Химия нефти и газа. Khimia_nefti_i_gaza Каскинов В.У.. Нефтегазовое дело

• Название: Нефтегазовое дело
• Анкор: Химия нефти и газа
• Дата: 18.11.2022
• Размер: 423.18 Kb.
• Имя файла: Khimia_nefti_i_gaza Каскинов В.У..docx
• Тип: Лабораторная работа; #797419

Министерство образования и науки Российской Федерации

филиал федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего образования

«Российский государственный университет нефти и газа

(национальный исследовательский университет)

имени И.М. Губкина» в г. Оренбурге

(филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге)
Отделение химической технологии переработки нефти и газа и экологии

Лабораторная работа

«Определение плотности»

(специальность 210301 «Нефтегазовое дело»)

Выполнил:

студент группы ОРНз-16-01

В.У. Каскинов
Проверила:

старший преподаватель

Н.Г. Береговая

Оренбург 2019

Цель работы: определение плотности нефтепродукта.

Ход работы.

Определение плотности ареометром. Данный способ основан на законе Архимеда, согласно которому тело, погруженное в жидкость, теряет в воде вес столько, сколько весит вытесненный им объем жидкости.

Ареометр с постоянным весом представляет собой стеклянный цилиндрический сосуд, снабженный снизу балластом в виде мелких металлических шариков. Градуировку ареометров производят через 0,0005 в известном интервале и относят к плотности воды при 4С. Таким образом, по показаниям ареометра непосредственно определяем относительную плотность ρ₄²⁰.

В чистый достаточно широкий стеклянный цилиндр наливаем испытуемый продукт, температура которого не должна отклоняться более чем на 5С от температуры окружающей среды. Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускаем в нефтепродукт, держа его за верхний конец. После того как ареометр уравновесится, т.е. прекратятся его колебания, производим отсчет по верхнему края мениска.

Результаты проведения лабораторной работы.

ρ₄²⁰=809 кг/м³

Вывод: используя ареометр, измерили плотность нефтепродукта.

Министерство образования и науки Российской Федерации

филиал федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего образования

«Российский государственный университет нефти и газа

(национальный исследовательский университет)

имени И.М. Губкина» в г. Оренбурге

(филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге)
Отделение химической технологии переработки нефти и газа и экологии

Лабораторная работа

«Определение вязкости»

(специальность 210301 «Нефтегазовое дело»)

Выполнил:

студент группы ОРНз-16-01

В.У. Каскинов
Проверила:

старший преподаватель

Н.Г. Береговая

Оренбург 2019

Цель работы: определить вязкость нефтепродукта.

Ход работы.



Рис.1 Капиллярные вискозиметры: а - вискозиметр Пинкевича; б – ВПЖ – 2

В чистый, хорошо высушенный вискозиметр набираем пробу испытуемого нефтепродукта. Далее, зажав пальцем колено и повернув вискозиметр, опускаем колено в сосуд с жидкостью и засасываем ее с помощью груши следя за тем, чтобы в жидкости не образовались пузырьки воздуха. В тот момент, когда жидкость достигнет отметки, вискозиметр вынимаем из сосуда и быстро переворачиваем в нормальное положение.

Вискозиметр закрепляем вертикально в штативе. Определяем время опускания мениска жидкости от отметки М₁ до М₂.

Для расчет кинематической вязкости определяем среднее арифметическое время истечения трех отсчетов.

τ₁ = 66 с

τ₂ = 65 с

τ₃ = 66 с

с

Кинематическую вязкость испытуемого продукта вычисляем по формуле:

ν = сτ,

где ν – кинематическая вязкость, мм²/с;

с – постоянная вискозиметра, мм²/с²;

τ – среднее арифметическое отсчетов времени истечения жидкости, с.

ν = 0,029119 × 65,67 = 1,91 мм²/с

Вывод: используя вискозиметр, определили вязкость нефтепродукта.

