Анализируемая нефть

Cтраница 1

Анализируемая нефть непрерывным потоком поступает в емкостные преобразователи, установленные вертикально на 2-дюймовом байпасе технологического трубопровода таким образом, чтобы они находились в одинаковых температурных условиях. [1]

Функциональная схема измерителя солесодержания нефти на потоке. [2]

Анализируемая нефть через распылитель 3, который превращает ее в аэрозоль, вводится в горелку через специальный канал в центральном электроде. При попадании в высокочастотную горелку нефтяной аэрозоли находящийся в ней элемент Na возбуждается. Интенсивность излучения линий натрия будет пропорциональна количеству атомов, введенных в пламя горелки. Это излучение с помощью узкополосного монохроматического фильтра выделяется и попадает на фотоэлектронный умножитель 4, собранный из элементов ФЭУ-27, который преобразует световую энергию излучения в электрическую. [3]

Анализируемую нефть ( нефтепродукт) взвешивают с погрешностью не более 0 0002 г в фарфоровой ( или кварцевой) лодочке, равномерно распределяя ее по всей лодочке. [4]

Когда анализируемая нефть ( нефтепродукт) примет предполагаемую температуру застывания, прибор наклоняют под углом 45 и выдерживают в таком положении, не вынимая из охлаждающей смеси, в течение 1 мин. [5]

Если анализируемая нефть содержит воду, затрудняющую фильтрование, раствору навески дают отстояться в течение 10 - 20 мин, после чего сначала фильтруют бензольный ( бензиновый) раствор, сливая его с отстоя. Затем отстой разбавляют 5 -, 10-кратным количеством спиртоэфирной смеси и также фильтруют. [6]

Пробу анализируемой нефти хорошо перемешивают в течение 10 мин встряхиванием в склянке, заполненной не более чем на 2 / з ее объема. [7]

Пробу анализируемой нефти ( нефтепродукта) перемешивают в течение 5 мин. Вязкие и парафинистые нефти ( нефтепродукты) предварительно нагревают до 50 - 60 С. Если в исходной пробе нефти ( нефтепродукта) содержание воды более 0 5 %, то ее обезвоживают фильтрованием через прокаленный хлорид натрия или другое твердое обезвоживающее вещество. [8]

При перемешивании анализируемой нефти ( нефтепродукта) нагревают прибор, повышая температуру со скоростью 5 - 8 С / мин для пробы с температурой вспышки от 50 до 150 С и 10 - 12 С / мин для пробы с температурой вспышки выше 150 С. При анализе нефти ( нефтепродукта) с температурой вспышки ниже 50 С нагревание проводят со скоростью 1 С / мин при непрерывном перемешивании от начала до конца анализа. За 30 С до предполагаемой температуры вспышки скорость нагревания уменьшают до 2 С / мин. Когда нефть ( нефтепродукт) нагреется до температуры на 10 С ниже предполагаемой температуры вспышки, проводят анализ на вспышку через 1 С для нефти ( нефтепродукта) с температурой вспышки до 150 С и через 2 С, если температура вспышки выше 150 С. [9]

Если в анализируемой нефти ( нефтепродукте) содержится более 5 % серы, то ее предварительно разбавляют бессернистым медицинским или любым маловязким минеральным маслом. [10]

Пробирку с анализируемой нефтью ( нефтепродуктом) и термометром помещают в водяную баню и термостатируют при 50 1 С, пока нефть ( нефтепродукт) не примет эту температуру. Затем пробирку вынимают из бани, вытирают насухо и вставляют с помощью корковой пробки в пробирку-муфту, высотой 130 Ш мм и внутренним диаметром 40 2 мм. Если температура застывания анализируемой нефти ( нефтепродукта) ниже 0 С, то в пробирку-муфту предварительно наливают 0 5 - 1 0 мл серной кислоты, олеума или другого осушителя. Осушитель в пробирке-муфте необходим для поглощения влаги из воздуха и предупреждения появления на стенках росы при охлаждении. Собранный прибор закрепляют в штативе в вертикальном положении. Когда анализируемая нефть ( нефтепродукт) охладится до 35 5 С, прибор опускают в охлаждающую смесь. В качестве охлаждающей смеси применяют этанол с твердым диоксидом углерода или другие реагенты, обеспечивающие необходимую температуру. Температуру охлаждающей смеси поддерживают с точностью 1 С. [11]

Затем 1 см3 анализируемой нефти помещают в цилиндр и доводят хлороформом до 10 см3; 2 см3 этой смеси переносят в хроматографи-ческую колонку и обрабатывают как стандартные образцы. [12]

Установив границу температуры застывания анализируемой нефти ( нефтепродукта) с точностью до 4 С, определение повторяют, снижая или повышая температуру испытания на 2 С. Исследование продолжают до тех пор, пока мениск нефти ( нефтепродукта) не перестанет смещаться. При повторном ( проверочном) испытании при температуре на 2 С выше установленной температуры застывания мениск нефти ( нефтепродукта) должен смещаться. [13]

Применение его позволило уменьшить объем проб анализируемой нефти и значительно упростить аппаратурное оформление, давая при этом качественно и количественно лучшие результаты. Необходимо отметить, что при применении метода газо-жидкостной хроматографии, особенно при разделении на капиллярных колонках, основные трудности связаны не столько с разделением смеси метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов, содержащихся в нефтях, сколько со сложностью их идентификации. Поэтому во всех работах, посвященных разделению и анализу смеси углеводородов, большое внимание уделяется расшифровке хроматографических пиков различными методами. [14]

Физико-химических параметров с составом или свойством анализируемой нефти или нефтепродукта, калибровка1которого осуществляется контрольными ( стандартными) образцами, аттестованными соответствующим стандартным методом испытаний. [15]

Страницы: 1 2 3 4