СТАНДАРТНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ КИСЛОТНОГО ЧИСЛА НЕФТИ. Кислотное число нефти


КИСЛОТНОЕ ЧИСЛО

Кислотность нефти обусловлена содержанием в ней алифатических и циклических карбоновых кислот, фенолов и других кислородных соединений кислотного характера. Все кислые вещества, выделяемые из нефти растворами щелочей, объединяют термином «нефтяные кислоты».

Содержание кислорода в элементном составе нефти находится в прямой зависимости от содержания нефтяных кислот. Надежный метод анализа на кислород пока не разработан. Поэтому содержание кислорода в нефти и нефтепродукте (в %) вычисляют по разности: 100 – суммарное содержание (в %) остальных элементов.

Вероятное происхождение нефтяных кислот – биохимическое окисление нефтей. Представление об искусственном происхождении нефтяных кислот оказалось несостоятельным. Однако кислородсодержащие соединения могут образовываться в некоторых процессах добычи и переработки нефти (например, в результате окисления кислородом воздуха нефти при ее добыче методом внутрипластового горения и остатков нефти при производстве битумов).

Содержание нефтяных кислот в нефтях - от следов до 1% (по массе) и более. В наибольших количествах нефтяные кислоты содержатся в нефтях нафтенового типа, в наименьших – в высокопарафиновых. Из нефтей СССР самое высокое содержание нефтяных кислот (3,0 %) выявлено в нафталанской нефти Азербайжана.

Групповой состав кислотных экстрактов, полученных спиртощелочной обработкой нефтей Западной Сибири, приведен в табл. 3.14. В этих нефтях впервые обнаружены олеиновая и дегидроабиетиновая кислоты. Дегидроабиетиновая кислота является продуктом окисления абиетиновой кислоты (основного компонента кислот смолы хвойных растений). В концентратах нефтяных кислот, выделенных их нефтей Западной Сибири, содержатся также изопреноидные и двухосновная (себациновая) кислоты.

Нафтеновые кислоты различных нефтей представляют собой монокарбоновые кислоты ряда циклопентана и циклогексана. Преобладают кислоты ряда циклопентана. Наряду с моноциклическими нафтеновыми кислотами в нефтях содержатся би– и полициклические кислоты. Карбоксильная группа почти во всех идентифицированных нафтеновых кислотах отделена от циклической части молекулы одной или несколькими метиленовыми группами.

 

Таблица 3.14. Состав нефтяных кислот нефтей Западной Сибири

Месторождение Выход, % Содержание, %
Нейтральных веществ Фенолов Кислот
  Русское Варьеганское Лянторское Мамонтовское Салымское Месторождения Среднего Приобья (товарная нефть)   0,14 0,37 0,06 0,03 0,02 0,07   39,9 13,5 34,8 32,2 66,6 16,6   39,9 18,6 29,8 34,5 14,6 58,6   59,8 67,8 33,5 32,1 18,4 22,0

 

В нефтях обнаружено более 20 алифатических карбоновых кислот: муравьиная, уксусная, пропионовая, масляная, капроновая, энантовая, пальмитиновая, стеариновая, миристиновая, арахиновая и др. Муравьиная и уксусная кислоты были впервые обнаружены в нефтях Кавказа выдающимся русским химиком В.В.Марковниковым еще в 1883г. В самотлорской нефти карбоновые кислоты представлены в основном алифатическими кислотами с числом углеродных атомов от 8 до 19. При этом преобладают кислоты с четным числом атомов углерода, а пальмитиновая кислота (С16Н32О2) содержится в аномально большом количестве.

В нефтях идентифицированы следующие соединения фенола: фенол, алкилфенолы (крезолы, ксиленолы и др.), циклоалкилфенолы, дициклоалкилфенолы, нафтолы. Трудность выделения и исследования фенолов связана с их незначительным содержанием в нефтях (менее 0,1%) и легкой осмоляемостью. В самотлорской нефти содержание алкилфенолов (С8Н10О – С14Н22О) составляет 0,0083%, циклоалкилфенолов 0,0010%, дициклоалкилфенолов 0,0003%, нафтолов 0,0014%.

Обычно с повышением температуры выкипания нефтяной фракции содержание кислот в ней увеличивается. Максимальное количество кислот содержится в средних фракциях. Снижение содержания кислот в тяжелых фракциях связывают с их термическим разложением при перегонке нефти.

Нефтяные кислоты, обладающие значительной поверхностной активностью, влияют на такие процессы нефтедобычи и нефтепереработки, как нефтевытеснение, эмульгирование, отложение парафинов и солей, коррозия оборудования. Большой коррозионной активностью обладают низкомолекулярные алифатические кислоты. Из–за коррозионной активности нефтяных кислот их содержание в моторных топливах и смазочных маслах ограничивают. Кислотность автомобильных бензинов должна быть не более 3, авиационных 1, реактивных топлив 0,7, дизельных топлив 5 мг КОН на 100мл.

Нефтяные кислоты по консистенции в основном жидкие. Например, кислоты, выделенные из нефтей Западной Сибири, представляют собой светло – коричневую вязкую жидкость. Они могут быть также кристаллическими (высокомолекулярные алифатические кислоты – миристиновая, пальмитиновая, стеариновая, арахиновая) или полутвердыми пекообразными веществами. Низкомолекулярные нафтеновые кислоты в чистом виде – бесцветные маловязкие жидкости с резким неприятным запахом.

Нефтяные кислоты имеют следующие физико – химические свойства: плотность около 1000 кг/м3; плохо растворимы в воде; хорошо растворимы в углеводородах, спиртах, хлороформе, диэтиловом эфире; температура застывания низкая и достигает - 800 С; вязкость повышается с увеличением молекулярной массы; кислотное число уменьшается по мере увеличения молекулярной массы и колеблется в пределах 350-25мг КОН/г; поверхностное натяжение на границе с водой и воздухом уменьшается с возрастанием молекулярной массы. Нефтяные кислоты представляют собой насыщенные соединения, иодное число их невелико. Кислоты, выделенные из фракции 240 – 3500С азербайджанской нефти Месторождения им. 28 апреля, имеют следующие свойства:

Плотность при 200С Кислотное число Молекулярная масса Вязкость при 500С 962,0 кг/м3 1,4680 228,4 мг КОН/г 245,6 8,43 мм2/с

Нефтяные кислоты, выделенные из тяжелых нафтено – ароматических нефтей, имеют большие плотность, показатель преломления, молекулярную массу по сравнению с кислотами, выделенными из парафинистых и парафино – нафтеновых нефтей.

Соли нафтеновых кислот широко применяют в народном хозяйстве: в производстве моющих средств – соли щелочных металлов; в производстве смазочных масел - нафтенаты алюминия, кальция, свинца, бария, цинка, натрия, олова, кобальта, никеля; в лакокрасочной промышленности – нафтенаты свинца, кобальта, марганца, алюминия, кальция, магния, железа; в качестве фунгицидов и инсектицидов - нафтенаты меди, цинка, ртути; в качестве катализатора процесса окисления парафина - нафтенат марганца; в качестве компонента зажигательных веществ (напалм) - нафтенат алюминия. Хорошее клеящее вещество – нафтенат хрома. Основным потребителем нафтеновых кислот и их солей является производство лаков.

В промышленных условиях нефтяные кислоты извлекают из светлых нефтепродуктов водными растворами гидроксида натрия при 35-700С, а из масляных дистиллятов – при 130-1600С и под давлением.

В лабораторной практике нефтяные кислоты из нефти (нефтепродуктов) выделяют различными модификациями спиртощелочной обработки. Метод «горячего» омыления заключается в следующем. Разбавленную бензолом нефть смешивают с 1н. спиртовым раствором гидроксида калия и кипятят в течение 40 мин. Полученную смесь разбавляют водой, после отстоя отделяют водный слой, который упаривают и подкисляют 10%-м раствором серной кислоты при 00С до рН 5-6. Затем нефтяные кислоты экстрагируют диэтиловым эфиром (хлороформом). При «холодном» методе нефть перемешивают при 200С в течение 30 мин с 1н. раствором гидроксида калия в 70% -м этаноле. Спирто – щелочной экстракт отделяют от нефти и упаривают в вакууме при 400С. Экстракцию нефтяных кислот после подкисления проводят диэтиловым эфиром.

Спиртовый раствор гидроксида калия используют также в стандартном методе (ГОСТ 5985-79) определения кислотности и кислотного числа.

 

 

Дата добавления: 2015-07-15; просмотров: 270 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Термическая деструкция и гидрогенолиз | Циклогексан 1,3 | ОКИСЛЕНИЕ | АЛКИЛИРОВАНИЕ | Тема № 7. БЕНЗИНОВАЯ ФРАКЦИЯ | Фракция н.к. -200°С | Выделение и определение содержания алкенов и алкадиенов. | Анализ аренов фракции н.к. -200°С. | ВВЕДЕНИЕ | Битумах Татарии, мг на 100г. |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.059 сек.)

mybiblioteka.su

Определение кислотного числа нефтяных кислот

    Процесс проводят практически до полного окисления всех исходных углеводородов под давлением 10—20 ат и при 95—175° в зависимости от исходного сырья и желаемого продукта окисления. Кислород воздуха расходуется при этом почти нацело. В качестве катализаторов пользуются солями металлов жирных кислот или высокомолекулярными спиртами и кетонами от предыдущих операций. Продукты окисления омыляют и перерабатывают, как обычно. Недавно Кирк и Нельсон установили [106], что окисленный нефтяной парафин представляет втадающуюся по свойствам основу для смазок. Они окисляли парафин при 135 воздухом в присутствии смеси стеарата цинка и пиролюзита до кислотного числа 70—90 и соответственно до числа омыления 140— 180. Перед омылением добавляли определенное количество жира или насыщенных жирных кислот. Особенные преимущества дает применение натрового или литиевого мыла [107]. Почти половина оксидата состоит из кислот, а другая половина из спиртов и кетонов [108]. [c.476]     Стабильность против окисления Масла нефтяные Окисление масла в приборе ВТИ под воздействием кислорода при повышенной температуре в присутствии катализатора с последующим определением кислотного числа, содержания летучих низкомолекулярных кислот, осадка 981—75 [c.56]

    Анализ кислородсодержащих соединений. Кислотное число нефти или ее фракций определяют индикаторным или потенциометрическим титрованием, навески в этаноле [260]. Для этой цели может использоваться кондуктометрический метод, а для определения кислотности нефтей и промышленных нефтяных кислот — ИК-спект-рометрия [261]. [c.145]

