Ионохроматографическое определение неорганических анионов в нефти
Способы пробоподготовки нефти. Определение неорганических анионов в образцах нефти методом двухколоночной ионной хроматографии. Сравнительное исследование между методом потенциометрического титрования и методом двухколоночной ионной хроматографии.
Рубрика | Химия |
Вид | курсовая работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 03.08.2017 |
Размер файла | 622,8 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение высшего образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт нефти и газа
Кафедра химии и химической технологии природных энергоносителей и углеводородных материалов
КУРСОВАЯ РАБОТА
Ионохроматографическое определение неорганических анионов в нефти
Руководитель О.П. Калякина
Студент НБ15-04Б, 081509413 В.В. Пузик
Красноярск 2017
Содержание
Введение
1. Литературная часть
1.1 Основы метода ионной хроматографии
1.1.1 Двухколоночная ионная хроматография
1.2 Коррозионное действие солей, содержащихся в нефти
1.3 Обессоливание и обезвоживание нефти
1.4 Потенциометрическое титрование
2. Экспериментальная часть
2.1 Реактивы, приборы и оборудование
2.2 Методика эксперимента
2.3 Объекты исследования
2.4 Пробоподготовка
2.5 Обсуждение результатов
Выводы
Список использованных источников
Введение
В транспортировке нефти и ее переработке основные проблемы коррозионного износа связаны с наличием сероводорода, неорганических солей, механических примесей в виде песка, глины и других пород, а так же воды. При перегонке нефти примеси могут частично оседать на стенках труб, что приводит к ускорению износа аппаратуры. Перегонка нефти, содержащей соли, становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а так же отложения солей в трубах печей и теплообменниках. В частности, ионы хлора оказывают большое влияние на внутренние стенки трубопровода, вызывая наиболее опасную локальную коррозию, которая развивается с высокой скоростью и вследствие малых размеров обнаруживается только в момент выхода оборудования из строя. Поэтому коррозия часто является причиной возникновения пожароопасных и взрывоопасных ситуаций.
В связи с вышеперечисленным, перед химиками стоит важная практическая задача определения неорганических анионов в сырой нефти.
Современным чувствительным, селективным, экспрессным и универсальным методом анализа неорганических ионов является ионная хроматография, поэтому именно этот физико-химический метод анализа был выбран мной для исследования образцов нефти.
Целью данной работы является определение неорганических анионов в образцах нефти методом двухколоночной ионной хроматографии.
Объектами исследования являются образцы нефти из северных месторождений.
Задачами данной работы являются:
1) Освоить метод ионной хроматографии и способы пробоподготовки нефти
2) Провести сравнительное исследование концентраций неорганических анионов в образцах.
3) Провести сравнительное исследование между методом потенциометрического титрования и методом двухколоночной ионной хроматографии.
1. Литературная часть
1.1 Основы метода ионной хроматографии
ионный хроматография неорганический анион
Ионная хроматография - метод разделения органических и неорганических ионов, высокоэффективный вариант ионообменной хроматографии с применением кондуктометрического детектирования разделенных ионов.
В основе метода ионной хроматографии лежит процесс ионного обмена между ионообменником и анализируемым раствором.
Ионная хроматография представляет собой вариант колоночной элюентной ионообменной хроматографии. Подвижная фаза (элюент) служит для перемещения веществ через хроматографическую систему. Разделение в этом случае происходит благодаря разному сродству компонентов определяемой смеси к неподвижной фазе и, следовательно, разным скоростям перемещения по колонке. Неподвижной фазой в ионообменной хроматографии является ионообменник.
Ионный обмен заключается в том, что некоторые вещества (ионообменники) при погружении в раствор электролита поглощают из него катионы или анионы, выделяя в раствор эквивалентное число других ионов с зарядом того же знака.
Разделение анионов производится на анионообменниках, содержащих фиксированные группы -NR3, -NHR2, -NH2R и анионы как противоионы. Наиболее распространенными элюентами при определении анионов являются (1-5)'10~3 М растворы карбоната, гидрокарбоната или гидроксида натрия.
Время и порядок элюирования анионов определяется их зарядом и размером гидратированного иона. Ионы удерживаются тем сильнее, чем больше их заряд и размер гидратированного иона. Элюирующая способность подвижной фазы возрастает с увеличением концентрации ионов, содержащихся в ней, и их сродства к ионообменнику.
Результатом ионхроматографического исследования является хроматограмма - график зависимости электропроводности исследуемого раствора от времени анализа, т.е. каждый пик на хроматограмме [1].
С помощью метода ионной хроматографии можно определить ионный состав практически любого жидкого объекта.
