности при той же температуре, т.е.

Р= з/ф

Размерность кинематической вязкости в системе СИ равна м²/с или мм²/с. м²/с или мм²/с = 10^-6 м²/с, а также сантистокс (сСт= мм²/с). Единица кинематической вязкости называется стоксом (ст). Динамическая и кинематическая вязкость, являясь вполне определенными характеристиками, выраженные в абсолютных единицах, используется как расчетные величины.

Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в довольно широких пределах от 2 до 300 сСт при 20 ⁰С. Однако в среднем для большинства нефтей вязкость - основная физико-механическая характеристика нефтяных смазочных масел. Именно от величины вязкости зависит способность смазочного масла при рабочей температуре осуществлять гидродинамический режим смазки, т.е. обеспечивать замену сухого трения жидкостным и тем самым предотвращает износ материала.

Поэтому для смазочных масел, предназначенных для определенного вида машин и механизмов, величина вязкости является (н₅₀ или н₁₀₀) нормируемым показателем. На величину вязкости оказывает большое влияние температур с понижением температуры вязкость нефтепродуктов возрастает. При повышений температуры в диапазоне 50-100 ⁰С вязкость меняется уже незначительно. Так как многие нефтяные масла работают в широком диапазоне температур, то характер температурной кривой вязкости служит для них важной эксплуатационной характеристикой оцениваемой индексом вязкости, отношением (н₅₀ или н₁₀₀) и т.д. Чем меньше меняется вязкость смазочного масла с изменением температуры, тем выше индекс вязкости и тем выше считается его качество.

Индекс вязкости зависит от группового углеводородного состава нефтепродуктов и от структуры углеводородов. Наибольшим индексом вязкости обладают парафиновые углеводороды, наименьшим - полициклические ароматические с короткими боковыми цепями. Для нефтяных фракций по мере увеличения их молекулярного веса и температуры кипения вязкость значительно возрастает, так, например, если вязкость бензинов при 20 ⁰С - 0,6 сСт, то тяжелые остаточные масла характеризуются н ₂₀ порядка 300-400 сСт.

Из отдельных компонентов нефти наибольшей жидкостью обладают смолистые вещества, из углеводородов наименьшая вязкость отмечается у алканов нормального строения.

Знание вязкости нефти и нефтепродуктов необходимо для различных расчетов технологического оборудования, а для масел и других тяжелых нефтепродуктов и с эксплуатационной точки зрения. Очищенные масла, как правило не содержат в значительных количествах твердых парафиновых углеводородов и смолистых веществ. Следовательно, на величину вязкости масел влияет строение гибридных и полициклических углеводородов входящих в их состав. При одинаковой конфигурации молекулы наличие нафтеновых колец часто повышает вязкость и иногда очень часто по сравнению с ароматическими кольцами. Чем больше циклов в молекуле, тем выше вязкость. Увеличение числа боковых парафиновых цепей сложных углеводородов приводит к повышению вязкости, а разветвление их также увеличивает вязкость.

Для определения вязкости жидкостей пользуется приборами которые называют вискозиметрами. По принципу действия эти приборы делятся на три группы:

Капиллярные вискозиметры, основные на определении текучести жидкости через капилляры. Из этой серий наибольшее применение получили вискозиметры Оствальда -Пинкевича и Фегеля - Освага.

Вискозиметры, в которых измерение вязкости жидкости основано на установление относительного времени истечения строго определенного объема жидкости.

Приборы для определения вязкости по падению тела или по затуханию колебаний твердого тела и испытуемой жидкости (вискозиметры Гуревича, Гоппмера и др.)

В научно- исследовательских работах и в практике при оценке качества нефтепродуктов в настоящее время приняты вискозиметры первой группы они дают значение вязкости в абсолютных величинах (кинематической в стоксах и динамической в пуазах). Вискозиметры второй группы позволяют лишь косвенно судить о величине вязкости, которая выражается в условных единицах (В, секунды Сексболта и т.д.). Применение вискозиметра третьей группы ограничено.