Министерство образования и науки Российской Федерации

филиал федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего образования

«Российский государственный университет нефти и газа

(национальный исследовательский университет)

имени И.М. Губкина» в г. Оренбурге

(филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге)
Отделение химической технологии переработки нефти и газа и экологии

Лабораторная работа

«Определение фракционного состава нефти»

(специальность 210301 «Нефтегазовое дело»)

Выполнил:

студент группы ОРНз-16-01

В.У. Каскинов
Проверила:

старший преподаватель

Н.Г. Береговая

Оренбург 2019

Цель работы: получить 3 прямогонных фракций.

Аппаратура и реактивы: круглодонная колба вместимостью 2000 см³, насадка Вюрца, термометр 0 – 360⁰С, холодильник Либиха, мерный цилиндр вместимостью 250 см³, приемники продукта отгона – колбы на 100 мл, колбонагреватель, штативы.

Ход работы.

В круглодонную колбу отмеряем 1 дм³ нефти, положим кипелки. В горловину вставляется насадка Вюрца и колба закрепляется в штативе, после чего холодильник, подсоединенный противотоком к продукту конденсации закрепляется на соседнем штативе и герметично подгоняется к насадке, вставленной к колбе. В насадку плотно вставляем термометр. Под колбу с нефтью подставляется колбонагреватель, а на оконечник холодильника надевается аллонж, под которым устанавливается преемник продукта. Колбу с нефтепродуктом накрываем асбестовым полотном. Все соединения на шлифе смазываем вазелином.



Рис.1 Прибор для определения фракционного состава.

Проведение испытания.

1. 
   Предварительно включив вытяжку и водяное охлаждение, производим включение колбонагревателя;
   
2. 
   Ведем постепенный нагрев нефтепродукта и наблюдаем за подъемом температуры;
   
3. 
   При падении первой капли продукта в приемник, засекаем температуру и записываем ее, как начало кипения фракции № 1, и отгоняем около 40-50 мл. Температура, при которой в приемник упала последняя капля, считается концом кипения этой фракции;
   
4. 
   Колба с фракцией подписывается и закрывается;
   
5. 
   Аналогично получаем остальные фракции.
   

Обработка результатов.

№ фракции	tн.к., °С	tк..к., °С	Масса пустой колбы, г	Масса колбы с продуктом, г	Масса продукта, г	Выход фракции на нефть, % масс.
1.	75	102	74,5	204,1	129,6	36,21

Вывод: мы получили 1 прямогонную фракцию.

Министерство образования и науки Российской Федерации

филиал федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего образования

«Российский государственный университет нефти и газа

(национальный исследовательский университет)

имени И.М. Губкина» в г. Оренбурге

(филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге)
Отделение химической технологии переработки нефти и газа и экологии

Лабораторная работа

«Определение содержания непредельных углеводородов

в нефтяных топливах»

(специальность 210301 «Нефтегазовое дело»)

Выполнил:

студент группы ОРНз-16-01

В.У. Каскинов
Проверила:

старший преподаватель

Н.Г. Береговая

Оренбург 2019

Цель работы: определить содержание непредельных углеводородов.

Аппаратура и реактивы: капельница, колба плоскодонная с притертой пробкой вместимостью 500 см³, цилиндр мерный вместимостью 150 см³, бюретка вместимостью 50 см³, пипетки вместимостью на 1, 5, 25 см³, весы аналитические, спирт этиловый, спиртовой раствор йода 0,1н , йодистый калий 10%, дистиллированная вода, тиосульфат натрия 0,1н , крахмал растворимый свежеприготовленный.

Ход работы.

1. 
   В капельницу помещаем 1 мл испытуемого продукта и взвешиваем на весах, результат записываем;
   
2. 
   Далее в колбу емкостью 500 см³ с притертой пробкой наливаем 5 мл этилового спирта и прикапываем весь нефтепродукт из капельницы;
   
3. 
   Взвешиваем капельницу и по разности определяем массу испытуемого продукта;
   
4. 
   Затем в колбу приливаем из пипетки 25 мл 0,1н спиртового раствора йода, плотно закрываем колбу пробкой, предварительно смоченным раствором 10% йодистого калия и осторожно встряхиваем колбу;
   
5. 
   Приливаем к содержимому 150 мл дистиллированной воды, закрываем колбу пробкой, взбалтываем в течение 5 минут и оставляем в покое на 5 минут в темном месте;
   
