Состав нефти
Информация - Химия
Другие материалы по предмету Химия
µнии битумов в нефтяном растворителе или минеральном масле такие ассоциаты не только расплываются, удаляясь друг от друга, но и перестраиваются, причем часть молекул или микроассоциатов (квадруполей, мицелл) переходит в раствор, обеспечивая всей системе поверхностную активность. Увеличивается количество парамагнитных частиц и комплексов стабильных радикалов. При введении в этот раствор сильных маслорастворимых ПАВ, маслорастворимых ингибиторов коррозии происходит дальнейшая перестройка коллоидной системы. Часть ингибиторов сорбируется на макроассоциатах битума, образуя своеобразные двойные электрические слои вокруг них. Однако под воздействием ПАВ - МИК - значительная часть битумных макроассоциатов разрушается и включается по принципу внутримицеллярной или надмицеллярной солюбилизации в мицеллярную структуру ингибитора.
Для анализа смолисто-асфальтеновых веществ применяется следующая аппаратура.
Гидроперекиси в продуктах окисления алкилароматических углеводородов. При исследовании смолисто-асфальтеновых веществ было установлено, что они являются продуктами окисления и последующего уплотнения ароматических углеводородов.
На основе смолисто-асфальтеновых веществ могут быть получены порошкообразные и гранулированные иониты, что зависит от способа их получения и исходного сырья.
Выявлена способность смолисто-асфальтеновых веществ к ингибированию свободно-радикальных процессов , причем их активность превосходит ряд промышленных антиокислителей. В количестве 0 1 - 2 % они могут быть использованы для ингибирования полимеризации стирола, и термостабилизации поливинилхлорида и полиметилакрилата.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНДИВИДУАЛЬНОГО СОСТАВА НЕФТЕПРОДУКТОВ
Анализ прямогонных бензиновых фракций проводят методом ГАХ с использованием капиллярных колонок. Рекомендуется предварительно разделять бензиновую фракцию ректификацией на фракции.
Анализ высококипящих компонентов керосино-газойлевых и масляных фракций нефти значительно более сложная задача, чем анализ бензиновых фракций. Полная идентификация даже углеводородов керосиновых фракций практически невыполнимая задача. Однако метод ГЖХ позволяет получать данные об индивидуальном составе отдельных групп углеводородов, предварительно выделенных из нефтяных фракций.
Анализ нефтяных газов может быть проведен методом ГАХ в системе двух колонок. Первая колонка служит для определения содержания неуглеводородных компонентов и низкокипящих углеводородов. Вторая колонка, содержащая в качестве адсорбента ТЗК, модифицированный вазелином, служит для определения углеводородов С2 - С5, в том числе цис-, трансизомеры, алкадиены, алкины.
В бензиновых фракциях методом масс-спектроскопии определяют содержание н-алканов и изоалканов, ц-пентановых и ц-гексановых углеводородов, алкилбензолов. В керосино-газойлевых и масляных фракциях определяют содержание алканов, моно-, би-, трицикланов и др. С помощью масс-спектроскопии можно оценивать такие структурные характеристики, как степень конденсации колец, средняя длина заместителей, средняя степень замещения.
Метод хрома-масс-спектроскопии-комбинирование газовой и жидкостной хроматографии, позволяющих разделять анализируемую фракцию на компонентыю с масс-спектрометрической идентификацией. Создание приборов типа Хромасс позволяет определять структуру индивидуальных компонентов нефти и нефтепродуктов.
Вода относится к минеральным примесям нефти наряду с золой, песком и т.д. Сырая нефть - сырье с содержанием воды до 200 - 300 кг/т.
Вода является нежелательной примесью и по техническим нормам не допускается в нефтепродуктах. При охлаждении образует кристаллы льда, которые забивают топливные фильтры; при разогреве нефтепродуктов образуется пар, увеличивается давление в трубопроводе, что ведет к их разрыву.
Содержание воды в масле усиливает его склонность к окислению, а также ускоряет процесс коррозии металлических деталей.
Присутствуя в карбюраторных топливах, вода снижает их теплотворную способность. Засоряет карбюратор, вызывает закупорку распыляющих форсунок. Т.о., наличие воды усложняет переработку нефти и вредно сказывается на эксплуатационных свойствах нефтепродуктов.
Качественный метод определения воды для темных нефтепродуктов - проба на потрескивание: продукт нагревают в пробирке до 150oС в масляной бане. Если наблюдается потрескивание, вспенивание, вздрагивание продукта, то это указывает на наличие воды в нефтепродукте.
Количественный метод определения воды в нефтепродукте - метод Дина и Старка. Метод основан на дистилляции смеси воды, содержащейся в пробе, и органического растворителя, не смешивающегося с водой. Дистиллят собирают в калиброванный приемник и измеряют объем перегнанной воды.