Удельная вязкость «М» используется для практической характеристики нефтепродуктов и как расчетной величины не принимается. Она выражает собой отношение динамической вязкости данного продукта при температуре т к динамической вязкости воды при температуре т₁. Таким образом, условная вязкость является величиной отвлеченной:

Ву= зт/зт_1*Н₂0

Вязкость очень часто выражается в условных единицах - градусах или секундах. В СНГ условная вязкость выражается в градусах Энглера, представляющих отношение времени истечения 200 мл³ испытуемого продукта при температуре испытания т.к. времени итечения такого же количества воды при 20 ⁰С и обозначается «Е_т1».

Определение условной вязкости в градусах Энглера рекомендуется применять при характеристике нефтепродуктов, вязкость которых не меньше Ву=1,15 и которые в процессе испытания дают непрерывно вытекающую струю.

При понижении температуры вязкость нефтепродуктов увеличивается, а при повышении - понижается. Изменение вязкости с изменением температуры тем значительнее чем более вязким является продукт.

Особенно большое практическое имеют данные, характеризующие изменение вязкости с изменением температуры для смазочных масел, выражаемых на практике индексом вязкости.

Чем меньше температурные изменения вязкости масел, тем выше его качество. Смазочные масла, вязкость которых с изменением температуры изменяется незначительно, сохраняют вязкость, достаточную для обеспечения хорошей смазки и при температуре повышенной.

Определение водного числа прибора

Водным числом вискозиметра называется время (в сек) истечения 200 мл воды при 20 ⁰С. Для определения водного числа внутренний цилиндр тщательно промывают бензином, спиртом и дистиллированной водой. Затем в него наливают несколько выше концов штифтов дистиллированную воду при температуре около 20 ⁰С, устанавливает прибор в горизонтальное положение с помощью регулировочного винта и сливают излишек воды, осторожно приподнимая для этого стержень. Уровень воды должен совпадать с острым концом штифтов. Прибор закрывают крышкой и нагревая воду в бане перемешивают ее мешалкой. При достижений заданной температуры выжидают несколько минут и подставив мерную колбу под сточное отверстие прибора, осторожно вынимают стержень, одновременно запуская в ход секундомер, и определяют время истечения 200 мл воды, отсчет ведется по нижнему мениску. Водное число определяют как среднюю величину из трех измерений. Водное число должно быть равно 51,6 сек.

Определение условной вязкости нефтепродуктов

Температуру жидкости, залитой в резервуар, доводят точно до заданной температуры, выдерживают ее в течение 5 мин с отклонением не превышающим +- 0,2 ⁰С, замечают соответствующие температуры жидкости, и поддерживают ее на этом уровне с точностью 0,2 ⁰С. Во время опыта, перемешивая содержимое ванны мешалкой и когда нужно регулируя температуру нагрева с помощью реостата.

Не разрешается нагревать термостатную жидкость выше + 1 ЮС и также включать прибор в сет без наполнения ванны водой или маслом. Подняв немного стержень, дают стечь излишку жидкости из резервуара с тем, чтобы не образовалось пузырьков воздуха. Закрывают вискозиметр крышко и под сточное отверстие ставят чистую сухую измерительную колбу. Жидкость в резервуаре перемешивается термометром ( непрерывно), осторожно вращая вокруг стержня крышку резервуара.

Когда находящийся в испытуемой жидкости термометр будет показывать точно заданную температуру определения следует выждать 5 минут быстро вынуть стержень и одновременно нажать кнопку секундомера. Когда жидкость в измерительной колбе дойдет до метки соответствующей 200 мл, не на в счет наберется, секундомер останавливают и отсчитывают время истечения жидкости с точностью 0,2 сек.

Порядок расчета

Условная вязкость испытуемой жидкости при температуре (ВУ) в условных градусах вычисляют по формуле:

ВУ т = ф_нп / ф_н2о

где ф_нп - время истечения из вискозиметра 200 мл испытуемой жидкости при температуре испытания, ф_н2о - водное число вискозиметра, сек (5,6 сек)

Расхождения между двумя параллельными определениями не должны превышать:

При времени истечения до 250 - 1 сек.