    Определение кислотного числа нефтяных кислот [c.271]

    Определение кислотного числа нефтяных кислот в мылонафте, асидол-мылонафте и асидоле 50  [c.90]

    Для промышленных нафтеновых кислот, получаемых при очистке светлых и масляных дистиллятов, введено определение кислотного числа, содержания нефтяных кислот и содержания неомыляемых компонентов. Кроме того, для асидола определяют содержание воды, для дистиллированных нафтеновых кислот-цвет по иодометрической шкале, а для асидол-мылонафта и мылонафта-содержание минеральных солей. [c.29]

    В начальный период развития технологии очистки масел содержание в них значительных количеств свободных кислот или щелочей являлось в основном результатом применения примитивных способов очистки. Испытания на свободную кислоту или щелочь имело, следовательно, значение ирн определении качества очистки масла и степени его освобождения от вредных примесей. Однако при современной технике очистки содержание в маслах веществ кислого или основного характера практически ничтожно. Очищенное нефтяное масло или нейтрально или имеет очень незначительное кислотное число, пе более 0,1 илп 0,2 мг КОН на 1 г масла. [c.33]

    Групповой состав нефтяных КС весьма разнообразен в различных нефтях и нрямогонных нефтяных дистиллятах обнаружены карбоновые кислоты, фенолы, простые и сложные эфиры, кетоны, лактопы, амиды, ангидриды и некоторые другие классы кислородсодержащих веществ. Наиболее распространенными в сыры нефтях считаются КС кислого характера, в первую очередь кислоты и фенолы, общее содержание которых принято косвенно выражать в форме так называемого кислотного числа (количества мг КОН, расходуемого на титрование 1 г вещества). Обобщение приведенных в работах [410—413, 416 и др.] результатов определения кислотных чисел (более 460 анализов) показывает, что средняя органическая кислотность сырых нефтей закономерно сни- жается о увеличением возраста и глубины залегания (табл. 3.3 [c.87]

    Важнейшими испытаниями, предусмотренными стандартами для мылонафта, асидол-мылонафта и асидола 50 , являются определение содержания нефтяных кислот, неомыляемых веществ и кислотного числа. В мылонафте и асидол-мылонафте, кроме того, определяют содержание минеральных солей, в том числе содержание хлоридов. [c.87]

    Определение кислотного числа нефтяных кислот. В тарированную коническую колбу отвешивают с точностью до 0,0002 г.около 0,5 г нефтяных кислот, выделенных по п. 4. Навеску растворяют в 25 мл свеженейтрализованного спирта и титруют 0,1 н спиртовым раствором едкого кали в присутствии фенолфталеина до появления не исчезающего в течение нескольких минут слабо-розового окрашивания. [c.509]

    При определении кислотного числа и содержания щелочи в эмульсол ах и пастах по ГОСТ 6243-52 происходит гидройиз натриевых солей нефтяных кислот, вследствие чего получаются ошибочные результаты, в частности, получается заниженное общее содержание органических кислот. [c.162]

    Тесная связь строения углеводородной и кислотной частей нефти с близким числом атомов углерода в молекуле проявлялась также и в том, что содержание нафтеновых кислот повышается при переходе от нефтей менее цикличных, т. е. парафинистых, к нефтям нафтенового основания. Появилось значительное число экспериментальных данных, свидетельствующих о том, что среди кислот, выделенных из бензино-керосиновых фракций, присутствуют наряду с нафтеновыми кислотами низшие гомологи (С —С7) жирных кислот. Содержание этих кислот в нефтях значительно меньше, чем нафтеновых кислот, причем с увеличением молекулярных весов нефтяных фракций оно снижается точно так же, как снижается и доля парафиновых углеводородов в этих фракциях. Жирные кислоты никак нельзя было подвести под определение нафтеновые кислоты, поэтому еще Аскан предложил в качестве общего понятия, охватывающего все выделяемые из нефти карбоновые кислоты, ввести понятие более широкое, а именно нефтяные кислоты. Это предложение Аскана позже было поддержано Гурвичем. Что касается часто употребляемого названия нефтяные кислоты ( Ре1го1заиге ), — пишет Гурвич, то, по предложению Аскана, его следует оставить для обозначения вообще всех кислот, встречающихся в нефти, а в ней, кроме нафтеновых, попадаются, хотя и в небольших количествах, и некоторые кислоты жирного ряда муравьиная, уксусная и т. д. под нафтеновыми же следует подразумевать исключительно карбоновые кислоты, производящиеся от нафтеновых углеводородов [14]. Наметкин нефтяными кислотами называет кислоты, выделяемые из нефти щелочной обработкой, хотя он тут же подчеркивает И по составу и по свойствам нефтяные кислоты вполне соответствуют нафтеновым кислотам, т. е. синтетическим кислотам, являющимся производными нафтенов [15]. [c.310]

    Кислотное число можно определять и потенциометрическим титрованием, что особенно рекомендуется при анализе темных нефтепродуктов. Титрование нафтеновых кислот в нефтяных фракциях успешно осуществляется также кондуктометри-ческим методом при помощи метилата калия или натрия в смеси метанол бензол (объемное соотношение 1 4) [38]. Описан перспективный метод определения кислотности нефтей и промышленных нефтяных кислот на основе применения ИКС [39]. [c.29]

    По Кисслингу 50 г исследуемого масла и 50 см спиртовой щелочи (100 см 50%-го спирта и 7,5 г едкого натра) нагреваются в течение 5 минут при взбалтывании до 80°. Щелочь при этом растворяет кислотные примеси. Отделив спиртовый слой, уже хорошо отстоявшийся, при помопщ делительной воронки, его подкисляют соляной кислотой с прибавкой бензола для растворения смолистых частей. Этот бензол после отгонки оставляет взвешиваемое затем 1 5личество веществ кислого или по крайней ме ре растворимого в щелочах характера. Простое смоляное число, или, как его называет Кисслинг, коксовое смоляное число , определяется после того, как обработкой спиртовой щелочью масло освобождено от кислых смолистых частей. Для этого навеску масла (около 50 г) обрабатывают нефтяным эфиром (нормальным бензином), нерастворимые примеси отфильтровываются, промываются на фильтре тем же нeфтiftIым эфиром и взвешиваются. Как и в общем случае определения асфальта, качество бензина имеет существенное значение в нем безусловно не должно быть примеси ароматических углеводородов. По варианту того же способа, предложенному Крамером (67), смолистость определяется после исчерпывающего окисления примесей масла, способных окисляться, воздухом. Для этого Крамер берет 150 г масла в конической колбе, емкостью на 400 см , затем Б масло пропускается струя кислорода (или воздуха) в течение 70 час., со скоростью в 2 пузырька в секунду. При этом масло нагревается на масляной бане до 120° 50 г обработанного таким образом продукта еще 20 мин. нагреваются в колбе с обратным холодильником, после предварительного взбалтывания с 50 см спиртовой щелочи (состав как и у Кисслинга). После нагревания снимают холодильник, пять минут встряхивают смесь, дают отстояться и ио возможности весь спиртовый раствор отделяют помощью делительной воронки. Этот раствор экстрагируют затем 30 сл нефтяного эфира, подкисляют остаток соляной кислотой и экстрагируют раствор бензолом. [c.295]

    Надежнее данные по эффективности колонок или влиянию скорости выкипания на эффгктивность могут быть получены лишь в том случае, если обратить особое внимание на тщательную очистку компонентов двойной смеси, которой пользуются для испытания. н-Гептан для смеси н-гептана и метилциклогексана не следует брать нефтяного происхолвозможного присутствия изомерных углеводородов. н-Гептан следует разгонять на колонке эффективностью, по крайней мере, 100 теоретических тарелок при большом флегмовом числе. Для смеси при испытаниях колонок следует применять лишь те фракции, которые имеют хорошие показатели преломления и точку замерзания. Метилциклогексан получают гидрированием чистого толуола, предпочтительно выделенного из нефти. Метилциклогексан предварительно следует промыть несколькими небольшими порциями концентрированной серной кислоты до тех пор, пока кислотный слой не перестанет окрашиваться. Вслед за этим углеводород следует промыть водой, разбавленным раствором водного едкого натра, наконец вновь водой и затем высушить. Окончательной стадией очистки является ректификация промытого и высушенного продукта на колонке эффгктивностью, по крайней мере, 100 теоретических тарелок при большом флегмовом числе. Для смеси следует применять лишь те фракции, которые имеют соответствующие показатели преломления и точку замерзания. Несмотря на эти предосторожности, определение эффективности, особенно колонок высокой эффективности, может оказаться ошибочным. [c.251]

    Широко применяемый в настоящее время потенциометрический метод определения свободных кислот (кислотных чисел) в нефтях, нефтяных фракциях и нефтепродуктах основан на реакции нейтрализации карбоксильной группы. В качестве тит-ранта используется гидроксид калия или натрия и смешанный растворитель спирт — бензол (1 1 по объему), [44]. Однако в такой системе титруются кислые соединения, у которых значения кислотностей рКа равны 10 и менее (сильные карбоновые кислоты, производные фенолов с электроноакцепторными зад1естителя-ми и т. п.). Слабые высокомолекулярные кислоты, фенолы (в том числе стерически затрудненной структуры) в таких системах не титруются. Для определения слабокислых соединений нефти в последнее время стали использовать метод, основанный на титровании гидроокисью тетрабутиламмония (ТБАГ) в дифференцирующем растворителе пиридин — толуол (1 1 по объему) [45]. [c.48]

chem21.info

СТАНДАРТНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ КИСЛОТНОГО ЧИСЛА НЕФТИ

Приборы, лабораторная посуда, реактивы

Колба коническая вместимостью 250мл

Холодильник (обратный)

Электроплитка

Бюретка

Индикатор – щелочной голубой 6Б или нитрозиновый желтый

Гидроксид калия, 0,05М спиртовый раствор

В коническую колбу помещают пробу испытуемой нефти в количестве не более 20±2г. Добавляют при взбалтывании не менее 40мл индикатора – щелочного голубого 6Б – до полного растворения пробы. В случае плохого растворения пробы содержимое колбы кипятят с обратным холодильником в течение 5 мин при постоянном перемешивании. Затем содержимое колбы титруют при легком взбалтывании спиртовым раствором гидроксида калия до изменения голубой окраски на красную. Параллельно проводят контрольный опыт без испытуемой пробы, применяя то же количество раствора щелочного голубого 6Б.