6. 
   После этого пробку со стенки колбы обмываем небольшим количеством дистиллированной воды;
   
7. 
   Содержимое колбы титруем 0,1н раствором тиосульфата натрия;
   
8. 
   Когда жидкость в колбе примет светло-желтый цвет, приливаем в колбу 4-5 капель раствора крахмала и продолжаем титровать до исчезновения синевато-фиолетового окрашивания;
   
9. 
   Параллельно проводим контрольный опыт, выполняя описанную последовательность операций без нефтепродукта. При этом йод не расходуется на взаимодействие с непредельными и, следовательно, объем тиосульфата натрия, пошедшего на титрование в контрольном опыте, всегда больше, чем объем того же раствора, пошедшего на титрование в опыте с исследуемым нефтепродуктом.
   

Оформление результатов.

Йодное число испытуемого продукта вычисляют по формуле:

Й.Ч.=

где V – объем 0,1н раствора тиосульфата натрия, пошедшего на титрование в контрольном опыте, мл;

V₁ –объем того же раствора, пошедшего на титрование в опыте с нефтепродуктом, мл;

Т – титр раствора тиосульфата натрия, выраженный в граммах йода (Т= 0,0127 г);

G – навеска испытуемого нефтепродукта, г.

Мср= 60+0,3*Тср+0,001*Т²_ср=60+0,3*72+0,001*72²=86,784 г/моль

Где М_ср – средняя молекулярная масса непредельных углеводородов исследуемой фракции, г/моль;

Т_ср – средняя температура кипения исследуемой фракции, ºС.



где О – содержание олефинов, % масс.;

ЙЧ – йодное число исследуемой фракции;

М_ср – средняя молекулярная масса непредельных углеводородов исследуемой фракции, г/моль;

254 – молекулярная масса йода, г/моль.



где

Т_ср – средняя температура кипения исследуемой фракции, ºС;

Т_н.к. – температура начала кипения исследуемой фракции, ºС;

Т_к.к. – температура конца кипения исследуемой фракции, ºС.

Вывод:мы определили содержание непредельных углеводородов в нефтяном топливе.

Министерство образования и науки Российской Федерации

филиал федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего образования

«Российский государственный университет нефти и газа

(национальный исследовательский университет)

имени И.М. Губкина» в г. Оренбурге

(филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге)
Отделение химической технологии переработки нефти и газа и экологии

Лабораторная работа

«Определение содержания ароматических углеводородов»

(специальность 210301 «Нефтегазовое дело»)

Выполнил:

студент группы ОРНз-16-01

В.У. Каскинов

Проверила:

старший преподаватель

Н.Г. Береговая

Оренбург 2019

Цель работы: определить содержание ароматических углеводородов в нефтепродукте.

Аппаратура и реактивы: мерная делительная воронка, мерные цилиндры, колбы конические, серная концентрированная кислота Н₂SO₄ (98,5 – 99% - ная), карбонат натрия 10% раствор, хлористый кальций гранулированный или кристаллический, дистиллированная вода, лакмусовая бумага, штатив, весы аналитические.

Ход работы.

В мерную делительную воронку наливаем 30 мл концентрированной серной кислоты (98,5 – 99% - ной). Затем осторожно приливаем 10 мл нефтепродукта. Сверху мерную делительную воронку плотно закрываем пробкой и охлаждаем. После охлаждения смесь осторожно встряхиваем в течение одной минуты, периодически открывая пробку для выпуска образовавшихся газов. По окончании перемешивания мерную делительную воронку устанавливаем вертикально в штативе и даем смеси отстояться 1 час. По истечении этого времени отмечаем объем бензина. После из мерной делительной воронки сливаем нижний (кислотный) слой, а оставшийся продукт промываем: 10% карбонатом натрия, а затем дистиллированной водой до нейтральной реакции лакмусовой бумагой. Тщательно отделив от воды, фракцию переносим в сухую колбу и высушиваем прокаленным хлоридом кальция. Промытый и высушенный продукт используется далее для определения анилиновых точек нефтепродукта.