При времени истечения от 251 до 500 сек -3 сек.

При времени истечения от 501 до 1000 сек - 5 сек.

При времени истечения более 1000 сек - 10 сек.

Температура застывания

Цель работы: определить температурное условие, при котором исследуемое нефтяное масло теряет свою подвижность.

За температуру застывания принимают условную ту температуру, при которой налитое в пробирку масло нефтяное при охлаждении застывает настолько, что при наклоне пробирки с испытуемой жидкостью под углом 45 ^оС уровень нефтяного масла остаётся неподвижным в течении 1 минуты.

Застывание нефтяных масел вызывается резким увеличением вязкости при низких температурах, а также наличием в них растворённых твёрдых парафинов и церезинов, которые постепенно, в зависимости от температуры их плавления и растворимости, переходят при охлаждении в твёрдое состояние и образуют кристаллическую решётку, внутри которой удерживаются загустевшие жидкие углеводороды.

Температура застывания зависит также от предварительного подогрева испытуемого масла. При таком подогреве взвешенные частицы парафина распределяются в массе исследуемого продукта более равномерно, что облегчает адсорбцию асфальто-смолистых веществ на частицах парафина и приводит к некоторому понижению температуры застывания.

Реактивы и охлаждающие смеси:

1. Хлорид натрия.

2. Сульфат натрия безводный.

3. Серная кислота, плотность 0,84 г/мл.

4. Лёд, для температур выше 0 ^оС. Лёд измельчают до кусков не более 3 см и смешивают с водой.

1. Лёд или снег и Nau для температур от 0 до - 20 ^оС.

2. Смесь лучше всего приготавливать из расчёта на 1 ч./масс/ соли 2 ч./масс/ снега или льда/ до 3 см./

Методика определения

Обезвоженное нефтяное масло наливают до метки в стандартную пробирку высотой 180 и диаметром 20 мм. с кольцевой меткой на расстоянии 30 мм. ст дна. Пробирку закрывают корковой пробкой, в середину которой вставлен термометр. Ртутный шарик термометра должен находиться на расстоянии около 10 мм. от дна пробирки. Приготовленную пробирку помещают в водяную баню с температурой воды 50 ^оС и выдерживают в ней, пока продукт не нагреется до той же температуры. Затем пробирку вытирают и вставляют её на пробке в муфту высотой 130 мм и диаметром 40 мм. В муфту наливают около 1 мм.

серной кислоты для поглощения влаги на воздухе и предупреждения появления на стенах муфты росы при охлаждении.

Когда испытуемый продукт остынет до 35 ^оС, собранную пробирку с муфтой опускают в охлаждённую смесь и устанавливают в вертикальном положении. Охлаждённую смесь поддерживают с таким расчётом, чтобы её температура была на 5^о ниже ожидаемой температуры застывания исследуемого масла. Эту температуру поддерживают с точностью .

После выдерживания до предполагаемой температуры пробирку на 1 мин. наклоняют, под углом 45 ^оС не вынимая из охлаждённой смеси. Затем её вынимают из охлаждённой смеси, быстро вытирают и наблюдают за поведением мениска. Если мениск сместиться, пробирку отсоединяют от муфты и снова нагревают на водяной бане до 50 ^оС, а затем проводят повторное определение при температуре на 4 ^оС ниже предыдущей. Повторное определение проводят до тех пор пока мениск не перестанет смещаться.

Если в первом опыте мениск испытуемого масла остался на прежнем уровне, то проводят одно или несколько повторных определений до получение постоянного мениска при более высокой температуре, чем в первом начальном опыте. Определив температуру застывания испытуемого масла с точностью до 4 ^оС, проводят повторное определение, повышая и понижая температуру испытания на 2 ^оС. За температуру застывания принимают ту температуру, при которой мениск будет постоянным.

Определение структурно-группового состава масел

Состав смазочных масел, а также керосинов и газойлей сложен и молекулы нельзя часто отнести к определенному классу углеводородов. Большая часть молекулы, входящих в состав масел, обладает смешанным (гибридным) характером. Это обычно циклические соединения содержащие нафтеновые и ароматические кольца с алкильными заместителями. Определение структурно-группового состава масел означает определение статического распределения структурных элементов в масляных фракциях (как эти элементы соединены в молекулах). Для определения структурно- группового состава масел используется зависимость между физическими свойствами и структурой углеводородов.

