eng
DOI: 10.22184/2227-572X.2021.11.3.224.228
Обсуждаются важные для нефтяной отрасли вопросы определения содержания хлорорганических соединений (ХОС), присутствие которых затрудняет транспортировку и переработку углеводородного сырья. Приведена классификация ХОС по влиянию на оборудование и описаны способы устранения их отрицательного воздействия. Рассмотрены методы количественного определения ХОС в нефти, особый акцент сделан на хроматографии. Перечислены и обоснованы требования, которые предъявляются к хроматографическому оборудованию для анализа нефтепродуктов. Затронуты вопросы пробоподготовки и автоматизации анализа. Приведены примеры оборудования для проведения количественного анализа различных ХОС.
Обсуждаются важные для нефтяной отрасли вопросы определения содержания хлорорганических соединений (ХОС), присутствие которых затрудняет транспортировку и переработку углеводородного сырья. Приведена классификация ХОС по влиянию на оборудование и описаны способы устранения их отрицательного воздействия. Рассмотрены методы количественного определения ХОС в нефти, особый акцент сделан на хроматографии. Перечислены и обоснованы требования, которые предъявляются к хроматографическому оборудованию для анализа нефтепродуктов. Затронуты вопросы пробоподготовки и автоматизации анализа. Приведены примеры оборудования для проведения количественного анализа различных ХОС.
Теги: catalysts chromatograph methods for quantitative determination of occ in oil oil organochlorine compounds reagent катализаторы методы количественного определения хос в нефти нефть реагент хлорорганические соединения хроматограф
Определение соединений хлора в нефтепродуктах*
А. В. Астахов
Обсуждаются важные для нефтяной отрасли вопросы определения содержания хлорорганических соединений (ХОС), присутствие которых затрудняет транспортировку и переработку углеводородного сырья. Приведена классификация ХОС по влиянию на оборудование и описаны способы устранения их отрицательного воздействия. Рассмотрены методы количественного определения ХОС в нефти, особый акцент сделан на хроматографии. Перечислены и обоснованы требования, которые предъявляются к хроматографическому оборудованию для анализа нефтепродуктов. Затронуты вопросы пробоподготовки и автоматизации анализа. Приведены примеры оборудования для проведения количественного анализа различных ХОС.
Ключевые слова: хлорорганические соединения, нефть, реагент, хроматограф, методы количественного определения ХОС в нефти, катализаторы
Статья получена 16.04.2021
Принята к публикации 29.04.2021
Если в нефти и нефтепродуктах присутствуют соединения хлора, то возникают проблемы при транспортировке и переработке такого сырья. Поэтому определение нежелательных хлорорганических соединений является важной задачей анализа нефтепродуктов.
События с загрязнением нефти хлорорганикой в трубопроводе «Дружба» в 2019 году поставили вопрос о необходимости систематического контроля ее содержания.
При добыче нефти в качестве химического реагента для повышения отдачи нефтяного пласта используется хлорорганика, поскольку она является хорошим растворителем, а главное дешевым. Кроме того, хлорорганику применяют для технологических нужд, в том числе для удаления парафиновых отложений в скважинах.
Высокое содержание ХОС опасно высокой коррозионной активностью, которая приводит к выходу из строя оборудования и применяемых для переработки нефти катализаторов. Дело в том, что при нагревании хлорорганики создаются условия для образования хлористоводородной коррозии, которая разрушает металлические покрытия.
Следующая проблема – образование солей при реакции с нейтрализаторами выделившегося в большом количестве хлористого водорода. Образующиеся твердые отложения солей закупоривают трубопроводную арматуру. Впервые проблема вредного воздействия ХОС проявилась в Российской Федерации весной 2001‑го года, когда летучие ХОС начали использовать для повышения нефтеотдачи пластов. Тогда же было запрещено использование ХОС в процессе добычи, однако в дальнейшем, в 2012 году, этот запрет был снят.
Хлорсодержащие соединения в нефти по их влиянию на оборудование можно подразделить на три категории.