Индикатор - раствор щелочного голубого 6Б – готовят следующим образом. 0,8г щелочного голубого 6Б растворяют в 1л 96% -го этилового спирта, затем добавляют 1,5л бензола до полного растворения индикатора. После добавления бензола смесь выдерживают в течение 12ч, затем прозрачный раствор отфильтровывают.

Кислотное число испытуемой пробы нефти КЧ, мг КОН/г, вычисляют по формуле:

КЧ = (V1 – V2) Т/m,

где V1 – объем 0,05М спиртового раствора гидроксида калия, израсходованный на титрование, мл; V2 – объем 0,05М спиртового раствора гидроксида калия, израсходованный на контрольный анализ, мл; Т – титр 0,05 М спиртового раствора гидроксида калия, мг/мл; m – масса навести нефти, г.

Кислотное число нефти можно определить также при использовании в качестве индикатора нитрозинового желтого. В этом случае анализ проводят следующим образом. В коническую колбу вместимостью 250 мл наливают 50 мл 85% -го этилового спирта и кипятят с обратным холодильником (водяным или воздушным) в течение 5 мин. В прокипяченный спирт добавляют 8-10 капель (0,25 мл) индикатора нитрозинового желтого и нейтрализуют в горячем состоянии при непрерывном перемешивании 0,05 н. спиртовым раствором гидроксида калия до первого изменения желтой окраски в зеленую.

В колбу с нейтрализованным горячим спиртом приливают испытуемую пробу нефти и кипятят в течение 5 мин с обратным холодильником при постоянном перемешивании. Если содержимое колбы после кипячения сохраняет зеленую окраску, анализ прекращают и считают, что кислотность испытуемой пробы отсутствует. В случае изменения окраски смесь в горячем состоянии титруют спиртовым раствором гидроксида калия при непрерывном интенсивном перемешивании до изменения желтой окраски спиртового слоя или смеси в зеленую. Окраска должна быть устойчивой без перемешивания в течение 30с. Титрование проводят в горячем состоянии быстро, во избежание влияния диоксида углерода, содержащегося в воздухе.

Кислотное число КЧ, мг КОН/г, вычисляют по формуле:

КЧ = V3 T/M,

где, V3 - объем 0,05 М спиртового раствора гидроксида калия, израсходованный на титрование, мл; T – титр 0,05М спиртового раствора гидроксида калия, мг/мл; m – масса навески нефти, г.

Результаты анализа округляют до второго десятичного знака. За результат анализа принимают среднее арифметическое результатов двух параллельных определений. При этом расхождение между параллельными определениями не должно превышать следующих значений:

 

Кислотное число, мг КОН/г До 0,5 0,5-1,0 >1,0

Сходимость, % 0,06 0,10 0,20

 

Дата добавления: 2015-07-15; просмотров: 140 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Циклогексан 1,3 | ОКИСЛЕНИЕ | АЛКИЛИРОВАНИЕ | Тема № 7. БЕНЗИНОВАЯ ФРАКЦИЯ | Фракция н.к. -200°С | Выделение и определение содержания алкенов и алкадиенов. | Анализ аренов фракции н.к. -200°С. | ВВЕДЕНИЕ | Битумах Татарии, мг на 100г. | Приборы, реактивы, материалы |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.005 сек.)

mybiblioteka.su

Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа

    Стремление заменить субъективное наблюдение при обычных методах определения кислотности объективным контролем, не зависящим от зрения экспериментатора, привело к созданию потенциометрического метода определения кислотности и кислотного числа нефтепродуктов. [c.453]

    Метод определения кислотности и кислотного числа в нефтепродуктах потенциометрическим способом. ............ГОСТ 1784-47 [c.181]

    Для оценки содержания органических кислот пользуются кислотностью или кислотным числом - расходом КОН, пошедшего на нейтрализацию кислот при титровании соответственно в мг на 100 мл или в мг на 1 г (ГОСТ 5985-79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа ). [c.96]

    ПОТЕНЦИОМЕТРИЧЕСКИЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ КИСЛОТНОСТИ И КИСЛОТНОГО ЧИСЛА (ГОСТ 1784-47). Метод заключается в растворении испытуемого нефтепродукта в спиртобензольной смеси и титровании полученного раствора едким кали. При титровании вместо наблюдения за изменением цвета индикатора используется прибор, позволяющий измерять концентрацию свободных водородных ионов в жидкости. При добавлении в испытуемую смесь из микро- [c.469]

    Определение кислотности топлив и кислотного числа масел. Метод определения кислотности или кислотного числа заключается в извлечении кипящим спиртом из навески испытуемого нефтепродукта кислых соединений и в титровании их раствором едкого кали в присутствии индикатора — нитрозинового желтого (дельта). [c.178]

    Настоящий стандарт распространяется на светлые нефтепродукты (этилированные и неэтилированные бензины, лигроины, керосины, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей), нелегированные масла, специальные масла и углеводородные пластичные смазки и устанавливает методы определения кислотности и кислотного числа. Стандарт полностью соответствует СТ СЭВ 3963—83. [c.259]

    Международный стандарт ИСО 6619 устанавливает метод определения общего кислотного числа нефтепродуктов и смазочных материалов. По ИСО 6619 можно определить кислотное число компаундированных моторных масел. Метод по ИСО 6619 не применяют для электроизоляционных масел. [c.421]

    Настоящий стандарт устанавливает метод определения кислотности и кислотного числа нефтепродуктов (бензинов этилированных и неэтилированных, лигроиН(Ов, керосинов, дизельных топлив, смазочных и специальных масел, углеводородных консистентных смазок и пр.). [c.232]

    Определение кислотности топлив и кислотного числа масел. Метод определения кислотности или кислотного числа состоит в извлечении кипящим спиртом из испытываемого нефтепродукта кислых соединений и титровании их спиртовым раствором гидроокиси калия в присутствии цветного индикатора, по ГОСТ 5985—79 (СТ СЭВ 3963—83). [c.206]

    Примечание. Показатели качества нефтепродуктов определяются методами испытаний по следующим ГОСТам цетановое число — 3122—67, фракционный состав — 2177- 6, кинематическая вязкость — 33—66, кислотность и кислотное чис-сло — 5985—59, зольность — 1461—59, содержание серы — 1771—48, содержание меркаптановой серы — 6975—57, содержание меркаптановой серы потенциометрическим титрованием—9558—60, испытание на медной пластинке — 6321—69, водорастворимые кислоты и щелочи — 6307—60, механические примеси — 6370—59. содержание воды — 2477—65, температура вспышки в закрытом тигле — 6356—52, температура вспышки в открыто.- тигле — 4333—48. условная вязкость — 6258—52. коксуемость — 5987—51, коксуемость 10%-ного остатка дизельного топлива — 5061—49, температура помутнения и начало кристаллизации — 5066—56, температура застывания — 1533—42, содержание сероводорода — 11064—64, содержание смол — 1567—56, определение цвета — щ 2667—52, йодное число — 2070—55 содержание серы хроматным способом — 1431—64, [c.9]

    Для определения кислотности и кислотного числа нефтепродуктов в СССР разработан стандартный метод потенциометрического титрования навески нефтепродукта с хингидронным и каломельным электродами в спирто-бензольной смеси (ГОСТ 1784-51). Однако, по данным некоторых исследователей [1, 2 , при анализе темных нефтепродуктов по этому методу наблюдается плохая воспроизводимость результатов. [c.215]

    Сущность метода заключается в титровании кислых соединений испытуемого продукта спиртовым раствором гидроокиси калия в присутствии цветного индикатора и определении для светлых нефтепродуктов кислотности, выраженной в мг КОН/100 см , для масел и смазок — кислотного числа, выраженного в мг КОН/г. [c.259]

    ГОСТ 1057-41. Масла селективной очистки. Определение содержания фенола и крезола. 7006 ГОСТ 1437-47. Нефтепродукты темные. Метод определения содержания серы сжиганием в трубчатой печи. Взамен ГОСТ 1437-42. 7007 ГОСТ 1431-49. Нефтепродукты тяжелые. Метод ВТИ определения содержания серы. Взамен ГОСТ 1431-42. 7008 ГОСТ 1461-49. Масла смазочные и тяжелые нефтепродукты. Методы определения зольности. Взамен ГОСТ 1461-42 и ОСТ НКТП 7872/2292, М. И. 266-36. 7009 ГОСТ 1771-48. Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе. Взамен ГОСТ 1771-42. 7010 ГОСТ 1784-47. Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа потенциометрическим способом. Взамен ГОСТ 1784-42. 7011 ГОСТ 1932-42. Метод определения содержания фосфора (Р) в углях и коксе. 7012 ГОСТ 1520-42. Масла селективной очистки. Испытание на содержание фурфурола. [c.269]

    Широко применяемый в настоящее время потенциометрический метод определения свободных кислот (кислотных чисел) в нефтях, нефтяных фракциях и нефтепродуктах основан на реакции нейтрализации карбоксильной группы. В качестве тит-ранта используется гидроксид калия или натрия и смешанный растворитель спирт — бензол (1 1 по объему), [44]. Однако в такой системе титруются кислые соединения, у которых значения кислотностей рКа равны 10 и менее (сильные карбоновые кислоты, производные фенолов с электроноакцепторными зад1естителя-ми и т. п.). Слабые высокомолекулярные кислоты, фенолы (в том числе стерически затрудненной структуры) в таких системах не титруются. Для определения слабокислых соединений нефти в последнее время стали использовать метод, основанный на титровании гидроокисью тетрабутиламмония (ТБАГ) в дифференцирующем растворителе пиридин — толуол (1 1 по объему) [45]. [c.48]

    ОСТ 17о72-38, М. И. 31а-38. Нефтепродукты. Методы испытаний. Определение кислотного числа (числа нейтрализации) эмульсола. 786  [c.298]

    ОСТ НКТП 7872/22)2, М. И. 25г-36. Нефтепродукты. Методы испытаний. Определение кислотного числа минеральных масел. [c.298]

    Кислотное число можно определять и потенциометрическим титрованием, что особенно рекомендуется при анализе темных нефтепродуктов. Титрование нафтеновых кислот в нефтяных фракциях успешно осуществляется также кондуктометри-ческим методом при помощи метилата калия или натрия в смеси метанол бензол (объемное соотношение 1 4) [38]. Описан перспективный метод определения кислотности нефтей и промышленных нефтяных кислот на основе применения ИКС [39]. [c.29]