При определении структурно - группового состава масел находят:

Число колец (ароматических - Ка, нафтеновых - Кн и общее число колец Ко) в некоторой гипотетической «средней молекуле», отвечающей среднему молекулярному весу образца масла.

Определяется доля углерода, содержащаяся в ароматических, нафтеновых и парафиновых структурах: Са,Сн,Сп - соответственно. Это приводит к тому, что необязательно знать распределение водорода по различным структурным элементам, так как принимается во внимание только углеродный скелет.

Например, парафино- нафтено- ароматический углеводород - нонил - тетралин (С₁₉ Н₃₁ - мол масса 258) содержит в своем составе три различные структурные группы:

Число колец К₀ = 1,67; Ка= 1,0; Кн=0,67.

Распределение углерода в различных структурах:

В группе С₆Н₄ содержатся атомов С-6

В группе С₄Н₇ содержится атомов С-4

С₉ Н₁₉ С-9

Всего 19

Отсюда: % Са= 6*100/19= 31,5

%Сн= 4*100/19=21,0

% Сп= 9*100/19= 47,5

% Скол= 31,5+21,0= 52,5

На практике структурно - групповой состав вычисляют на основе произведенных анализов по специальным расчетным формулам, граф или номограммам.

Существует ряд методов определения структурно - группового состава. Одним из наиболее надежных, а также простых и быстрых методов является метод - п-d-м.

Метод - n-d-м.

В этом методе, разработанным Тадема, необходимо точно определить показатель преломления, плотность и молекулярный вес исходной фракции (для вязких фракции определяют показатель преломления и плотность при 70 ⁰С). Структурно-групповой состав вычисляют прямо их физических констант масла при помощи специальных уравнений и номограмм.

-0,8280.

При разработке метода авторы исследовали с его помощью масляных фракций. Сопоставляя данные анализа масел, полученные прямым методом, с показателем преломления, плотностью и величиной, обратной молекулярному весу. Тадема открыл линейную зависимость между составом масла и этими константами. Он установил эмпирические соотношения общего вида:

%С= d d + вn + С/М

К= dМd + в М n + С/М.

Здесь %С - доля атома углерода какой-то структуры от общего числа атомов углерода во фракции;

К - число колец ( ароматических, нафтеновых, общее), содержащихся в молекуле;

а,в,с,а вр--константы;

М - молекулярный вес;

d - разность между плотностью образца и плотностью гипотетического н- парафина с бесконечно большим числом групп СН₂ в жидком состоянии;

n - соответствующая разность для показателя преломления.

Постоянные для предельного парафина были получены при помощи точных вычислений, выполненных Смттенбергом. Как и в прямом методе при выводе этих уравнений сделано допущение, что все кольца шестичленные катаконденсированные. Для предельных углеводородов выбраны следующие физические константы:

П²⁰_д - 1,4750 П⁷⁰_Д - 1,4600

D ²⁰₄ - 0,8510 для жидких

Отклонения между результатами метода n-d-м.

и прямого метода для распределения %С колебались между 1-2%, для числа колец - между 0,05-0,1.

Все вычисления могут быть значительно упрощены с помощью номограмм.

Метод - п-d-м рекомендуется для анализа природных масляных фракций, для которых %Са/%Сн 1,5.

Кроме того, число ароматических колец не должно превышать 50% от общего числа колец.

Было показано, что этот метод пригоден для фракций, содержащих до 75% С кол и до 4 колец на каждую молекулу.

Метод применим, если в масле содержится до 2% серы, до 0,5% азота и до 0,5% кислорода. Если сера присутствует, в формулы вводят определенную поправку.

Авторы указывают, что метод может быть применен также для исследования масел, полученных полимеризацией и для твердых парафинов. Для исследования индивидуальных углеводородов и алкилированных ароматических соединениий метод не рекомендуется.