1. Хлористые соли. Неорганические хлориды щелочных и щелочноземельных металлов всегда присутствуют в пластовых флюидах и извлекаются вместе с нефтью при добыче.
Присутствие неорганических хлоридов в совокупности с влагой в трубе – негативный фактор, вызывающий медленную коррозию стенок труб, которые требуют регулярной диагностики, ремонта и замены. При переработке нефти хлористые соли вредны как сами по себе (склонны к образованию твердых отложений), так и в производной форме: при их гидролизе в присутствии водорода и воды образуется хлористый водород (соляная кислота). Для борьбы с этой проблемой нефть перед переработкой тщательно обессоливают, а при перегонке добавляют нейтрализаторы хлористого водорода – щелочи и амины.
Очевидно, что содержание неорганических хлоридов нужно контролировать. Соли предварительно извлекают из нефти в водную фазу экстракцией, а затем титруют экстракт связывающей хлориды солью серебра. По количеству серебра, затраченного на титрование, находят содержание хлоридов.
Есть еще электрометрический метод, который дает информацию о суммарном содержании всех солей в нефти.
Органические соединения хлора подразделяются на две группы.
2. Природные ХОС. Встречаются во всех нефтях. Они сосредоточены главным образом в асфальто-смолистой части нефти. Их содержание зависит от природы нефти и изменяется в широких пределах. Нативные ХОС сами по себе коррозионной активностью не обладают, но при перегонке нефтей при температуре до 380 °C частично разлагаются с выделением хлористого водорода и частично крекингуются, превращаясь в ХОС с меньшей молекулярной массой, которые распределяются во фракциях нефти.
3. Хлорсодержащие химические реагенты. Это легколетучие ХОС, например хлороформ, четыреххлористый углерод, дихлорэтан, трихлорэтан, тетрахлорэтан и им подобные, которые при разгонке нефти могут попадать в легкую бензиновую фракцию. В природной нефти их нет, они – чисто рукотворные добавки, используемые для повышения нефтеотдачи пластов и для удаления парафиновых отложений. В чистом виде эти соединения весьма устойчивы, имеют низкую реакционную способность и для транспортировки по трубам совершенно не опасны. Проблемы возникают при переработке.
Уже в процессе перегонки под действием высокой температуры в присутствии остаточной воды в результате гидролиза образуется хлористый водород. Далее отогнанную фракцию (как бензиновую, так и керосиновую и дизельную) подвергают гидроочистке от серосодержащих соединений обработкой водородом на катализаторе при высоком давлении. В этих условиях большая часть органически связанного хлора превращается в хлористый водород. При значительных содержаниях летучих ХОС установка гидроочистки может быть разрушена им за считанные дни. Сходная проблема возникает и в процессе риформинга, где также используют реакции с водородом под давлением.
ГОСТ P 51858-2020 и ТР ЕАЭС 045 / 2017 допускают содержание хлорорганических соединений в легкой фракции нефти до 6 ppm, фактическое же содержание этих соединений в нефтяных фракциях, выкипающих до температуры 204 °C, составляет около 1 ppm.
На сегодня в мире существует только три метода количественного определения ХОС в нефти, имеющих статус официальных стандартов: международный стандарт ASTM D 4929-17, российский ГОСТ P 52247-2004 и межгосударственный ГОСТ 33342-2015.
Метод А включает обработку нефти бифенилом натрия с последующим титрованием образовавшихся хлоридов, а Метод Б содержит окислительное сжигание пробы нефти в потоке кислорода с последующим кулонометрическим титрованием.
Впоследствии в ASTM D 4929-17 были введены методы определения ХОС, основанные на использовании рентгенофлуоресцентной спектрометрии.
Абсолютные значения допустимого содержания ХОС от 6 до 10 мг / кг в нефти.
Можно применять также масс-спектрометрические, хроматографические и рентгеновские методы. Все эти исследовательские подходы не являются официально стандартизованными.