    Пташинский И. А. и Боровая М. С. Определение кислотности и кислотного числа нефтепродуктов потенциометрическим методом. Исследование и применение нефтепродуктов, 1948, вып. 1, с. 163—168.. [c.302]

    Косвенные методы. К ним можно отнести определение екото-рых физико-химических показателей (кислотного числа, щелочного числа по ГОСТ 5985—59 содержания водорастворимых кислот и щелочей по ГОСТ 6307—60 содержания воды по ГОСТ 2477—65 или ГОСТ 7822—55 и пр.), а также многочисленные стандартные и исследовательские методы оценки термической стабильности, окисляемости и термоокислительной стабильности нефтепродуктов [75—78, 92—96]. Для исследования термической стабильности масел, присадок, смазок в последнее время все шире применяют дифференциально-термический анализ (ДТА), термогравиметрический анализ (ТГА) и дифференциально-термогравиметрический анализ (ДТГ) [91, 92, 104]. По кривой ДТГ рассчитывают энергию активации процесса разложения, исходя из формулы  [c.69]

chem21.info

Кислотное число - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Кислотное число

Cтраница 1

Кислотное число по ГОСТ 5985 - 59 с применением индикатора щелочной голубой ( алкалиблау), который вводят в небольшом избытке ( из расчета 4 - 5 капель на каждую навеску масла) в спирт перед его нейтрализацией, а в процессе титрования масла не добавляют.  [1]

Кислотное число определяет количество миллиграммов едкого калия, которое требуется для нейтрализации всех свободных кислот в масле. Реакция водной вытяжки характеризует наличие в масле низкомолекулярпых ( нерастворимых) кислот. В годном для эксплуатации трансформаторном масле реакция водной вытяжки должна быть нейтральной.  [2]

Кислотное число характеризует степень очистки минеральных масел и отчасти их стабильность в процессе эксплуатации и хранения. Этот показатель не характерен для масел с присадками, так как в присутствии некоторых из них увеличивается кислотное число и в тоже время повышается стабильность масел при длительной эксплуатации и хранении.  [3]

Кислотное число определяется количеством миллиграммов едкого калия, которое необходимо для нейтрализации всех свободных кислых соединений, входящих в состав 1 г масла.  [5]

Кислотное число - количество ( в мг) едкого кали ( КОН), которое требуется для нейтрализации 1 г смазочных материалов.  [6]

Кислотное число вычислено для суммы исходных углеводородов.  [8]

Кислотное число служит мерой содержания свободных кислот в жире. Кислотное число показывает, сколько.  [9]

Кислотное число - количество мг едкого кали ( КОН), которое требуется для нейтрализации 1 г смазочных материалов.  [10]

Кислотное число - количество ( в мг) едкого кали ( КОН), которое требуется для нейтрализации 1 г смазочных материалов.  [11]

Кислотное число ксилольной ( толуольной) вытяжки-не более 1 мг едкого кали на 1 г вещества; при хранении кислотность может увеличиться до 2 мг едкого кали. Пленка эмали испытывается: на усадку и прирост прочности ткани, эластичность, стойкость к отработанному маслу и авиабензину.  [12]

Кислотное число ксилольной ( толуольной) вытяжки-не более 2 мг едкого кали на 1 г вещества.  [13]

Кислотное число - от 15 до 25 мг едкого кали на 1 г продукта; число омыления - 245 - 290 мг едкого кали на 1 г продукта; йодное число-не более 20 мг едкого кали на 100 г продукта. Лак 5Б, приготовленный на термостабилине, должен выдерживать нагревание при 130 - 135 в течение 10 час.  [14]

Кислотное число - не более 1 0 мг едкого кали на 100 мл алкилбензола; йодное число-не более 10 г иода на 100 г алкилбензола. Содержание фактических смол-не более 2 мг в 100 мл алкилбензола, серы-не более 0 02 %; водорастворимые кислоты и щелочи, механические примеси и вода должны отсутствовать. Алкилбензол должен выдерживать испытание путем воздействия на медную пластинку.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