Особенности метода ионной хроматографии:
· возможность определения требуемых ионов за один анализ в пробах с мешающими ионами и/или органическими соединениями;
· универсальность - определение катионов и анионов (в том числе органических);
· широкий выбор проверенных методик по различным областям применения от экологического контроля до анализа напитков и технических продуктов.
Преимущества метода:
· низкий предел обнаружения метода с химическим подавлением фона до 2-4 мкг/л (для анионов);
· широкий линейный диапазон определения с электронным подавлением фона 5-25000 мкг/л (для хлорид-аниона);
· минимальная величина пробы 200-500 мкл;
· возможность автоматизации всех стадий процесса от пробоподготовки до детектирования;
· относительно высокая производительность при использования автосамплера.
Ограничения метода:
· ограниченно используется для анализа органических соединений;
· ограниченно используется для анализа металлов;
· ограниченно используется для анализа полимеров;
· не используется для анализа газов
Широкое распространение ионной хроматографии в геологии, биохимии, фармацевтике и медицине, а также для контроля объектов окружающей среды и пищевых продуктов обусловлено рядом ее несомненных достоинств:
- возможностью одновременного определения большого спектра неорганических и органических катионов или анионов;
- высокой чувствительностью определения без предварительного концентрирования, селективностью и экспрессностью;
- малым объемом анализируемой пробы;
- широким диапазоном определяемых концентраций;
- возможностью использования различных детекторов и их комбинаций, что позволяет обеспечить селективность и малое время определения;
отсутствием предварительной пробоподготовки во многих случаях [2].
1.1.1 Двухколоночная ионная хроматография
Этот вариант ИХ основан на подавлении фоновой электропроводности электролита (подвижной фазы), содержащегося в элюенте для разделения смеси ионов на колонке, с помощью второй ионнообменной колонки, расположенной между разделительной колонкой и детектором. Блок-схема хроматографа представлена на рисунке 1 [3].
Рисунок 1 Блок-схема ионного хроматографа
С помощью насоса под давлением (которое, как правило, не превышает 10 МПа) элюент с анализируемыми веществами подается через систему ввода в разделяющую колонку, где происходит разделение веществ по ионообменному механизму. Далее, разделенные ионы попадают в подавительную колонку, заполненную ионообменником большой обменной емкости, где происходит нейтрализация подвижной фазы и удаление электролита из элюента. Эта система предназначена для достижения максимального разделения кондуктометрических сигналов определяемого иона и элюент. Анализируемые вещества затем попадают в кондуктометрическую кювету (детектор), сигнал с которого регистрируется самописцем или персональным компьютером [4]. Типичная хроматограмма приведена на рисунке 2.
Рисунок 2 Хроматограмма смеси двух веществ
Существуют два способа детектирования -- прямой и косвенный. В первом способе элюент переводят в соединение с низкой электропроводностью, а определяемый ион -- в высокопроводящее соединение и детектирование проводят по положительным, пикам. Во втором - наоборот.
В двухколоночном методе используются две последовательно соединенные хроматографические колонки. В первой колонке ионы разделяются с помощью ионообменной смолы низкой емкости, в качестве элюентов используются сильно разбавленные растворы электролитов. Во второй колонке высокой емкости происходит подавление фоновой активности элюента за счет его химической модификации [5].
Элюенты, предназначенные для двухколоночной системы, должны отвечать двум основным требованиям: вытеснять ионы из разделительной колонки и вступать в реакции обмена в подавительной системе с образованием слабо диссоциирующих соединений, обладающих низкой проводимостью. Наиболее распространенными элюентами для определения анионов являются разбавленные растворы солей угольной кислоты (NaHCO3). Анионит в разделяющей колонке находится в НСОз-- форме. Подавляющей системой служит колонка, заполненная катионообменником высокой емкости в Н+ - форме. В этом случае, в разделяющей и подавляющей колонках имеют место следующие равновесия:
разделяющая колонка:
R-HCO3 + Na+ + (Cl-, NO3-) - R-Na + H2CO3, (3)
подавляющая колонка:
R-H + Na+ + HCO3- - R-Na + H2CO3, (4)
R-H + Na+ + (Cl-, NO3-) - R-Na + H+ + (Cl-, NO3-). (5)
Определяемые анионы попадают в кондуктометрический детектор в виде сильных кислот (HCI, HNO3), имеющих высокую электропроводность на фоне слабой угольной кислоты Н2СО3. Эквивалентная электропроводность Н+ выше электропроводности катионов. Такая система детектирования обеспечивает максимальную чувствительность определения.
Пределы детектирования анионов лежат в интервале 0,1 - 1,0 мг/дм3. Метод прост и пригоден для разделения неорганических и органических анионов как при анализе загрязнений окружающей среды - воздуха и воды, так и при анализе сложных образцов различного ионного состава, в том числе пищевых продуктов и медикаментов [4].