Современные аналитические методы позволяют определять как суммарное содержание хлора в нефти, так и индивидуальное содержание именно летучих ХОС. Имеются аттестованные методики определения при помощи газовой хроматографии.
МВИ 223.0087 / 01.00258 / 2013 «Нефть и нефтепродукты. Методика выполнения измерений массовых долей летучих хлорорганических соединений (тетрахлорметана, тетрахлорэтилена, бензилхлорида) в нефти и нефтепродуктах методом газожидкостной хроматографии». Правообладатель ОАО «ТомскНИПИнефть». Несмотря на то, что в свидетельстве об аттестации методики перечислены только три соединения, в тексте методики упомянуты более 40 компонентов, которые могут быть определены в нефтепродуктах. При анализе ХОС сложность представляет влияние на результаты анализа углеводородного состава нефти.
МИ‑166 «Методика измерения массовой доли хлорорганических соединений в кислоте соляной ингибированной методом газожидкостной хроматографии». Правообладатель ОА «БСК» г. Стерлитамак.
В 2015 году ООО «НПФ «Мета-хром» совместно с ПАО «Средневолжский НИИНП» разработало «Методику измерений массовой концентрации летучих органических соединений в химических реагентах, используемых при добыче нефти методом капиллярной газовой хроматографии» (ФР.1.31.2016.22307).
Хроматографический метод имеет высокую чувствительность к летучим ХОС – менее 0,1 ррм (рис. 1).
При реализации перечисленных методик измерения ХОС в нефтях и реагентах используется газовый хроматограф «Кристаллюкс‑4000М» производства НПФ «Мета-хром». Методика НПФ «Мета-хром» внедрена на предприятиях «Татнефти», «Новочебоксарском Химпроме», «Башкирской содовой компании», Новомосковском заводе «Хлор» и др. Идут переговоры о поставках хроматографов и методики на производства, выпускающие химические реагенты для нефтедобычи.
Разработаны методы пробоподготовки (в основном экстракцией) для следующих реагентов:
содержащих неорганические и органические кислоты и спирты. Например, метанол, Реатон‑12–1, уксусная кислота КНЛ;
содержащих поверхностно-активные вещества: НГТ‑9030, Дипроксамин, СНПХ‑1004, ТНХС-НС, HCl24МЛ, HCl24НЛ, ПАКС, ГК МЛ, КСМД, ТНХС‑3М 7, НХС-био‑1, ТНХС-ПС, ингибитор коррозии РТ Ci‑300, ингибитор коррозии ЧАС‑1730;
реагент ТНН 2.1Б;
реагенты СНПХ‑9633 А‑1, А‑2, С‑1;
растворители Нефрас130 / 150, Нефрас 80 / 150.
При этом в реагентах определяются следующие компоненты: дихлорметан (метиленхлорид), трихлорметан (хлороформ), тетрахлорметан (четыреххлористый углерод), 1,1‑дихлорэтилен (винилиденхлорид), трихлорэтилен, тетрахлорэтилен, 1,2‑дихлорэтан, 1,1,1,2‑тетрахлорэтан, хлорбензол, бензилхлорид, 1,2‑дихлорбензол, 2‑хлортолуол.
Кроме того, возможно определение следующих соединений: 1,2-дихлорэтилен (транс-, цис-), 1,1‑дихлорэтан, 1,1,1‑трихлорэтан, 1,1,2‑трихлорэтан, 1,1,2,2‑тетрахлорэтан, пентахлорэтан, гексахлорэтан, хлористый аллил, 2‑хлорпропан, 1,2‑дихлорпропан, 1,3‑дихлорпропан, 1,2,3‑трихлорпропан, 3‑хлортолуол, 4‑хлортолуол, 2,4‑дихлортолуол, 2,6‑дихлортолуол, 3,4‑дихлортолуол и др.
Довольно затруднительно определить как в реагентах, так и в нефтепродуктах такие компоненты, как хлорметан (температура кипения –24,2 °C), а также фреоны (температуры кипения от 0 до –50 °C).