способ уменьшения общего кислотного числа нефтяного сырья - патент РФ 2192447

Настоящее изобретение относится к способу уменьшения общего кислотного числа нефтяного сырья, значение которого связано с количеством карбоновых кислот, особенно нафтеновых кислот, которые присутствуют в нефти. Изобретение включает способ уменьшения количества карбоновых кислот в нефтяном сырье, включающий стадии добавления к указанному нефтяному сырью каталитического агента, содержащего растворимое или диспергируемое в нефти соединение металла, выбранного из группы, состоящей из металлов VB, VIB, VIIB и VIII групп Периодической таблицы, где количество металла в нефтяном сырье составляет по меньшей мере около 5 мас.ч./млн. Указанное нефтяное сырье нагревают с указанным каталитическим агентом в реакторе при температуре примерно 400 - 800oF (примерно 204,44 - 426,67oС) и давлении от близкого к атмосферному примерно до 1000 psig (примерно 6996,33 кПа) при практическом отсутствии водорода. Реактор, содержащий указанное нефтяное сырье и указанный каталитический агент, продувают инертным газом для поддержания суммарного парциального давления воды и диоксида углерода меньше чем примерно 50 psia (344,75 кПа). 9 з.п.ф-лы, 2 табл., 1 ил. Область применения Настоящее изобретение касается способа уменьшения общего кислотного числа (ОКЧ) нефтяного сырья, значение которого связано с количеством карбоновых кислот, особенно нафтеновых кислот, которые присутствуют в нефти. Наличие относительно высоких уровней содержания нефтяных кислот, например нафтеновых кислот, в сырых нефтях или их фракциях является проблемой для нефтепереработчиков, а позднее также для производителей. По существу эти кислоты, которые найдены в большей или меньшей степени практически во всех сырых нефтях, являются коррозийными, нередко вызывают повреждения оборудования и приводят к повышению стоимости затрат на обслуживание, более коротким производственным циклам, чем необходимо в ином случае, ухудшают качество продукта и вызывают проблемы удаления загрязнений из окружающей среды. Существует весьма значительное количество литературы - как патентов, так и публикаций, в которых рассматривается удаление нафтеновых кислот методом химического превращения или абсорбции. Например, многие водосодержащие материалы могут быть добавлены к сырым нефтям или нефтяным фракциям для превращения нафтеновых кислот в какое-либо другое вещество, например соли, которые либо могут быть удалены, либо являются менее коррозийными. Другие методы удаления нафтеновой кислоты, включающие, например, абсорбцию на цеолитах, также хорошо известны. Дополнительно одним из обычных путей решения проблем, связанных с нафтеновыми кислотами, является использование дорогих коррозионностойких сплавов в нефтеперегонном или эксплуатационном оборудовании, которое будет иметь дело с относительно высокими концентрациями нафтеновых кислот. Другой обычный путь включает смешивание сырья с высоким ОКЧ с сырьем с пониженным ОКЧ, при этом последнее, однако, является значительно более дорогим, чем первое. В одной из ссылок, Lazar et al (патент США 1953353) сообщается о разложении нафтеновых кислот отбензиненных нефтей или дистиллятов, происходящем при атмосферном давлении и температуре между 600 и 750oF (от 315,6 до 398,9oС). Однако здесь учитывается только СО2 как единственный газообразный неуглеводородный продукт разложения нафтеновых кислот и не предусмотрена возможность исключения образования ингибиторов реакции. Кроме того, в патенте США 2921023 описано удаление нафтеновых кислот из тяжелых нефтяных фракций путем гидрирования с катализатором оксид молибдена на диоксиде кремния/оксиде алюминия. Более конкретно, по данному способу предпочтительно гидрируют оксосоединения и/или олефиновые соединения, например нафтеновые кислоты, в присутствии соединений серы, содержащихся в органических смесях, без воздействия на соединения серы. Этого достигают, подвергая органическую смесь действию водорода при температурах между примерно 450 и 600oF (от 232,2 до 315,6oС) в присутствии катализатора, содержащего оксид молибдена, имеющего обратимое содержание воды менее чем примерно 1 мас.%. Срок службы катализатора продлевают регенерацией. В WO 96/06899 описывается способ значительного удаления нафтеновых кислот из жидких углеводородов. Способ включает гидрирование при 1-50 бар (от 100 до 5000 кПа) и 100-300oС (от 212 до 572oF) сырой нефти, которая не была предварительно перегнана или из которой была отогнана бензино-лигроиновая фракция, с использованием катализатора, содержащего Ni-Mo или Со-Мо на оксидалюминиевом носителе. В описании приведена система подачи водорода в реакционную зону. Нет упоминания о регулировании парциальных давлений воды и диоксида углерода. В патенте США 3617501 описан полный способ очистки цельной сырой нефти, но не обсуждается уменьшение ОКЧ. Первая стадия способа включает гидроочистку сырья, которое может быть фракцией цельной сырой нефти, с использованием катализатора, включающего один или более металлов, нанесенных на материал-носитель. Предпочтительны металлы в форме оксидов металлов или сульфидов металлов, такие как молибден, вольфрам, кобальт, никель и железо, на пригодных материалах-носителях, таких как оксид алюминия или оксид алюминия, содержащий небольшое количество оксида кремния. Катализатор может быть применен в форме фиксированного слоя, суспензии или в реакторе с флюидизированным слоем. Что касается работы с суспензией, не упоминается о размере частиц катализатора, концентрации катализатора в сырье или использовании ненанесенных катализаторов (т.е. без носителя). В патенте Великобритании 1236230 описан способ удаления нафтеновых кислот из дистиллятных фракций нефти путем обработки над катализаторами гидроочистки на носителе без добавления газообразного водорода. Нет упоминания о контроле парциального давления воды и диоксида углерода. В патентах США 4134825, 4740295, 5039392 и 5620591, которые включены сюда путем ссылки, описано приготовление высокодисперсных катализаторов без носителей с номинальным размером частиц один микрон из растворимых в нефти или диспергируемых в нефти соединений металлов, выбранных из групп IVB, VB, VIB, VIIB и VIII Периодической таблицы элементов, и применение указанных катализаторов для гидроконверсионного повышения качества тяжелого сырья, включая цельную или отбензиненную нефти. Гидроконверсию определяют в этих патентах как каталитический процесс, проводимый в присутствии водорода, в котором по меньшей мере часть тяжелых составляющих и предшественников кокса (т. е. углерода по Конрадсону) превращают в более низкокипящие соединения. Широчайшие диапазоны, приведенные в этих ссылках, касающиеся условий проведения способа, включают температуры в интервале от 644 до 896oF (от 339,9 до 480oС), парциальные давления водорода, составляющие от 50 до 5000 избыт. фунтов/кв. дюйм или psig (от 446,08 до 34576,33 кПа) и от 10 до 2000 мчм или wppm (массовых частей на миллион) металлического катализатора по отношению к массе исходного сырья. Эти ссылки относятся к конверсионному повышению качества тяжелого сырья и в них не отмечено, что указанные катализаторы могут быть использованы для селективного разрушения карбоновых кислот, например нафтеновых кислот. Другой метод удаления таких кислот включает обработку при температурах по меньшей мере 400oF (204,44oС), предпочтительно по меньшей мере 600oF (315,56oC), в то время как реакционную зону продувают инертным газом, чтобы удалить имеющиеся или образующиеся во время обработки ингибиторы. Однако этот метод осуществляется за счет улетучивания некоторых нафтеновых кислот, которые находятся в дистилляте и легких нефтяных фракциях, испаряющихся во время термической обработки. Более того, температуры обработки могут оказаться слишком высокими, чтобы этот способ можно было использовать в технологии нисходящего потока, где желательно разрушить кислоты до попадания в трубчатые печи, т. е. при температурах приблизительно 550oF (287,78oC) или ниже. Таким образом, сохраняется необходимость исключения или по меньшей мере существенного уменьшения концентрации нефтяных кислот в сырых нефтях или фракциях, не требующего больших затрат и благоприятного для нефтепереработки. Такая технология может быть особенно пригодной для сырых нефтей или фракций, в которых значение ОКЧ около 2 или выше. ОКЧ, определяемое по ASTM методом D-664, это количество миллиграмм КОН, требующееся для нейтрализации органических кислот, содержащихся в 1,0 грамме нефти. В настоящем изобретении предложен способ разрушения карбоновых кислот в цельных сырых нефтях или нефтяных фракциях. Изобретение включает способ уменьшения количества карбоновых кислот в нефтяном сырье, включающий стадии: а) добавления к указанному нефтяному сырью каталитического агента, содержащего растворимое в нефти или диспергируемое в нефти соединение металла, выбранного из группы, состоящей из металлов групп VB, VIB, VIIB и VIII, где количество металла в указанном нефтяном сырье составляет по меньшей мере около 5 мас. ч. на миллион, б) нагревания указанного нефтяного сырья с указанным каталитическим агентом в реакторе при температуре примерно от 400 примерно до 800oF (примерно от 204,44 примерно до 426,67oС) и давлении от приблизительно атмосферного примерно до 1000 psig (примерно 6996,33 кПа) при практическом отсутствии водорода и в) продувки реактора, содержащего указанное нефтяное сырье и указанный каталитический агент, инертным газом для поддержания суммарного парциального давления воды и диоксида углерода ниже приблизительно 50 psia (около 344,75 кПа). ОКЧ определено как масса (в миллиграммах) основания, требующегося для нейтрализации всех кислотных составляющих нефти. Конверсия вакуумных донных остатков определена как превращение материала, кипящего выше 1025oF (551,67oC), в материал, кипящий ниже 1025oF (551,67oC). На чертеже представлено рассчитанное парциальное давление воды как функции давления в реакторе и скорости продувки инертным газом в способе согласно настоящему изобретению. Настоящее изобретение позволяет удалять или разрушать карбоновые кислоты (например, нафтеновые кислоты) из нефтяного сырья, такого как цельные сырые нефти (включая тяжелые нефти) и их фракции, такие как фракции вакуумного газойля, отбензиненные нефти, атмосферные остатки, вакуумные остатки и вакуумный газойль. Настоящим способом уменьшают ОКЧ в нефтяном сырье по меньшей мере на 40%. Способ осуществляют при температурах примерно от 400 примерно до 800oF (примерно от 204,44 примерно до 426,67oС), более предпочтительно примерно от 450 примерно до 750oF (примерно от 232,22 примерно до 398,89oС) и наиболее предпочтительно примерно от 500 примерно до 650oF (примерно от 260,00 примерно до 343,33oС). Давления составляют от приблизительно атмосферного до примерно 1000 psig (от примерно атмосферного до 6996,33 кПа), предпочтительно от примерно 15 до примерно 500 psig (от примерно 204,75 до примерно 3548,83 кПа) и наиболее предпочтительно от примерно 30 до примерно 300 psig (от примерно 308,18 до примерно 2169,83 кПа). Количество катализатора (в пересчете на каталитический металл или металлы), используемое в способе, составляет от по меньшей мере 5, предпочтительно примерно от 10 примерно до 1000 мас.ч. на миллион (wppm) по отношению к перерабатываемому нефтяному сырью. Обычно во время процесса по настоящему изобретению происходит конверсия донных остатков менее чем примерно на 30%, как правило, менее чем приблизительно на 20%, при этом вакуумные донные остатки определены как углеводородный материал, кипящий выше 1025oF (551,67oC). Размер частицы катализатора составляет примерно от 0,5 примерно до 10 мкм, предпочтительно примерно от 0,5 до 5 мкм, наиболее предпочтительно примерно от 0,5 до 2,0 мкм. Катализаторы приготавливают из предшественников, называемых здесь также каталитическими агентами, таких как растворимые в нефти или диспергируемые в нефти соединения металлов групп VB, VIB, VIIB и VIII и их смеси. Пригодные каталитические металлы и металлические соединения раскрыты в патенте США 4134825, приведенном здесь путем ссылки. Примером растворимого в нефти соединения является металлическая соль нафтеновой кислоты, такая как нафтенат молибдена. Примерами диспергируемых в нефти соединений являются фосфомолибденовая кислота и гептамолибдат аммония, вещества, которые сначала растворяют в воде, а затем диспергируют в нефти в виде смеси "вода в масле", в которой размер капли водной фазы составлет менее чем примерно 10 мкм. В идеале сначала приготавливают концентрат каталитического предшественника, при этом смешивают растворимые или диспергируемые в нефти металлические соединения с порцией технологического сырья для получения концентрата, который содержит по меньшей мере около 0,2 мас.% каталитического металла, предпочтительно примерно от 0,2 до 2,0 мас.% каталитического металла (см., например, патенты США 5039392 или 4740295, включенные путем ссылки). Полученный концентрат предшественника может быть непосредственно использован в способе или сначала (до использования) превращен в концентрат сульфида металла или концентрат активированного катализатора. Концентрат предшественника катализатора может быть превращен в концентрат сульфида металла путем обработки элементарной серой (добавляемой к порции сырья, используемого для приготовления концентрата) или сульфидом водорода при 300-400oF (148,89-204,44oС) в течение 10-15 минут (например, см. патенты США 5039392, 4479295 и 5620591, включенные путем ссылки). Концентрат сульфида металла может быть превращен в концентрат катализатора путем нагревания при 600-750oF (315,56 398,89oС) в течение времени, достаточного для образования катализатора (например, см. патенты США 5039392, 4740295 и 5620591). Катализатор в концентрате состоит из наноразмерных центров сульфида металла, распределенных на углеводородной матрице, полученной из нефтяного компонента концентрата. Общий размер частиц может варьировать, но лежит в пределах 0,5-10 мкм, предпочтительно в интервале примерно от 0,5 примерно до 5,0 мкм, более предпочтительно от 0,5 до 2,0 мкм. В настоящем способе можно использовать концентрат предшественника, концентрат сульфида металла или концентрат катализатора. В любом случае нефтяное сырье смешивают с концентратом, чтобы получить желательную концентрацию металла в сырье, т.е. по меньшей мере около 5 мчм, предпочтительно примерно от 10 до 1000 мас.ч. на миллион. Когда применяют концентраты предшественника или сульфида металла, катализатор, имеющий размер частиц примерно от 0,5 до 10 мкм, предпочтительно от 0,5 до 5 мкм и наиболее предпочтительно от 0,5 до 2,0 мкм, получают в реакторе на стадии нагревания способа в реакторе конверсии ОКЧ. Предпочтительные металлы включают молибден, вольфрам, ванадий, железо, никель, кобальт и хром. Например, могут быть использованы гетерополикислоты металлов. Молибден особенно пригоден для способа настоящего изобретения. Предпочтительными молибденовыми соединениями являются нафтенаты молибдена, дитиокарбаматные комплексы молибдена (например, см. патент США 4561964, включенный путем ссылки), фосфомолибденовая кислота и фосфородитионатные комплексы молибдена (например, MOLYVAN(R) - L, ди(2-этилгексил)фосфородитиоат молибдена, выпускаемый R.T.Vanderbilt Company. Другие катализаторы с мелкими частицами, пригодные для практики настоящего способа, включают золу, обогащенную металлом, после контролируемого сжигания нефтяного кокса (например, см. патенты США 4169038, 4178227 и 4204943, включенные путем ссылки). Тонкодисперсные материалы на основе железа, удовлетворяющие ограничениям по размеру частиц, указанным здесь, такие как красный шлам от переработки оксида алюминия, также могут быть использованы. Настоящий способ понижения количества органических кислот в нефтяном сырье осуществляют без добавления водорода. Водяной пар и диоксид углерода, полученные при разложении карбоновых кислот, действуют как ингибиторы разложения оставшихся карбоновых кислот. Вода является особенно сильным ингибитором. Так, если исходное сырье для способа содержит воду, может быть осуществлена предварительная короткая стадия по удалению по существу всей воды. Кроме того, следовые количества воды, поступающей в процесс с сырьем, так же, как вода и диоксид углерода, образовавшиеся в ходе деструкции карбоновых кислот, должны быть удалены из процесса так, чтобы парциальное давление воды и диоксида углерода в зоне реакции поддерживалось ниже примерно 50 абс. фунт/кв.дюйм или psia (примерно 344,75 кПа), предпочтительно ниже примерно 30 psia (примерно 206,85 кПа), более предпочтительно ниже примерно 20 psia (примерно 137,9 кПа), наиболее предпочтительно ниже примерно 10 psia (примерно 68,95 кПа) и особенно предпочтительно ниже примерно 5 psia (примерно 34,48 кПа). По существу вся вода, как определено здесь, означает столько воды, сколько можно удалить способами, известными специалистам. Не желая связывать себя теорией, следует отметить, что, очевидно, большая часть воды, образованной при деструкции карбоновых кислот при условиях настоящего способа, связана с образованием промежуточных ангидридов (в обратимой реакции с водой), откуда следует ингибирующее влияние воды на разложение кислоты (Уравнение А)способ уменьшения общего кислотного числа нефтяного сырья, патент № 2192447способ уменьшения общего кислотного числа нефтяного сырья, патент № 2192447 Как будет проиллюстрировано в следующих примерах, вода может оказывать сильное ингибирующее влияние на скорость разложения карбоновой кислоты. Диоксид углерода также является ингибитором, но в гораздо меньшей степени. Чтобы иллюстрировать возможное увеличение давления воды, образовавшейся в результате деструкции карбоновых кислот, при условиях, заявленных в способе настоящего изобретения, был допущен гипотетический случай, когда ОКЧ цельной сырой нефти было снижено с 5,3 до 0,3 путем термической обработки в пределах температурного интервала, установленного в этом изобретении, и что 0,5 моля воды было получено с каждого моля разлагаемой кислоты. Вычисленные парциальные давления воды показаны на чертеже как функция давления в реакторе и скорости, с которой протекал инертный продувочный газ (например, азот, гелий, аргон, метан). Отметим, что парциальное давление воды на уровне 45 psia (310,28 кПа) может быть получено только за счет разложения кислоты при работе в интервале давлений, заявленных для этого способа, причем подчеркивается, что предпочтительно начинать процесс с сухим сырьем и сохранять скорость продувочного газа для поддержания давления воды в пределах установленных уровней. С точки зрения технологического процесса, катализатор может быть оставлен в обработанном сырье (в зависимости от типа металла и концентрации) или удален известными способами, такими как фильтрация. Следующие примеры иллюстрируют изобретение, но не ограничивают его каким либо образом. Исходным сырьем, которое использовали в этом исследовании, была смесь сырых нефтей Kome и Bolobo из республики Чад. Смесь была обессолена и нагрета до 230oF (110oC) с продувкой азотом для удаления основной массы воды. Свойства представлены в табл.1. Пример 1 Этот пример выполнен в автоклавном реакторе с мешалкой объемом 300 мл. Реактор работал в периодическом режиме в зависимости от того сырья, которое в него загружали. Газ продували через автоклав для регулирования концентрации ингибиторов в реакционной зоне. В реактор загружали 100 г смеси Kome/Bolobo, продували гелием и затем нагревали до 625oF (329,44oC) при перемешивании в течение 60-минутной обработки при 625oF (329,44oC). Гелий продували через реактор со скоростью 0,1 л/мин во время опыта. После охлаждения жидкость из реактора выгружали и измеряли содержание ОКЧ (метод ASTM D664, где ОКЧ=мг КОН на грамм сырья или нефтепродукта). Пример 2 Повторяли пример 1 за исключением того, что в реактор загружали 100 г смеси Kome/Bolobo и 0,62 г Molyvan(R)-L (в количестве, достаточном для получения концентрации 500 мчм (массовых частей на миллион) Мо в реакторном сырье). Это соединение, поставляемое фирмой R.T.Vanderbilt Company, представляет собой ди (2-этилгексил)фосфородитиоат молибдена, который содержит 8,1% Мо. Пример 3 Повторяли пример 2 за исключением того, что продукт из реактора отфильтровывали для отделения твердых частиц катализатора перед анализом жидкости. Пример 4 Пример 2 повторяли за исключением того, что воду добавляли в реактор, чтобы отразить работу с сырьем, содержащим 1,0 мас.% воды. Примеры таблицы 2 показывают, что скорость деструкции ОКЧ при относительно мягких термических условиях может быть увеличена добавлением следовых количеств молибдена, добавляемого в форме растворимого в нефти молибденового соединения, без добавления водорода (сравните примеры 2 и 3 с примером 1). Кроме того, показано, что вода оказывает ингибирующее влияние на конверсию ОКЧ (сравните примеры 2 и 3 с примером 4).