Важным достоинством двухколоночного варианта ионной хроматографии являются низкие пределы обнаружения ионов и линейность градуировочного графика в широком интервале их концентрации. Это дает возможность использовать метод стандартов в количественном анализе без обязательного построения градуировочного графика [6].
1.2 Коррозионное действие солей, содержащихся в нефти
Нефть представляет собой многокомпонентную смесь, в основном углеводородов разного строения с различной молекулярной массой и с небольшой примесью минеральных соединений. При добыче, транспортировании и переработке нефти коррозионное действие на оборудование и трубопроводы оказывают, главным образом, примеси нефти (сероводород, соленая вода, кислород). В нефти разных месторождений они содержатся в различных количествах.
Все примеси нефти, оказывающие коррозионное воздействие, можно разделить на две группы: олеофобные и олеофильные. К олеофобным относятся те, которые по своей природе не растворимы в нефти -- это вода и растворенные в ней неорганические соли, а также твердые соли, механические примеси (песок, глина), свободный сероводород и др. Эти примеси находятся в другой фазе, диспергированной в нефти [7].
Как известно, нефть вместе с сопутствующей ей пластовой водой залегает в геологических формациях, состоящих из таких пород, как песчаники, известняки, доломит и др. Породы, в которых залегает нефть и с которыми контактирует пластовая вода (хлориды, сульфиды, карбонаты и др.), определяют состав и концентрацию минеральных солей, содержащихся в ней. В процессе добычи нефти обычно сопутствующая пластовая вода своим напором вытесняет нефть из пористых пород пласта к скважинам. В зависимости от структурных свойств пласта, скорости отбора нефти, ее вязкости и по другим причинам приток воды к скважине вместе с нефтью может быть разным. В начальный период добычи на новом месторождении из скважин часто получают безводную или малообводненную нефть. Однако со временем обводненность добываемой нефти увеличивается с различной скоростью и на старых промыслах иногда достигает 80--90%. Средняя обводненность добываемой в нашей стране нефти в настоящее время превышает 50% [8].
В процессе добычи и совместного движения нефти и пластовой воды при транспорте образуется эмульсия воды в нефти. Устойчивость эмульсии зависит от состава нефти и условий ее смешения с пластовой водой. Часть пластовой воды отделяется в резервуарах сборных парков. Для более полного отделения пластовой воды, а вместе с ней и растворенных солей, требуется максимальное разрушение водонефтяной эмульсии, что обусловливает применение специальной обработки сырой нефти реагентами -- деэмульгаторами на промысловых установках подготовки нефти [7].
На промыслах для обезвоживания нефти широко используют так называемый внутритрубный способ деэмульгировання как наиболее эффективный. Состав и содержание после промысловой подготовки олеофобных примесей в нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие предприятия, представлен в таблице
Таблица 1
Состав и содержание олеофобных примесей в нефти
Вода, % |
0,1-2,0 |
|
Хлориды, мг/л |
20-3000 |
|
Механические примеси, ррm |
2,5-1500 |
|
Сероводород (нерастворенный), % |
0-0,5 |
Таким образом, в сырой нефти остается относительно небольшое количество олеофобных загрязнений. Однако даже в таком количестве олеофобные примеси в нефти, поступающей на переработку, приносят большой вред, поскольку вызывают хлористоводородную и сероводородную коррозию всего нефтеперегонного оборудования. Кроме того, при подогреве нефти выпадающие из пластовой воды соли забивают трубы теплообменников, печей и нарушают нормальный технологический режим установок, что приводит к ухудшению качества нефтепродуктов и сокращению сроков работы оборудования. Содержание воды в нефти, поступающей на перегонку, не должно превышать 0,1--0,2%, так как сама вода является наиболее нежелательной олеофобной примесью, так как приводит к повышению давления в аппаратуре установок перегонки нефти. Уже на испарение воды при перегонке затрачивается в восемь раз больше тепла, чем на испарение такого же количества углеводородов нефти. В присутствии воды при подогреве нефти происходит гидролиз хлоридов и образуется соляная кислота, оказывающая сильное коррозионное действие на оборудование [9].
При транспортировании и хранении нефти, содержащей даже небольшое количество воды, образуется смесь водонефтяной эмульсии с механическими примесями, так называемый донный осадок, который скапливается в емкостях, резервуарах и трубах. Донный осадок нельзя сбрасывать вместе со сточной водой, так как в нем содержится много нефти. Кроме эмульсии пластовой воды в некоторых нефтях иногда содержатся кристаллические хлориды, что еще более усложняет подготовку нефти к переработке, кристаллические соли в нефти могут быть и результатом испарения воды при местных перегревах в процессе сепарации и подготовки нефти, когда вода частично испаряется, а соли выпадают в виде кристаллов. Вымывание кристаллов солей водой из нефти связано с большими трудностями, так как кристаллы обволакиваются гидрофобной пленкой асфальтенов и смолистых веществ, препятствующих смачиванию их водой.
