Определение углеводородного состава нефтепродуктов

Применение хроматографии дает возможность определения истинного состава нефтей и нефтепродуктов - содержания в них каждого отдельного углеводорода. Однако хроматография не заменила лабораторной ректификации, так как она имеет ограничения в применении, связанные с идентификацией разделяемых в хроматографе углеводородов, В настоящее время надежно удается расшифровать с помощью хроматографа углеводородный состав бензинов с температурами кипения до 180-200 °С, Более высококипящие фракции нефти надежной расшифровке пока не поддаются. [c.47]

За последние годы требования, предъявляемые к нефтепродуктам, в частности к моторному топливу, настолько повысились, что в некоторых случаях бывает недостаточно знать групповой углеводородный состав легких моторных топлив, так как знание его иногда недостаточно для определения поведения топлива в моторе. Необходимо знать число двойных связей в молекуле ненасыщенных углеводородов, вид содержащихся в топливе ароматических углеводородов (производные бензола, нафталина, антрацена, полугидрированных ароматических углеводородов), число углеродных атомов в кольце нафтеновых и число боковых цепей парафиновых углеводородов и многое другое. [c.520]

Анализируя нефтепродукты в сточных водах автобаз и бензохранилищ, авторам работы [20] удалось разработать оптимальный способ извлечения автомобильных бензинов высококипящим экстрагентом — гексадеканом (две порции по 5 мл), который элюируется из колонки после всех компонентов бензина и таким образом не мешает их идентификации и определению (рис. 11.11). При этом потери целевых компонентов не превышает 40%, а углеводородный состав ввиду отсутствия стадии концентрирования остается неизменным. Последующая практика показала, что данная методика наиболее эффективна при анализе сточных и природных вод, интенсивно загрязненных бензинами. [c.72]

Газохроматографический метод идентификации и определения нефтепродуктов в природных и сточных водах по хроматографическим спектрам (по отпечаткам пальцев ) надежен (информативность не менее 90%) и позволяет не только установить углеводородный состав и суммарное содержание нефтепродуктов, а также содержание в пробе воды отдельных нефтяных фракций, но и (в отличие от других аналитических методов, например, спектральных) дает возможность с высокой точностью установить тип нефтепродукта (бензины, дизельное топливо, масла, смазки и др.). Последнее обстоятельство особенно ценно, так как можно установить источник поступления нефтепродуктов в природные и сточные воды [20, 49-52]. [c.72]

Для расшифровки состава природных органических соединений нефти и нефтепродуктов и характеристики их свойств применяются оптические методы. Сюда относятся инфракрасная и ультрафиолетовая спектрометрия, метод комбинационного рассеяния света, определения показателя преломления и оптической активности. Вещество, через которое проходит излучение, поглощает лучи только определенной длины волны (частоты), и по закону Кирхгофа само вещество излучает только те лучи, которые оно в данных условиях поглощает. Каждый ион, атом, молекула дают характерные частоты в спектре поглощения, спектре испускания и спектре комбинационного рассеяния. Задачей спектрального анализа является определение этих характеристических частот, зная которые, можно определить качественный состав углеводородной смеси. Для этого существуют таблицы характеристических частот индивидуальных углеводородов. Для количественного анализа еще необходима оценка интенсивности излучения. [c.228]

Содержание этих структурных элементов углеводородных молекул дает в известной степени лучшее представление о природе исследуемой фракции нефти, чем групповой химический состав, подобно тому как определение содержания серы в нефтепродукте важнее, чем определение количества сернистых соединений. [c.182]

Нефть и продукты ее переработки представляют собой сложную смесь, и потому для них определяют средний молекулярный вес, который аддитивно складывается из молекулярных весов отдельных компонентов. Таким образом, молекулярный вес является показателем того, тяжелые или легкие компоненты входят в состав данного нефтепродукта. Являясь качественной, а не количественной характеристикой, молекулярный вес имеет большое значение как подсобная величина при вычислении таких важных для расчета констант, как, например, скрытая теплота парообразования, объем нефтяных паров, парциальное давление и т. п. Средний молекулярный вес входит в формулы для вычисления молекулярной рефракции, вычисления элементарного состава, а также доли углерода, приходящегося на различные углеводородные структуры (метод п-с1-М). Для определения молекулярного веса высококипящих нефтепродуктов применяют криоскопический и эбуллиоскопический методы. [c.167]