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ уменьшения количества карбоновых кислот в нефтяном сырье, включающий стадии а) добавления в указанное нефтяное сырье каталитического агента, содержащего растворимое в нефти или диспергируемое в нефти соединение металла, выбранного из группы, состоящей из металлов групп VB, VIB, VIIB и VIII, в котором количество металла в указанном нефтяном сырье составляет по меньшей мере около 5 мас. ч. на миллион; б) нагревания указанного нефтяного сырья с указанным каталитическим агентом в реакторе при температуре примерно 400-800oF (примерно 204,44-426,67oС) и давлении от приблизительно атмосферного примерно до 1000 избыт, фунт/кв. дюйм (psig) (около 6996,33 кПа) при практическом отсутствии водорода; в) продувки реактора, содержащего указанное нефтяное сырье и указанный каталитический агент, инертным газом для поддержания суммарного парциального давления воды и диоксида углерода ниже примерно 50 psia (примерно 344,75 кПа). 2. Способ по п. 1, в котором указанный каталитический агент содержит концентрат предшественника катализатора из растворимого в нефти или диспергируемого в нефти металлического соединения, приготовленного в нефтяном сырье, выбранном из группы, состоящей из цельных сырых нефтей, отбензиненных нефтей, атмосферного остатка, вакуумного остатка, вакуумного газойля и их смесей. 3. Способ по п. 1, в котором указанный каталитический агент содержит концентрат сульфида металла из растворимого в нефти или диспергируемого в нефти металлического соединения, приготовленного в нефтяном сырье, выбранном из группы, содержащей цельные сырые нефти, отбензиненные нефти, атмосферный остаток, вакуумный остаток, вакуумный газойль и их смеси. 4. Способ по п. 3, в котором концентрат сульфида металла нагревают при температуре и в течение времени, достаточных для образования дисперсии 0,5-10 мкм частиц катализатора, который содержит металлосульфидный компонент, связанный с твердым углеродистым веществом, полученным из указанного нефтяного сырья, в котором диспергирован указанный сульфид металла. 5. Способ по п. 1, в котором указанный каталитический агент представляет собой дисперсию 0,5-10 мкм частиц катализатора, который содержит металлосульфидный компонент, связанный с твердым углеродистым веществом, полученным из указанного нефтяного сырья. 6. Способ по п. 1, в котором указанный металл выбирают из группы, состоящей из молибдена, вольфрама, ванадия, железа, никеля, кобальта, хрома и их смесей. 7. Способ по п. 1, в котором указанное растворимое в нефти или диспергируемое в нефти металлическое соединение является гетерополикислотой вольфрама или молибдена. 8. Способ по п. 1, в котором указанное растворимое в нефти или диспергируемое в нефти металлическое соединение выбирают из группы, состоящей из фосфомолибденовой кислоты, нафтената молибдена и диалкилфосфородитиоата молибдена. 9. Способ по п. 1, в котором суммарное парциальное давление воды и диоксида углерода меньше чем примерно 5 psia (34, 48 кПа). 10. Способ по п. 1, в котором воду по существу удаляют из нефтяного сырья до указанной стадии нагревания. Приоритет по пунктам: 05.05.1998 - по п. 1; 29.08.1997 - по пп. 2-10.

www.freepatent.ru

Кислотное число нефтяных продуктов - Справочник химика 21

    Для несмазочных нефтяных масел различного назначения нормируются вязкость, кислотное число, содержание воды, механических примесей, водорастворимых кислот и щелочей температуры вспышки и застывания. Однако особое значение при оценке качества этих продуктов имеют различные специальные требования, определяемые спецификой их назначения и условий эксплуатации, например высокие диэлектрические показатели для трансформаторного, конденсаторного и изоляционных масел, их подвижность даже при низких температурах способность к созданию прочной масляной пленки для масел, применяемых в качестве гидротормозных жидкостей (АМГ-10, ГТН и др.) очень низкое давление пара для масел, применяемых в качестве рабочей жидкости в вакуумных насосах исключительно высокая степень очистки, отсутствие запаха и вкуса у парфюмерного бесцветного масла. [c.98]     Очевидно, что тонкая очистка нефтяных масел только в местах их потребления (непосредственно перед заправкой техники) связана со значительными техническими трудностями и материальными затратами, так как многочисленные загрязнения, накопившиеся в масле в процессе его производства, транспортирования и хранения, будут в короткий срок забивать дорогостоящее оборудование для тонкой очистки масла и выводить его нз строя, а перебои в работе этого оборудования могут привести к задержкам в заправке соответствующей техники. Одноступенчатая очистка масел только в местах их применения неприемлема еще и из-за того, что загрязнения (в первую очередь соединения металлов и вода), попадающие в масло при транспортировании и хранении, оказывают каталитическое действие на происходящие в масле окислительные процессы это ухудшает его вязкость, снижает химическую и термическую стабильность, повышает кислотное число и увеличивает содержание в масле продуктов коррозии металла. [c.86]

    Процесс проводят практически до полного окисления всех исходных углеводородов под давлением 10—20 ат и при 95—175° в зависимости от исходного сырья и желаемого продукта окисления. Кислород воздуха расходуется при этом почти нацело. В качестве катализаторов пользуются солями металлов жирных кислот или высокомолекулярными спиртами и кетонами от предыдущих операций. Продукты окисления омыляют и перерабатывают, как обычно. Недавно Кирк и Нельсон установили [106], что окисленный нефтяной парафин представляет втадающуюся по свойствам основу для смазок. Они окисляли парафин при 135 воздухом в присутствии смеси стеарата цинка и пиролюзита до кислотного числа 70—90 и соответственно до числа омыления 140— 180. Перед омылением добавляли определенное количество жира или насыщенных жирных кислот. Особенные преимущества дает применение натрового или литиевого мыла [107]. Почти половина оксидата состоит из кислот, а другая половина из спиртов и кетонов [108]. [c.476]

    Помимо смазочных масел, нефтяная промышленность вырабатывает из масляных фракций специализированные нефтепродукты (масла) самого разнообразного назначения. Физико-химические свойства и товарные качества этих масел контролируются по уже известным обычным показателям. Для всех масел этого класса нормируется вязкость кислотное число содержание воды, механических примесей, водорастворимых кислот и щелочей температура вспышки температура застывания. Для ряда масел требуется проводить испытание на коррозию. Однако особое значение при оценке качества этих продуктов имеют различные специальные требования, вытекающие из специфики их назначения и условий эксплуатации, например  [c.185]