Наибольшее коррозионное действие на оборудование в процессе перегонки нефти оказывают хлориды, попадающие в нефть вместе с эмульгированной пластовой соленой водой. В пластовой воде в растворенном виде содержатся преимущественно хлориды натрия, магния и кальция. При подогреве нефти до 120°С и выше наиболее легко гидролизуются хлориды магния и кальция. Гидролиз хлорида магния идет по следующим уравнениям:
MgCl2 + H2O = MgOHCl + HCl (6)
MgCl2 + 2H2O = Mg(OH)2 + 2HCl (7)
Скорость гидролиза сильно увеличивается с повышением температуры. Так, по литературным данным, хлорид магния, содержащийся в нефти, при подогреве до 343°С гидролизуется на 90%.
По степени гидролиза хлориды можно расположить в следующий ряд:
FeCl3 и AlCl3 > MgCl2 > СаСl2 > NaCl
В условиях перегонки нефти хлорид натрия теоретически не должен гидролизоваться, однако в присутствии других солей он может способствовать значительному увеличению хлористоводородной коррозии, например MgSO4. В процессе подогрева нефти MgSO4 реагирует с NaCl с образованием легко гидролизующегося MgCl2 [10].
1.3 Обессоливание и обезвоживание нефти
Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов различных ПАВ, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3% (содержание хлоридов: 100-300 мг/л).
Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, называется обессоливанием. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующем отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механическими примесями.
Эмульсия - это гетерогенная система, состоящая из двух несмешивающихся или малосмешивающихся жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул) диаметром, превышающим 0,1 мкм.
Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным натяжением-силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности.
На НПЗ поступают эмульсии воды в нефти. Они являются весьма стойкими и в большинстве случаев не расслаиваются под действием одной только силы тяжести. Поэтому необходимо создать условия, при которых возможно укрупнение, слияние глобул воды при их столкновении и выделение из нефтяной среды. Чем благоприятнее условия для передвижения капель, тем легче разрушаются эмульсии [10].
Различные нефти обладают разной склонностью к образованию эмульсии (эмульсионность) и по этому показателю, измеряемому в процентах, они разделяются на три группы: высокоэмульсионная (эмульсионность от 80 до 100 %), промежуточная (эмульсионность 40 %), низкоэмульсионная (эмульсионность 1,3-8,0%). Оценка эмульсионности нефтей позволяет выбирать оптимальный режим и схему процесса их обезвоживания и обессоливания [11].
Методы разрушения водонефтяных эмульсий.
Эмульсии подвергают различным воздействиям, направленным на укрупнение капель воды, увеличение разности плотностей (движущая сила расслоения), снижение вязкости нефти.
Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:
1) гравитационный отстой нефти;
2) горячий отстой нефти;
3) подогрев эмульсии (термообработка);
5) применение электрического поля (электрообработка).
На практике в основном применяется сочетание термодинамического и электрического способов разрушения эмульсии [12].
Обессоливание нефтей.
Наряду с обезвоживанием необходимо глубокое обессоливание нефти. Все упомянутые выше факторы способствуют интенсификации выделения воды из эмульсии, но не влияют на засоленность остающихся после обезвоживания капель воды в нефти. С целью достижения не только глубокого обезвоживания, но и обессоливания нефти используют промывку нефти свежей пресной водой. Роль этой промывной воды двояка. С одной стороны, смешиваясь с солёными каплями воды эмульсии, она разбавляет их и уменьшает концентрацию солей в них, а с другой стороны, турбулизирует поток нефтяной эмульсии, способствуя также коалесценции капель, т.е. оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию [13].
Количество оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимального количества промывной (пресной) воды. При подаче промывной воды только 1 % участвует в разбавлении капель солёной воды, находящейся в эмульсии, а остальное количество промывной воды является только турбулизатором, поэтому подаётся до 1 % пресной воды и от 4 до 5% рециркулирующей, уже использованной от массы нефти, что позволяет в 5-6 раз снизить количество сбрасываемой сточной солёной и загрязнённой воды и уменьшить мощности по её обезвоживанию. При чрезмерном увеличении количества промывной воды растут затраты на обессоливание нефти и количество образующихся стоков. В этой связи с целью экономии пресной воды на ЭЛОУ многих НПЗ успешно применяют двухступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды: свежая вода поступает на вход последней ступени, а дренажная выводится из первой. Число ступеней (1, 2 или 3) обессоливания нефти определяется свойствами исходной эмульсии и содержанием в ней солей [14].
