Автор неизвестен - Анализ нефтепродуктов. Методические указания к лабораторным работам

Подождите немного. Документ загружается.

Результаты работы представить в виде таблицы, графика и вывода:

Образец

нефти

н.к.

нефти,

Температура

отбора

фракции,

Объем

отобранной

фракции, мл

Выход

светлой

фракции,

мл

Потери,

мл

- кривая ИТК (истинных температур кипения):

Рис. 5. Кривая истинных температур кипения

По ИТК рассчитать выход бензиновой (н.к. – 180

С), керосиновой

(180

С – 240

С) и дизельной фракций (240

С – 350

С).

Лабораторная работа № 5

Анализ нефтяных битумов

Нефтяные битумы используются для строительства дорожных

покрытий. Изоляции трубопроводов от грунтовой коррозии, в

производстве кровельных материалов. Кроме того, специальные битумы

применяются в лакокрасочной, шинной, электротехнической и многих

других отраслях промышленности. В зависимости от назначения к

нефтяным битумам предъявляются различные требования. Наиболее часто

нефтяные битумы характеризуют следующими показателями:

растворимостью, температурой размягчения, глубиной проникновения

иглы (пенетрация) при 25

С, растяжимостью (дуктильностью) при 25

С и

др.

Перед всеми определениями пробу анализируемого битума

обезвоживают и освобождают от механических примесей. Для

обезвоживания твердых или вязких битумов пробы нагревают в течение

30мин в термостате при температуре не выше 180

С и периодически

помешивают стеклянной палочкой. Пробы жидких битумов нагревают до

С и пропускают через воронку со слоем свежепрокаленного хлорида

натрия.

Методика определения пенетрации

Испытуемые нефтепродукты по заданию преподавателя.

Пенетрация измеряется в условных единицах - градусах: 1° соот-

ветствует перемещению иглы на 0,1 мм. Для определения применяют

прибор, показанный на рис.6. Вместо конуса, используемого при

определении пенетрации смазок, для определении пенетрации битума

установлена стальная игла длиной 50,8мм и диаметром 1мм. Вес

иглодержателя с иглой 1Н.

Расплавленный битум наливают в

металлическую чашку высотой 35 и диаметром

55 мм в таком количестве, чтобы его уровень

отстоял от края чашки на 5 мм, и охлаждают до

10 - 20

С в течение 1 мин.

Рис.6. Прибор для определения

пенетрации (модель 984 ПК): 1-игла (конус), 2-

пусковая кнопка, 3 - кремальера, 4 - циферблат,

5 - стрелка.

На электроплитке образцы битума

нагревают до полного расплавления. Чашку с

расплавленным битумом погружают в водяную

баню высотой не менее 70 мм с температурой 25

С и выдерживают при

этой температуре 1ч, сохраняя под битумом слой воды высотой не менее

25 мм. Затем чашку с битумом переносят и плоский сосуд высотой 50 мм,

в который наливают воду с температурой 25

С с таким расчетом, чтобы

слой воды над битумом составил не менее 10 мм. Сосуд с битумом

устанавливают на столик пенетрометра. Нажав кнопку, освобождают

стержень и, придерживая его рукой, приближают иглу к поверхности

битума. Затем, вращая столик, окончательно подводят иглу к поверхности

битума до касания, проверяя положение иглы по отражению в зеркале.

Кремальеру опускают до стержня, а стрелку циферблата устанавливают на

нуль.

Одновременно включают секундомер и нажимают кнопку пенетро-

метра, выдерживая ее в течение 5с. Разность между отсчетами на ци-

ферблате дает значение пенетрации. Определение повторяют пять раз в

различных точках поверхности битума, отстоящих одна от другой и от

краев чашки на 10мм. После каждого определения иглу вынимают, моют

бензином, сушат и снова устанавливают в иглодержатель. Среднее

арифметическое из результатов трех определений принимают за значение

пенетрации в градусах.

Результаты работы представить в виде таблицы и вывода:

Нефтепродукт

Нулевое

значение, мм

Опытное

значение, мм

Пенетрация

По полученным значениям пенетрации определить марку битума в

соответствии с ГОСТ.

Лабораторная работа № 6

Определение содержания минеральных примесей в нефтях

К минеральным примесям нефти и нефтепродуктов относятся вода,

соли, механические примеси, зола, а также минеральные кислоты и

щелочи. Большая часть минеральных примесей содержится в сырой нефти

и во время ее переработки может частично переходить в нефтепродукты.

Наличие минеральных примесей усложняет переработку нефти и вредно

сказывается на эксплуатационных свойствах нефтепродуктов.