    КИСЛОТНОЕ ЧИСЛО НЕФТЯНЫХ ПРОДУКТОВ [c.224]

    Кислотное число (или число нейтрализации)-важная характеристика для нафтеновых кислот, ближайших продуктов их химической обработки, а также сырых нефтей и многих нефтепродуктов. Так, в частности, кислотное число нефтей и нефтяных дистилляторов служит для вычисления в них ресурсов нафтеновых кислот. С другой стороны, кислотные числа товарных продуктов характеризуют степень их очистки от примесей. [c.29]

    Нефтяное ростовое вещество представляет собой 40%)-ный раствор натриевых солей нефтяных кислот с кислотным числом 200-300 мг КОН/г. В нем кроме производных нефтяных кислот содержатся примеси серосодержащих, фенольных соединений, смол, асфальтенов, образующих прочную эмульсию. Очистка продукта от примесей снижает его физиологическую активность. По-видимому, примеси также обладают стимулирующими рост свойствами. Нафтенаты натрия и калия являются инсектицидами, меди — фунгицидами, марганца, кальция, бария, цинка, хрома, железа, никеля — присадками к топливам, маслам, смазкам. Кобальтовая, [c.79]

    Нефтяное ростовое вещество представляет собой 40%-й раствор натриевых солей нефтяных кислот с кислотным числом 200-300 мг КОН/г. В нем кроме производных нефтяных кислот содержатся примеси серасодержащих, фенольных соединений, смол, асфальтенов, образующих прочную эмульсию. Очистка продукта от примесей снижает его физиологическую активность. По-видимому, примеси также обладают стимулирующими рост свойствами. [c.186]

    Лабораторные методы определения качества огнестойких турбинных масел за некоторыми исключениями не отличаются от таковых для нефтяных продуктов. Цвет, кислотное число, кинематическую вязкость, температуру вспышки, реакцию водной вытяжки, зольность и термоокислительную стабильность испытывают по методам, используемым для нефтяных турбинных масел и приведенным в ГОСТ 32—53, которые вполне приемлемы и для их огнестойких заменителей. Правда, при определении реакции водной вытяжки в отличие от нефтяного синтетические масла из-за повышенной плотности находятся в нижнем слое, а вода — в верхнем, а в качестве индикатора при титровании удобнее пользоваться щелочным голубым, нежели фенолфталеином. Однако эти изменения несущественны и на ход анализа не влияют. [c.66]

    В промышленности производят нафтеновые кислоты и их соли в виде трех продуктов асидола, асидола-мылонафта и мылонафта. Асидол (ГОСТ 4118—53) — маслянистая жидкость коричневого цвета, представляющая собой различные нафтеновые кислоты в смеси с исходным нефтяным сырьем. Его получают разложением щелочных отходов очистки керосиновых, газойлевых, соляровых и легких масляных дистиллятов серной кислотой. Суммарное содержание нафтеновых кислот в асидоле не менее 42—50 вес. % и неомыляемых не более 45—57%. Асидол-мылонафт (ГОСТ 3854—47) —мазеобразная масса от светло-коричневого (I сорт) до темно-коричневого (III сорт) цвета. Его изготовляют частичным разложением щелочных отходов очистки дистиллятов серной кислотой. Асидол-мылонафт содержит 67— 70 вес. % свободных, не растворимых в воде нафтеновых кислот и их натриевых со ей и не более 9— 15 вес. % неомыляемых. Мылонафт (ГОСТ 3853—47) является смесью натриевых мыл нафтеновых кислот с примесью воды, минерального масла и минеральных солей. По внешнему виду это мазеобразное вещество от соломенно-желтого до коричневого цвета. Выпускается мылонафт трех сортов, различающихся между собой главным образом кислотными числами (220, 210 и 190 мг КОН на 1 г) и содержанием масла (9, 13 и 15 вес. %). [c.198]

    Для несмазочных нефтяных масел различного назначения нормируются вязкость, кислотное число, содержание воды, механических примесей, водорастворимых кислот и щелочей температуры вспыщки и застывания. Однако особое значение при оценке качества этих продуктов имеют различные специальные требования, определяемые спецификой их назначения и условий эксплуатации, например  [c.120]

    Содержание нефтяных кислот в продукте должно быть не менее 45%, неомыляемых веществ в пересчете на органическую часть—не более 50%, воды—не более 5,0%, минеральных солей— не более 1,5%, в том числе хлоридов—не более 0,5%. Кислотное число—на 1 г нафтеновых кислот не более 210 мг едкого кали. [c.325]

    Под каталитическим крекингом здесь подразумевается переработка углеводородов над твердыми катализаторами при температурах выше 300° с целью получения продуктов более низкого среднего молекулярного веса. Большое разнообразие твердых веществ, которые были использованы различными экспериментаторами в качестве катализаторов, должно рассматриваться в пределах этого определения. Б действительности, однако, лишь ограниченное число веществ показало достаточно высокую активность, которая делает их подходящими для крекинга нефтяного сырья. Эта активность ассоциируется с кислотными свойствами катализаторов. В настояще] обзоре рассмотрена активность катализаторов только этого типа, исключение составляют несколько случаев, которые приводятся для сравнения. [c.392]

    Так как в значительном числе случаев решение поставленной задачи упиралось в методические затруднения, пришлось заняться разработкой некоторых методических вопросов. Так, например, был разработан метод цветного фотографирования люминесцентного свечения нефтяных смол [30], потенциометрического определения перекисных и кислотных чисел и чисел омыления в окрашенных продуктах [31 ] и некоторые другие. [c.18]

    При определении кислотного числа нефтяных продуктов в качестве растворителя используют смесь 500 мл изопропилового спирта, 3—5 мл воды и 500 мл бензола воду и бензол добавляют последовательно. Титрованрге проводят 0,1 н. раствором едкого кали в изопропиловом спирте в присутствии индикатора 1-нафтолбензеина (ср. табл. 27). [c.224]

    Большинство исследователей, занима(Вш хся изучением окисления нефтяных углеводородов, оценивало скорость реакции и влияние на нее того или иного фактора на основании определения, главным образом, кислотных чисел окисленного продукта. Этот метод оценки в свете современных представлений о кинетике окислительного процесса не может быть признан сколько-нибудь правильным. Кислотное число окисляемого продукта ни в коей мере не может служить кр1итерием скорости окисления, так как оно не отражает истинной картины образования продуктов реакции. Действительно, сопоставляя суммарный выход продуктов реакции с кислотным числом оксидата, легко заметить имеюш,уюся диспропорциональность. [c.73]

    Отмечаемое во многих случаях понижение кислотного числа масла Иввиоль свидетельствует о сорбции кислых продуктов различными материалами, что и является одной из причин ухудшения диэлектрических свойств последних. В то же время заметное увеличение кислотного числа нефтяного турбинного масла свидетельствует о его термоокислительной нестабильности, приводящей в условиях испытания к образованию кислых продуктов старения. [c.80]

    После ПХД наибольшим уровнем токсичности, очевидно, обладают органические фосфаты, благодаря своей огнестойкости и отличным триботехническим характеристикам используемые в различных гидравлических системах (в том числе — авиационных), а также в газовых и паровых турбинах и центробежных компрессорах. К недостаткам таких масел относится до- вольно высокая гигроскопичность по сравнению с нефтяными маслами (поглощение до 0,1% воды и более) в присутствии воды рабочая жидкость способна гидролизоваться с образованием кислых компонентов [145]. В процессе эксплуатации органических фосфатов отмечен значительный рост вязкости и кислотного числа, вспениваемости, масло чернеет с образованием черных хрупких отложений на деталях (особенно это относится к энергетическому оборудованию при 150°С срок службы масла может составить всего несколько недель, а при 260"С — несколько часов. К неблагоприятным экологическим свойствам органических фосфатов следует отнести их несовместимость с полихлоропреновыми и акрилонитрильными каучуками и лакокрасочными покрытиями. Продукты окисления масла отлага- [c.59]

    Органические кислоты, главным образом нафтеновые, открываются и выделяются также действием минеральных кислот. Всплывший слой минеральных масел и кислот экстрагируется нефтяным эфиром, растворитель удаляется выпариванием, а остаток, по взбал-тывании со спиртом, титруется спиртовой ш,елочью. Кислотное число нафтеновых кислот, по Лидову, колеблется от 213 до 239. Оно зависит от характера очищаемого продукта. [c.347]

    При окислении касторового масла происходит расщепление рицкно-левой кислоты, и образуется предельный альдегид энантон и ненасыщенная ундециленовая кислота СцНгаОг, а также нормальная валериановая кислота, дикарбоновые кислоты и т. п. Продукт окисления имеет при 100° С условную вязкость 9,0—9,5, кислотное число не более 20 мг КОН на 1 г, температуру застывания не выше 20° С. Применяется в бензоупорных консистентных смазках насосной, № 54, БУ и других, так как сравнительно трудно растворяется в бензине, лигроине, нефтяных маслах, а также в воде, В производстве смазок могут применяться также сурепное, соевое, пальмовое (кокосовое) и оливковое масла, технические показатели которых приведены в табл. 12. 13. [c.678]

    Коррозионное действие масел в отличие от их защитной способности проявляется при повышенных те1мпературах (от 80 до 300 С) и контактировании металла с объемом масла, в котором водный электролит отсутствует или его количество крайне незначительно. В большинстве случаев при контакте масел с металлами даже при высоких температурах коррозия бывает смешанной (и химической, и электрохимической). Ее вызывают некоторые серосодержащие соединения и нефтяные кислоты, содержащиеся в маслах в виде примесей и, как правило, удаляемые в процессах очистки. Способствуют коррозии также вторичные продукты окисления и термомехаиической деструкции масел. Органические кислоты образуются при окислении углеводородов и накапливаются в маслах при хранении и эксплуатации. Об их содержании и потенциальной коррозионной агрессивности масел судят по кислотному числу, которое для нефтяных масел не превышает 0,1 мг КОН/г. [c.36]

    Таким образом, наиболее безопасными в токсикологическом отношении из числа нефтяных являются масла нафтенопарафинового основания. Однако раковые заболевания у подопытных животных вызывают (кроме неочищенных масляных дистиллятов) масла неглубокой селективной очистки, кислотной очистки и гидроочистки обычного режима, экстракты селективной очистки и высококипящие фракции каталитического крекинга. Все эти продукты 1АКС относит к канцерогенным. [c.30]