1.4 Потенциометрическое титрование
Метод потенциометрического титрования основан на измерении равновесной разности потенциалов между двумя электродами, один из которых является индикаторным (или рабочим), другой - электродом сравнения. Равновесный потенциал индикаторного электрода зависит от концентрации (точнее - активности) анализируемого компонента в растворе. Для измерения разности потенциалов (ЭДС) собирают электрохимическую ячейку, включающую гальваническую цепь из двух полуэлементов:
электрод сравнения || анализируемый раствор | индикаторный электрод Например:
Pt, H2 | H+ || Cu2+ | Cu (8)
Hg | Hg2Cl2, KCl || Fe3+, Fe2+ | Pt (9)
При погружении двух электродов в анализируемый раствор возникающая разность потенциалов составляет электродвижущую силу гальванической цепи, которая измеряется практически в отсутствие тока:
ЭДС. = |Eср. - Eинд. | (10)
Измерительными устройствами в данном методе анализа служат потенциометры разных типов.
В потенциометрическом титровании индикация точки эквивалентности проводится по резкому скачку величины измеряемой ЭДС, которая изменяется благодаря изменению равновесного потенциала индикаторного электрода (Eинд.) в результате химической реакции с участием потенциалопределяющего компонента. Величина скачка связана с заменой одной потенциалопределяющей ре- акции, протекающей до точки эквивалентности, на другую после ее достижения. Кривые титрования, построенные в координатах ЭДС (мВ) - объем титранта (мл), аналогичны расчетным кривым титрования в разных методах титриметрии с использованием индикаторов. Метод потенциометрического установления точки эквивалентности по своим возможностям превосходит титриметрические методы с применением цветных индикаторов. Он обладает большей точностью, чувствительностью, позволяет анализировать окрашенные и мутные растворы, допускает воз- можность дифференцированного определения веществ в одном растворе и по- зволяет автоматизировать процесс титрования. Как и в обычном титримет- рическом анализе, в потенциометрическом титровании используются реакции нейтрализации, осаждения, комплексообразования, окисления-восстановления. Требования к реакциям титрования те же, что и при химической индикации: высокая скорость прямой реакции; строгая стехиометричность и практическая необратимость, отсутствие побочных реакций.
Методика определения концентраций хлорид ионов в нефти методом потенциометрического титрования описана в ГОСТ 21534 [17].
Два результата определений, полученные одним исполнителем, признаются достоверными (с 95%-ной доверительной вероятностью), если расхождение между ними не превышает значений, приведенных в таблице 2.
Таблица 2
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дмРазмещено на http://www.allbest.ru/
Сходимость, мг/дмРазмещено на http://www.allbest.ru/
50 |
3 |
|
от 50 до 100 |
7 |
|
от 100 до 200 |
12 |
|
от 200 до 500 |
27 |
|
от 500 до 1000 |
50 |
|
от1000 до 2000 |
100 |
|
более 2000 |
6% значения меньшего результата |
2. Экспериментальная часть
2.1 Реактивы, приборы и оборудование
При выполнении работы использовались следующие реактивы:
ГСО 7262-96 состава раствора хлорид-ионов, ОАО «Уральский завод химических реактивов»;
ГСО 7258-96 состава раствора нитрат-ионов, ОАО «Уральский завод химических реактивов»;
ГСО 7789-2000 состава раствора фторид-ионов, ОАО «Уральский завод химических реактивов»;
ГСО 7253-96 состава раствора сульфат -ионов, ОАО «Уральский завод химических реактивов»;
карбонат натрия, х.ч.;
гидрокарбонат натрия, х.ч.;
н-гексан, х.ч.;
азотная кислота, х.ч.;
вода деионизованная;
2 образца нефти северных месторождений Красноярского края.
В работе были использованы следующие приборы и посуда: колбы мерные объемом 25, 50, 100, 500 мл, ГОСТ 1770-74; мерные пипетки объемом 1, 5, 10 мл; воронки стеклянные ГОСТ 8613-75; мерный цилиндр объемом 100 мл, ГОСТ 1770-74; химические стаканы объемом 50, 100, 200 мл, ГОСТ 1770-74; бумажные фильтры «Синяя лента» диаметром 9 см; весы лабораторные Mettler Toledo XP603S, микрошприц Hamilton.
Работу выполняли на высокоэффективном жидкостном хроматографе LC-20 Prominence с кондуктометрическим детектором в варианте двухколоночной (разделяющая колонка120Ч5 мм КанК-АСт, 14 мкм; подавительная колонка СПС-SAC, 50 мкм, 200Ч6 мм с катионитом в H+-форме). В качестве элюента применяли карбонатный буферный раствор (1,9 мМNa2CO3+ 2,4мМ NaHCO3). Объем вводимой пробы 20мкл. Скорость потока элюента составляла 1,0 мл/мин. Температура термостата колонки 33 °С.