Углеводороды, т.е. органические вещества, состоящие только из углерода и водорода, являются основной частью всех нефтей. Следует отметить, что в нефтях, за редким исключением, отсутствуют ненасыщенные углеводороды, относящиеся к классу непредельных (олефины или алкены). В углеводородный состав нефтей входят алканы (парафины), цикланы (циклоиарафины или нафтены) и арены (ароматические углеводороды). Относительное содержание этих групп углеводородов в разных нефтях различно. Преобладание той или иной группы в нефти придает ей определенные свойства, что определяет направление и комплекс ироцессовее переработки, атакже качество и области применения получаемых из нее нефтепродуктов. [c.14]

Осн. принцип послед, исследования Н. сводится к комбинированию методов ее разделения на компоненты с постепенным упрощением состава отдельных фракций, к-рые затем анализируют разнообразными физ.-хим. методами. Наиб, распространенные методы определения первичного фракционного состава Н.-разл. виды дистилляции (перегонки) и ректификации. По результатам отбора узких. .(выкипают в пределах 10-20°С) и широких (50-100°С) фракций строят т. наз. кривые истинных т-р кипения (ИТК) Н., устанавливают потенц. содержание в них отдельных фракций, нефтепродуктов или их компонентов (бензиновых, керосино-газойлевых, дизельных, масляных дистиллятов, а также мазутов и гудронов), углеводородный состав, др. физ.-хим. и товарные характеристики. Дистилляцию проводят (до 450 С и вьппе) на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификац. колонками (погоноразделит. способность соответствует 20-22 теоретич. тарелкам). Отбор фракций, вык1шающих до 200 °С, осуществляется при атм. давлении, до 320°С-при 1,33 кПа, выше 320°С-при 0,133 кПа. Остаток перегоняют в колбе с цилиндрич. кубом при давлении ок. 0,03 кПа, что позволяет отбирать фракции, выкипающие до 540-580 С. [c.233]

Исходные данные, необходимые для расчета. Прежде чем приступить к определению состава газа по справочным таблицам, необходимо собрать следующие да. ные индивидуальный состав углеводородного сырья или его брутто-формулу мольное отношение сырья и окислителей (водяного пара, кислорода и двуокиси углерода) режим осуществления процесса (давление, ат. температура, °С). При отсутствии таких данных можно рассчитать брутто-формулу сырья по элементарному составу и молекулярному весу (расчет молекулярного веса нефтепродуктов описан ниже), Весовоа отношение этих продуктов следует пересчитать на мольное, воспользовавшись брутто-формулон углеводородного сырья. [c.12]

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

Поверхностный слой жидкости на границе с воздухом или другой жидкостью, как известно, характеризуется определенным поверхностным натяжением, т. е. силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности. Поверхностное натяжение нефти и нефтепродуктов колеблется в пределах 0,02—0,05 н м (20—50 дн1см). Опыты показывают, что добавление некоторых веществ к чистым нефтяным погонам вызывает понижение их поверхностного натяжения на границе с водой. Вообще говоря, это явление носит общий характер. Иногда вещества при растворении даже в очень малых концентрациях существенно понижают поверхностное натяжение растворителя. Вещества, способные понижать поверхностное натяжение, называются поверхностно-активными. Характерная особенность этих веществ в том, что в их состав входит, как правило, углеводородный радикал (гидрофобная часть молекулы) и какая-либо полярная группа (гидрофильная часть молекулы). Понижение поверхностного натяжения двухфазной жидкой системы на границе раздела фаз в результате воздействия полярных веществ объясняется тем, что добавленное вещество распределяется неравномерно в том компоненте системы, который является по отношению к нему растворителем. Концент- [c.65]