    Асидол предста.ляет собой- густую жидкость, с удельным весом при 15° 0,93—0,97 и кислотным числом не ниже 200. Это смесь органических (нафтеновых) кислот, извлеченных из нефтепродуктов. Нафтеновые кислоты получают путем кислой обработки смол, которые являются продуктом очистки нефтяных осветительных и смазочных маоел. [c.15]

    При окислении касторового масла происходит расщепление рицинолевой кислоты, и образуется предельный альдегид энантон и ненасыщенная ундециленовая кислота СцНззОг, а также нормальная валериановая кислота, дикарбоновые кислоты и т. п. Продукт окисления имеет при 100° С условную вязкость 9,0—9,5, кислотное число не более 20 мг КОН на 1 г, температуру застывания не выше 20° С. Применяется в бензоунорных консистентных смазках насосной, № 54, ВУ и других, так как сравнительно трудно растворяется в бензине, лигроине, нефтяных маслах, а также в воде. [c.678]

    Panarez — серия смол па основе полимеризованных олефинов и диолефи-нов нефтяного происхождения, Т. пл. 93,3—104,4° йодное число 60—230 кислотное число О—1. Продукты в виде свер-дых смол, гранул, растворов. Применяются для лаков и красок, как компоиенты резин и пр. (758) [c.166]

    Работы Ларина в нашей лаборатории показали, что образование углеводородов может происходить при контакте кбтонов с активными глинами. Это подтвердило наше предположение об образовании нефтяных углеводородов через кислоты и кетоны в присутствии алюмосиликатов. В ряде опытов по обработке масляной кислоты над активной глиной нам удалось получить значительное снижение кислотного числа за счет образования дипропилкетона. Продуктов превращения дипропилкетона обнаружено не было ввиду большого избытка кислоты, но, несомненно, оно имеет место и протекает по указанной выше схеме [25], что будет нами показано в одной из ближайших работ. [c.265]

    Хлопковое масло (техническое) содержит большое количество глицеридов линолевой, олеиновой и пальмитиновой кислот, а также стеариновой, миристиновой и ара-хиновой. Нерафинированное масло выпускается по ГОСТ 1128—55 (йодное число 100—116, кислотное число от 4 до 14 мг КОН/г) и используется в осерненном и неосерненном виде для получения пластичных смазок. В нефтяных маслах техническое хлопковое масло, и особенно осерненное, ограниченно растворимо вследствие наличия в нем высокоплавких глицеридов. Поэтому удобнее пользоваться хлопковым маслом по МРТУ 18/137—66, из которого высокоплавкие глицериды удалены путем вымораживания ( салатное масло ). Такое масло вводится как антифрикционная присадка в масла для промышленных червячных передач. Салатное масло содержит большое количество глицеридов непредельных кислот, и его не следует рекомендовать для мбханизмов, работающих в особо напряженных температурных условиях, так как оно молтермоокислительную стабильность нефтяной основы. Осернение салатного масла, а также смешение его с осерненными продуктами при 80—100 °С способствуют насыщению непредельных связей и повышению стабильности масла. Для приготовления пластичных смазок широко используют гидрированное хлопковое масло под названием саломас , которое в нефтяных маслах ограниченно растворимо и поэтому в качестве присадки к маслам практически не применяется. [c.153]

    Выпускается двух марок МЖНП — микробный жир из н-парафинов и МЖНД — микробный жир из нефтяных дистиллятов кислотное число продукта не более 50 содержание неомыляемых не более 45 % число омыления не менее 130 содержание фосфатидов не более 30 % [c.267]

    По Кисслингу 50 г исследуемого масла и 50 см спиртовой щелочи (100 см 50%-го спирта и 7,5 г едкого натра) нагреваются в течение 5 минут при взбалтывании до 80°. Щелочь при этом растворяет кислотные примеси. Отделив спиртовый слой, уже хорошо отстоявшийся, при помопщ делительной воронки, его подкисляют соляной кислотой с прибавкой бензола для растворения смолистых частей. Этот бензол после отгонки оставляет взвешиваемое затем 1 5личество веществ кислого или по крайней ме ре растворимого в щелочах характера. Простое смоляное число, или, как его называет Кисслинг, коксовое смоляное число , определяется после того, как обработкой спиртовой щелочью масло освобождено от кислых смолистых частей. Для этого навеску масла (около 50 г) обрабатывают нефтяным эфиром (нормальным бензином), нерастворимые примеси отфильтровываются, промываются на фильтре тем же нeфтiftIым эфиром и взвешиваются. Как и в общем случае определения асфальта, качество бензина имеет существенное значение в нем безусловно не должно быть примеси ароматических углеводородов. По варианту того же способа, предложенному Крамером (67), смолистость определяется после исчерпывающего окисления примесей масла, способных окисляться, воздухом. Для этого Крамер берет 150 г масла в конической колбе, емкостью на 400 см , затем Б масло пропускается струя кислорода (или воздуха) в течение 70 час., со скоростью в 2 пузырька в секунду. При этом масло нагревается на масляной бане до 120° 50 г обработанного таким образом продукта еще 20 мин. нагреваются в колбе с обратным холодильником, после предварительного взбалтывания с 50 см спиртовой щелочи (состав как и у Кисслинга). После нагревания снимают холодильник, пять минут встряхивают смесь, дают отстояться и ио возможности весь спиртовый раствор отделяют помощью делительной воронки. Этот раствор экстрагируют затем 30 сл нефтяного эфира, подкисляют остаток соляной кислотой и экстрагируют раствор бензолом. [c.295]

    При крекинге фракций, являющихся сложной смесью углеводородов разной реакционной способности, активность обменных форм цеолитов типа X и Y в конверсии исходного сырья определяется общей кислотностью [22], а селективность выхода продуктов— наличием кислотных центров определенной силы [18, 21]. На рис. 3,15 приведена зависимость конверсии нефтяной фракции (газойля) от протонной кислотности кальциевой, марганцевой и редкоземельной (лантановой) форм цеолита типа X [22], Влияние кислотности цеолита REHY, изменяемой термопаровой обработкой, на селективность выхода бензина и кокса при крекинге нефтяной фракции показано на рис, 3.16. Факторы бензина и кокса, определяемые как отношение нх выхода на исследуемом катализаторе к выходу на стандартном катализаторе при равной конверсии сырья, существенно зависят от числа сильнокислотных центров Hq —8,2 мэкв/г) [18]. С уменьшением числа сильнокислотных центров при термопаровой обработке селективность по бензину растет, а по коксу—падает. Это свидетельствует об отрицательном влиянии сильнокислотных центров на селективность выхода бензина при крекинге нефтяных фракций. [c.38]

    Надежнее данные по эффективности колонок или влиянию скорости выкипания на эффгктивность могут быть получены лишь в том случае, если обратить особое внимание на тщательную очистку компонентов двойной смеси, которой пользуются для испытания. н-Гептан для смеси н-гептана и метилциклогексана не следует брать нефтяного происхолвозможного присутствия изомерных углеводородов. н-Гептан следует разгонять на колонке эффективностью, по крайней мере, 100 теоретических тарелок при большом флегмовом числе. Для смеси при испытаниях колонок следует применять лишь те фракции, которые имеют хорошие показатели преломления и точку замерзания. Метилциклогексан получают гидрированием чистого толуола, предпочтительно выделенного из нефти. Метилциклогексан предварительно следует промыть несколькими небольшими порциями концентрированной серной кислоты до тех пор, пока кислотный слой не перестанет окрашиваться. Вслед за этим углеводород следует промыть водой, разбавленным раствором водного едкого натра, наконец вновь водой и затем высушить. Окончательной стадией очистки является ректификация промытого и высушенного продукта на колонке эффгктивностью, по крайней мере, 100 теоретических тарелок при большом флегмовом числе. Для смеси следует применять лишь те фракции, которые имеют соответствующие показатели преломления и точку замерзания. Несмотря на эти предосторожности, определение эффективности, особенно колонок высокой эффективности, может оказаться ошибочным. [c.251]

    Продукт жидкофазной ступени, получаемый при работе на взвеси катализатора, содержит около 15—20 частей бензина, 40—45 частей среднего масла и 40 частей тяжелого циркулирующего масла. В качестве конечных продуктов получают 80—82% бензина и 10% сжиженного нефтяного газа. В указанный общий выход бензина включен бензин жидкофазной ступени, который вместе со средним маслом подвергают очистке в ступени предварительного насыщения или специальной кислотной и щелочной промывке. Октановое число бензина ступени парофазного гидрокрекинга или бензинирования по исследовательному методу равно около 70 без ТЭС или около 82 после добавки 0,5 мл л ТЭС. При смешении с низкокачественным бензином жидкофазной ступени и прямогонным бензином, выделенным из исходной нефти, получается товарный бензин с более низкой детонационной стойкостью. [c.450]

    В соответствии с данными функционального анализа и результатами спектроскопического исследования молекулы азотистых соединений продуктов разделения К-4 всех нефтяных пластов представлены главным образом индоль-ными производными (фракции С1) и циклическими амидами — производными пиридона (фракции Сз). Возможность такого порядка выхода азотсодержащих соединений на силикагеле согласуется с кислотно-основным механизмом адсорбции, в соответствии с которым слабоосновные соединения сильнее удерживаются на кислотных центрах указанного адсорбента, чем соединения азота нейтрального характера (карбазолы) [85]. Молекулы азотистых соединений К-5, десорбированные спиртобепзольпой смесью (С ), аналогичны по относительному удерживанию компонентам фракций С. . Вследствие этого, а также на основании данных функционального и спектрального анализов структуры средних молекул этих элюатов можно отнести к пиридоновым производным. Извлечение их в концентраты К-5 объясняется более насыщенным характером люлекул такого типа и в связи с этим. лучшей растворимостью комплексных соединений в углеводородной среде [86]. Основные различия средних структурных единиц молекул бензольных фракций исследуемых нефтей заключаются а) в нанвысшей степени цикличности для пласта ЛВв+7(Яо = 7,3) и наинизшей — для БВд(71Гд = 5,2) б) в числе ароматических колец, равном трем для пластов АВе+, и БВд и двум для Ю1, одно из которых в случае азотсодержащих соединений является пиррольным в) в большем числе атомов углерода в алифатическом замещении для БВд и меньшем — для других двух нефтей. [c.155]

chem21.info