Внешний вид хроматографа LC-20 Prominence представлен на рисунке 3:
Рисунок 3 Высокоэффективный жидкостной хроматограф LC-20 Prominence
2.2 Методика эксперимента
Предварительно готовили исходные растворы для приготовления элюентов 0,1 М Na2CO3 и 0,1 М NaHCO3. Для этого в колбы вместимостью 500 мл помещали 5,3 г Na2CO3 и 4,2 г NaHCO3 и, перемешивая, доводили деионизованной водой до метки.
Элюент готовили следующим образом: в колбу вместимостью 500 мл добавляли 9,5 мл 0,1 М Na2CO3 и 12,0 мл 0,1 М NaHCO3 и, перемешивая, доводили деионизованной водой до метки. Получали раствор рабочего элюента 2,4 мМ NaHCO3 и 1,9 мМ Na2CO3.
2.3 Объекты исследования
Объектом исследования были образцы нефти северных месторождений Красноярского края. Образцы были предоставлены ИНиГ СФУ.
2.4 Пробоподготовка
В ходе изучения дипломной работы известно, что оптимальная область определения концентрации неорганических анионов в экстракте нефти при объемном соотношении нефти и экстрагента 1:10, температуре экстрагента 90С и времени экстрагирования 20 мин [15].
Способ «горячей экстракции»
Для определения неорганических анионов в нефти пробу экстрагировали деионизованной водой, нагретой до температуры 90 єC. в соотношении 1 мл нефти к 10 мл деионизированной воды.
Перед введением в хроматограф полученные экстракты помещали в делительную воронку вместимостью 50 мл, добавляли 2,5 мл гексана и экстрагировали в течение 10 мин, периодически открывая пробку.
После расслоения смеси нижний водный слой фильтровали через шприцевой фильтр. В делительной воронке оставляли немного водного слоя, чтобы избежать попадания в колбу гексанового экстракта.
2.5 Обсуждение результатов
Ранее было установлено [16], что наилучшее разделение F-, CI-, NO3-, SO42- - ионов на применяемой хроматографической системе наблюдается при использовании элюента состава 2.4 мМ NaHCO3 и 1,9 мМ Na2CO3 при скорости элюента 1,0 мл/мин. Поэтому в данных оптимальных условиях проводили разделение смеси неорганических анионов.
Результаты анализа стандартного раствора представлены на рисунке 4 и в таблице 3:
Ионный хроматограф LC-20 Prominence. Разделяющая колонка 120Ч5 мМ КанК-АСт 14 мкм, н=1,0 мл/мин. Состав элюента: 1,9 мМ Na2CO3+2,4 мМ NaHCO3
Рисунок 4 Результаты анализа стандартной смеси анионов
Таблица 3
Результаты анализа стандартного раствора
Ион |
Время удержания, мин |
Площадь пика |
|
Cl- |
6,119 |
133496 |
|
SO42- |
14,928 |
483156 |
|
NO3- |
10,585 |
622817 |
На рисунках 5 и 6 приведены хроматограммы вытяжки из нефти при экстракции горячей водой, результаты определения неорганических анионов в образцах нефти - в таблице 4.
Ионный хроматограф LC-20 Prominence. Разделяющая колонка 120Ч5 мм КанК-АСт 14 мкм, н=1,0 мл/мин. Состав элюента: 1,9 мМ Na2CO3+2,4 мМ NaHCO3
Рисунок 5 Хроматограмма вытяжки из нефти. Экстрагент - бидистиллированная вода (T=90±2 C)
Ионный хроматограф LC-20 Prominence. Разделяющая колонка 120Ч5 мм КанК-АСт 14 мкм, н=1,0 мл/мин. Состав элюента: 1,9 мМ Na2CO3+2,4 мМ NaHCO3
Рисунок 6 Хроматограмма вытяжки из нефти. Экстрагент - бидистиллированная вода (T=90±2 C)
Таблица 4
Содержание неорганических анионов в образцах нефти северных месторождений Красноярского края (экстрагент - бидистиллированная вода (T=90±2 C)), n=3, P=0,95
Номер пробы |
Анион |
Время удерживания, мин |
С, мг/л |
|
1 |
Cl- |
6,072 |
6,09±0,04 |
|
NO3- |
10,29 |
0,42±0,02 |
||
SO42- |
15,01 |
0,52±0,02 |
||
2 |
Cl- |
6,087 |
103±4 |
|
NO3- |
10,31 |
0,71±0,02 |
||
SO42- |
15,03 |
0,54±0,02 |
||
3 |
Cl- |
6,075 |
2,51±0,02 |
|
NO3- |
10,32 |
0,620,02 |
||
SO42- |
15,02 |
0,310,02 |
||
4 |
Cl- |
6,141 |
3,91±0,02 |
|
SO42- |
15,162 |
0,06±0,01 |
Выводы
1. Методом ионной хроматографии были определены неорганические анионы в различных образцах нефти.