В задании к лабораторной работе определения состава масел по методу n-d-м студенту дается масло с известными молекулярным весом и пикнометр с определенным водным числом. Студент, пользуясь учебником “Химия нефти” В.И. Исагулянца и Г.М. Егоровой, определяют относительную плотность масла (стр.125-129) показатель преломления (стр.129) и производит расчет по форомулам для метода (стр 277). Докторант проверяет расчет по номограммам.

Лабораторная работа №2. Определение потенциального содержания нефтей новых месторождений

Определение анилиновой точки нефтепродуктов на аппарате АТ-ПХП

Теоретические основы

Для определения химического состава нефтепродуктов в лабораторной практике чаще всего используют анилиновый метод. Он заключается в смешении испытуемого образца с анилином, нагревании полученной смеси и определения температуры взаимного растворения анилина и нефтепродукта.

Определение ароматических углеводородов методом анилиновых точек основано на определении температур взаимного растворения равных объемов анилина и растворителя до и после удаления из растворителя ароматических углеводородов.

При смешении нефтяной фракции с анилином при комнатной температуре обычно образуются два слоя. т. е. не происходит полного растворения нефтепродукта в анилине. Если эту смесь нагревать, постоянно перемешивая, то при достижении определенной температуры произойдет полное взаимное растворение анилина и нефтепродукта, слои исчезнут, и жидкость станет однородной. Температуру, соответствующую полному взаимному растворению анилина и нефтепродукта, называют анилиновой точкой или критической температурой растворения (КТР) данного нефтепродукта в анилине. Наиболее низкими анилиновыми точками среди углеводородов характеризуются арены, наиболее высокими - алканы, циклоалканы занимают промежуточное положение. [6] Анилиновая точка- минимальная температура, при которой равные объемы анилина и испытуемого нефтепродукта смешиваются до однородной смеси при нормальных условиях. Определение ароматических углеводородов методом анилиновых точек основано на определении температур взаимного растворения равных объемов анилина и растворителя до и после удаления из растворителя ароматических углеводородов.

Цель работы: Определение группового состава бензина

Аппаратура

Стандартный аппарат для определения анилиновой точки АТ-ПХП по ГОСТ 12329.

Цилиндры на 10,50 мл

Стаканы на 100, 200мл

Реактивы

Бензин

Анилин: чистый реактив

Задание.Определить анилиновую точку прямогонного бензина на аппарате АТ-ПХП

Принцип действия аппарата основан на методе, устанавливающем анилиновую точку нефтепродуктов и углеводородных растворителей с началом кипения выше комнатной температуры, анилиновая точка которых ниже начала кипения и выше температуры застывания смеси, а также определение ароматических углеводородов.

Рис. 2 Общий вид аппарата АТ-ПХП

Проведение эксперимента

При помощи двух градуированных пипеток 10 мл анилина и 10 мл испытательного образца вводят в чистую, сухую специальную бюретку, после чего бюретка размещается в аппарате. Затем в аппарат вставляется термометр. При подсоединении термометра необходимо следить, чтобы ртутный шарик находился на границе между слоем анилина и испытательного образца. После того, как термометр подсоединен, необходимо выставить скорость нагревания и перемешивания смеси. После того, как температура смеси достигнет предварительной температуры анилиновой точки с разницей в 3-4 ^оС, необходимо осуществлять постепенное повышение температуры, не переставая при этом все время перемешивать смесь. Далее, после того как смесь станет прозрачной, необходимо уменьшить подогрев и продолжая помешивать смесь, дать ей остыть, Однако, скорость охлаждения смеси не должна превышать 1 ^оС в минуту.

В то же время включить переключатель сигнализации, отрегулировав регулятор света, при этом звуковой сигнал, подаваемый сигнализационным устройством, не должен быть слишком сильным и нарастающим, но должен звучать прерывисто (то есть, то звучать, то не звучать). Если звуковой сигнал, подаваемый сигнализационным устройством, слишком сильный, необходимо повернуть регулятор света против часовой стрелки, что будет способствовать снижению потока света и достижению прерывистого звучания сингализационного устройства.