Примеси свободных минеральных кислот или щелочей в нефте-

продуктах, особенно при повышенной температуре, вызывают коррозию

металлических частей машин, двигателей и трубопроводов. Кроме того,

при наличии этих примесей уменьшается стойкость нефтепродуктов к

окислению. Поэтому нефтяные масла, моторные и котельные топлива даже

с ничтожными следами минеральных кислот или щелочей непригодны к

употреблению.

Методика определения содержания воды в нефтях

Испытуемые нефтепродукты – по заданию преподавателя.

Метод азеотропной перегонки заключается в отгонке воды и

растворителя от нефтепродукта с последующим их разделением в

Н О

градуированном приемнике на два слоя. В качестве растворителя

используется бензин-растворитель БР-1 (бензол). Перед употреблением

растворитель обезвоживают хлоридом кальция или сульфатом натрия и

отфильтровывают.

Прибор для определения содержания воды состоит из колбы 2

(рис.7), приемника-ловушки 3 и холодильника 4. Приемник представляет

собой градуированную пробирку объемом 10 мл с конической нижней

частью. Цена деления шкалы на участке от 1 до 10 мл

равна 0,2 мл, а на участке от 0 до 1 мл - 0,05 мл. К

верхней части пробирки припаяна отводная трубка.

Приемник-ловушку присоединяют к колбе и

холодильнику на шлифах.

Рис.7. Установка для определения содержания воды в

нефти: 1 – электроплита, 2 – колба, 3 – приемник-

ловушка, 4 - водяной холодильник.

В сухую и чистую колбу 2 наливают 100 мл

испытуемого нефтепродукта. Для равномерного

кипения в колбу помещают несколько кусочков

пемзы или стеклянных капилляров.

Когда прибор собран и укреплен на штативе, пускают

воду в холодильник и начинают осторожно нагревать

колбу на электроплитке закрытого типа. Нагрев

регулируют так, чтобы в приемник-ловушку из холодильника стекали 2 - 4

капли конденсата в 1 с. Нельзя пропускать воду через холодильник с

большой скоростью, так как при этом внутри трубки холодильника может

конденсироваться влага из воздуха. Через некоторое время пробирка-

ловушка наполнится жидкостью, и ее избыток будет стекать обратно в

колбу. Если в испытуемом нефтепродукте имеется вода, то она испаряясь

из колбы и конденсируясь в холодильнике, вместе с растворителем также

попадает в ловушку, где вследствие разности удельных весов будет быстро

отстаиваться в нижнем слое. Когда количество воды в ловушке перестанет

увеличиваться и верхний слой растворителя станет прозрачным, перегонку

прекращают. Если отгоняется небольшое количество воды, растворитель

иногда долго не становится прозрачным. В этом случае приемник-ловушку

помещают на 20мин в горячую воду до осветления растворителя.

Приставшие к стеклу ловушки капли воды сгоняют вниз при помощи

тонкой стеклянной палочки. После этого измеряют объем отогнанной

воды. Если обводненность нефти или нефтепродукта была более 10%, то

вся вода от 100 г пробы не поместится в приемнике-ловушке. В этом

случае навеску исходных веществ уменьшают до 50, 25 или даже до 10 г.

Массовую долю воды Х (в %) вычисляют по формуле:

Х = (V/G)*100

где V — объем воды в ловушке, мл; G—навеска испытуемого вещества, г.

Результаты работы представить в виде таблицы и вывода:

Образец нефти V

нефти

, мл V

воды

, мл Х, %

Список рекомендуемой литературы

1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. -

Уфа: «Гилем», 2002. 672 с.

2.Белянин Б.В., Эрих В.Н., Корсаков В.Г. Технический анализ

нефтепродуктов и газа.//Л.: Химия, 1986. – 184 с.

3. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти:

технологический и экономический аспекты. – М.: «Техника», 2001. – 384 с.

4. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и

природного газа: Учебное пособие для вузов. – М.: Химия, 2001. – 568 с.

5. Чуракаев А.М. Газоперерабатывающие заводы и установки. – М.:

Недра, 1994. – 334 с.

6. Рудин М.Г., Сомов В.Е., Фомин А.С. Карманный справочник

нефтепереработчика. / Под редакцией М.Г. Рудина. – М.:

ЦНИИТЭнефтехим, 2004. – 339 с.

7. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии

переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1973. - 272 с.

8. Справочник нефтепереработчика: Справочник / Под ред.

Ластовкина Г. А., Радченко Е.Д., Рудина М.Г. – Л.: Химия, 1986. – 648 с.