2. В пробах нефти были обнаружены хлорид-, нитрат- и сульфат- ионы. Концентрации анионов составили:
Хлорид-ион: от 3,91±0,02мг/л до103±4 мг/л
Нитрат-ион: от 0,42±0,02 мг/л до 0,71±0,02 мг/л
Сульфат-ион: от 0,06±0,01 мг/л до 0,54±0,02 мг/л
Так же было обнаружено, что проба №4 не содержит нитрат-ион.
3. Был проведен сравнительный анализ характеристик потенциометрического и ионохроматографического методов, из которого следует вывод, что метод ионной хроматографии является более экспрессным и чувствительным методом, что делает его более предпочтительным при проведении анализа.
Список использованных источников
1. Хроматография. Основные понятия. Терминология / под ред. С.А. Волков. М.: Химия, 1997. 48 с.
2. Золотов, Ю.А. Основы аналитической химии: в 2 т. Т. 2 / Ю.А. Золотов. Высшая школа, 2000. 494 с.
3. Айвазов, Б.Н. Введение в хроматографию / Б.В. Айвазов. М.: Высшая школа, 1984. 384 с.
4. Отто, М. Современные методы аналитической химии: в 2 т. Т. 2 / М. Отто. М.: Техносфера, 2004. 288 с.
5. Фритц, Дж. Ионная хроматография / Дж. Фритц, Д. Гьертде, К. Поланд. М.: Мир, 1995. 221 с.
6. Шпигун, О.А. Ионная хроматография и ее применение в анализе вод/О.А. Шпигун, Ю.А. Золотов. М.: МГУ, 1990. 199 с.
7. Батуева, И.Ю. Химия нефти / И.Ю. Батуева. Л.: Химия, 1984. 360 с.
8. Егоров, Н.И.Химия нефти и газа / Н.И. Егоров, А.И.Богомолов; В.А. Проскурякова, А.Е. Драбкина. М.: Наука, 1962. 293 с.
9. Бакиров, А.А. Теоретические основы поисков и разведки нефти газа / А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, Г.А. Габриэлянц, В.Ю. Керимов, Л.П. Мстиславская. М.: Недра, 2012. 9 с.
10. Вержичинская С.В. Химия и технология нефти и газа / С.В. Вержичинская, Н.Г. Дигуров, С.А. Синицин. М.: Форум, 2013. 124 с.
11. Эрих, В.Н. Химия и технология нефти и газа / В.Н. Эрих, М.Г. Расина, М.Г. Рудин. Л.: Наука, 1992. 96 с.
12. Филимонова, Е.И. Основы технологии переработки нефти: Учебное пособие / Е.И. Филимонова. Ярославль: ЯГТУ, 2010. 171 с.
13. Баннов, П.Г. Процессы переработки нефти / П.Г.Баннов. М.: ЦНИИТЭ, 2000. 224 с.
14. Логинов, В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей / В.И. Логинов. М.: Химия, 1979. 216 с.
15. Иванова, А.А. Ионохроматографическое определение хлорид-ионов в нефти: диплом. работа / А.А. Иванова, О.П. Калякина. 2015. 46 с.
16. Юсенко, Е.В. Определение щавелевой кислоты методом ионной хроматографии с кондуктометрическим детектированием на ионитах различного типа / Е.В. Юсенко, О.П. Калякина, А.И. Лыжова, Е.А. Полынцева// Сорбционные и хроматографические процессы. 2013. Т. 13. №3. С. 379 - 386.
17. ГОСТ 21534 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей (с изменениями N 1, 2). Введ. 01.01.1977. Москва: Стандартинформ, 1977. 78 с.
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Основы метода ионной хроматографии. Коррозионное действие солей, содержащихся в нефти. Обессоливание и обезвоживание нефти. Потенциометрическое титрование. Сравнительный анализ характеристик потенциометрического и ионохроматографического методов.
курсовая работа [775,8 K], добавлен 06.06.2017Проводимые анализы в химико-аналитической лаборатории. Калибрование и стандартизация условий измерения. Состав стандартных растворов. Определение содержания серы в нефти и нефтепродуктах методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии.
отчет по практике [79,9 K], добавлен 12.10.2015Основные требования к растворителям. Элюирующая сила растворителя и элюотропные ряды. Элюотропные серии для адсорбционной хроматографии на силикагеле. Вопрос о чистоте растворителя, адсорбционная очистка методом классической колоночной хроматографии.