V₁=10*p_дс=10*0,809=8,09

V₂=7,8*p_пс=7,8*0,603=6,03


где

А₀ – содержание ароматических соединений, % об.;

V₁ – объем исследуемой фракции, взятый на сульфирование, см³;

V₂ – объем исследуемой фракции после сульфирования, см³.
А = - О,



где

А – содержание ароматических соединений, % масс.;

– содержание ароматических соединений, % масс.;

О – содержание олефинов, % масс.
Вывод: определили содержание ароматических углеводородов в нефтепродукте.

Министерство образования и науки Российской Федерации

филиал федерального государственного бюджетного образовательного

учреждения высшего образования

«Российский государственный университет нефти и газа

(национальный исследовательский университет)

имени И.М. Губкина» в г. Оренбурге

(филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге)
Отделение химической технологии переработки нефти и газа и экологии

Лабораторная работа

«Определение анилиновой точки нефтяных топлив»

(специальность 210301 «Нефтегазовое дело»)

Выполнил:

студент группы ОРНз-16-01

В.У. Каскинов
Проверила:

старший преподаватель

Н.Г. Береговая

Оренбург 2019

Цель работы: определить анилиновую точку нефтепродукта.

Аппаратура и реактивы: пробирка, химический стакан, корковая пробка, термометр, проволочная мешалка, химически чистый анилин , электрическая плитка, штатив.

Ход работы.

Прибор для определения анилиновых точек состоит из внутренней пробирки 1, вставленной при помощи корковой пробки во внешнюю пробирку 2. Пробирки устанавливают в стакане 3 с водой. В пробирку 1на корковой пробке введены нормальный термометр 4 и проволочная мешалка 5. Стакан 3, снабженный мешалкой 6, помещают на проволочной сетке 7 на штативе и обогревают открытым пламенем горелки 8.



Рис. 1Прибор для определения анилиновых точек.

В чистую и сухую пробирку 1 помещаем 2 мл химически чистого анилина и 2 мл испытуемого топлива, плотно закрываем пробирку пробкой с термометром 4 и мешалкой 5и укрепляем в стакане 3. Испытуемый продукт набираем из пипеток емкостью 2 мл. Термометр помещаем так, чтобы середина ртутного шарика находилась на линии раздела слоев анилина и испытуемого продукта.

Затем воду в стакане начинаем медленно нагревать электрической плиткой. Смесь в пробирке и воду в бане непрерывно перемешиваем мешалками до тех пор, пока анилиновый раствор не станет совершенно прозрачным. После этого убираем горелку и охлаждаем баню при медленном перемешивании воды. Перемешивание раствора при этом прекращаем до появления в пробирки следов разделения смеси на фазы. Затем вновь начинаем перемешивание, в результате чего в первый момент муть исчезает, но затем наступает общее равномерное помутнение раствора, скрывающее шарик термометра.

Наивысшая температура, при которой появляется равномерное помутнение смеси анилин-нефтепродукт, не исчезающее при перемешивании смеси называют анилиновой точкой.

,



где

Н₁ – содержание нафтеновых углеводородов в расчете на сульфированный продукт, % масс.;

К – поправочный коэффициент, находим по таблице 1 (по значению А₀, % об.);

Т_эксп. – температура анилиновой точки, ºС.

Т_теор. – находят по таблице 2 (по значениям Т_ср и М_ср), ºС;

– плотность нефтепродуктов после сульфирования, г/см³.

,



где

– плотность нефтепродуктов после сульфирования, г/см³.

К – поправочный коэффициент, находим по таблице 1 (по значению А₀, % об.);

– плотность нефтепродуктов до сульфирования, г/см³.

,



где

Н – содержание нафтеновых углеводородов в расчете на исходный продукт, % масс.;

Н₁ – содержание нафтеновых углеводородов в расчете на сульфированный продукт, % масс.;

А – содержание ароматических соединений, % масс.;

О – содержание олефинов, % масс.
П = 100 – (О + А + Н),



где

П – содержание парафинов в нефтепродукте, % масс.;

Н – содержание нафтеновых углеводородов в расчете на исходный продукт, % масс.;

А – содержание ароматических соединений, % масс.;

О – содержание олефинов, % масс.

Вывод: определили анилиновую точку нефтепродукта, содержание нафтенов и парафинов в нефтепродукте.