реферат [41,5 K], добавлен 12.01.2010Методы определения редуцирующих веществ в гидролизатах. Определение легко- и трудногидролизуемых полисахаридов, массовой доли PB в гидролизатах по методу Макэна-Шоорля и эбулиостатическим методом. Анализ гидролизатов методом газожидкостной хроматографии.
реферат [487,2 K], добавлен 24.09.2009Задачи и цели переработки нефти. Топливный, топливно-масляный и нефтехимический варианты переработки нефти. Подготовка нефти к переработке, ее первичная перегонка. Методы вторичной переработки нефти. Очистка нефтепродуктов. Продукты переработки нефти.
курсовая работа [809,2 K], добавлен 10.05.2012Понятие, состав и ключевые методы добычи нефти. Основные источники солей в нефти. Кондуктометрический метод определение количества солей в топливе. Спектральный метод анализа. Диэлькометрический и радиоизотопный методы измерения солесодержания в нефти.
презентация [873,3 K], добавлен 19.02.2016Определение содержания носителей щелочности в растворе карбоната натрия методом прямого кислотно-основного титрования. Математическое выражение закона эквивалентов. Построение интегральной и дифференциальной кривых потенциометрического титрования.
лабораторная работа [148,2 K], добавлен 15.02.2012Способ определения группового и компонентно-фракционного состава нестабильного газового конденсата методами газоадсорбционной и капиллярной газовой хроматографии с прямым вводом пробы НГК, находящейся под давление без предварительного разгазирования.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 24.11.2015История создания технологии синтетического каучука. Получение мономеров для синтетических каучуков. Производство СК полимеризацией в растворе. Свойства изоперена, и его получение методом полимеризации. Поточная схема переработки нефти месторождения.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 23.12.2014Характеристика физических и химических свойств нефти, ее добыча, состав и виды фракций при перегонке. Особенности переработки нефти, сущность каталитического крекинга и коксования. Применение нефти и экологические проблемы нефтеперерабатывающих заводов.
презентация [329,5 K], добавлен 16.05.2013Развитие представлений об органическом происхождении нефти. Парафиновые, нафтеновые и ароматические углеводороды. Давление насыщения нефти газом. Температура кристаллизации, помутнения, застывания. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи.
учебное пособие [1,4 M], добавлен 05.02.2014Состав и структура нефти. Ее физические и химические свойства. Характеристика неуглеводороднных соединений. Расчет удельной теплоёмкости нефти. Порфирины как особые органические соединения, имеющие в своем составе азот. Методы классификация нефти.
презентация [1,5 M], добавлен 04.05.2014Общие сведения о запасах и потреблении нефти. Химический состав нефти. Методы переработки нефти для получения топлив и масел. Селективная очистка полярными растворителями. Удаление из нефтепродуктов парафиновых углеводородов с большой молекулярной массой.
реферат [709,3 K], добавлен 21.10.2012Общие сведения о нефти: физические свойства, элементный и химический состав, добыча и транспортировка. Применение и экономическое значение нефти. Происхождение углеводородов нефти. Биогенное и абиогенное происхождение. Основные процессы нефтеобразования.
реферат [37,8 K], добавлен 25.02.2016Метод потенциометрического титрования. Кислотно-основное титрование. Определение конечной точки титрования. Методика проведения потенциометрического титрования. Потенциометрическое титрование, используемые приборы и обработка результатов анализа.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 24.06.2008Цель дисциплины "Химия нефти". История и основные направления развития химии и физики органических веществ. Характеристика групп углеводородов нефти. Гипотеза органического происхождения нефти из органического вещества, рассеянного в осадочных породах.
реферат [1,1 M], добавлен 06.10.2011Использование рентгеноконтрастных средств, их классификация и типы, технологии синтеза и основные используемые реакции в данном процессе. Определение чистоты полученного продукта методом потенциометрического титрования, спектральные характеристики.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 12.11.2013Моделирование методом Монте-Карло кривых дифференцированного потенциометрического титрования Cu (II), In (II) и Se (IV) в смеси для нормально распределенной погрешности измерения электродного потенциала, оценка возможности их одновременного определения.
дипломная работа [224,7 K], добавлен 22.08.2011Сущность экологических проблем, вызванных аварийными разливами нефти и нефтепродуктов, увеличением продуктов полимерных отходов. Способы получения полиолефиновых порошков, их особенные свойства. Разработка технологии получения сорбентов нефти из отходов.
статья [464,4 K], добавлен 22.02.2010Явления, происходящие при хроматографии. Два подхода к объяснению - теория теоретических тарелок и кинетическая теория. Газовая, жидкостная, бумажная хроматография. Ионообменный метод. Случаи применения ионообменной хроматографии. Гельхроматографирование.
реферат [69,4 K], добавлен 24.01.2009