В качестве внутреннего стандарта можно использовать 1,1,1,2- или 1,1,2,2-тетрахлорэтан, либо трихлорэтан. Внутренний стандарт выбирают так, чтобы пик внутреннего стандарта не накладывался на целевые компоненты.
При экстракции используют наиболее эффективные растворители – гексан или изооктан. Для анализа легких ЛХОС изооктан является более чистым, но необходимо предотвратить ситуацию, когда пик изооктана мешает анализу. При применении изооктана также будет меньше экстрагирование ингибиторов.
Кроме экстрагирования может быть применен метод парофазного анализа. При внедрении этого метода кислота также нейтрализуется карбонатом натрия. Выделяющийся углекислый газ дополнительно выносит ЛХОС из раствора и образуется перенасыщенный солевой водный раствор (электролит), в котором ЛХОС фактически не растворяются и уходят в паровую фазу.
Например, вначале пробу титруют карбонатом натрия, при этом необходимо рассчитать объем карбоната натрия, достаточного для нейтрализации кислоты. В принципе, процедура обязательна только один раз для чистой кислоты. При нейтрализации кислоты HСl и HF переходят в соли.
Сегодня выпускается большое количество измерительного оборудования для анализа нефтепродуктов. Лабораторные комплексы производят фирмы Agilent, Dani, PerkinElmer, Shimadzu, НПФ «Мета-хром», «Химаналитсервис», ЗАО «Хроматэк» и др.
При выборе хроматографа для анализа различных нефтепродуктов следует руководствоваться следующими требованиями, которые должны быть обеспечены соответствующей аппаратурой:
Всем этим требованиям удовлетворяет, в частности, хроматограф «Кристаллюкс‑4000М», который внесен в Государственный реестр средств измерений под № 24716–12 (сертификат RU.C.31.118A № 45461 / 1 от 14 декабря 2017 года) и выпускается серийно ООО «НПФ «Мета-хром» (Йошкар-Ола).
Хроматограф «Кристаллюкс‑4000М» обладает высокотехнологичной системой управления работой аппаратной части и идентификации анализируемых соединений. Для проведения серийных анализов в распоряжении потребителей – автоматические дозаторы жидкости, равновесного пара или газа, которые рассчитаны на круглосуточную работу и позволяют проводить анализы в отсутствии оператора. Хроматографическая информация обрабатывается с помощью персонального компьютера и программного обеспечения NetChrom. Интерфейс программного обеспечения существенно облегчает работу оператора.
Хроматограф может работать на любом удалении от компьютера, при этом управление хроматографом, а также передача данных осуществляются по стандартным интерфейсам. На рис. 2 представлен хроматограф «Кристаллюкс‑4000М» с автоматическим дозатором жидких проб.
Хроматографами «Кристаллюкс‑4000М» оснащены флагманы индустрии химической промышленности, например: «Нижнекамскнефтехим», «Салаватнефтеоргсинтез», ОАО «Татнефть», «Башнефть», «Сибур», многие подразделения Газпрома и др. ▪
А. В. Астахов
Обсуждаются важные для нефтяной отрасли вопросы определения содержания хлорорганических соединений (ХОС), присутствие которых затрудняет транспортировку и переработку углеводородного сырья. Приведена классификация ХОС по влиянию на оборудование и описаны способы устранения их отрицательного воздействия. Рассмотрены методы количественного определения ХОС в нефти, особый акцент сделан на хроматографии. Перечислены и обоснованы требования, которые предъявляются к хроматографическому оборудованию для анализа нефтепродуктов. Затронуты вопросы пробоподготовки и автоматизации анализа. Приведены примеры оборудования для проведения количественного анализа различных ХОС.
Ключевые слова: хлорорганические соединения, нефть, реагент, хроматограф, методы количественного определения ХОС в нефти, катализаторы
Статья получена 16.04.2021
Принята к публикации 29.04.2021
Если в нефти и нефтепродуктах присутствуют соединения хлора, то возникают проблемы при транспортировке и переработке такого сырья. Поэтому определение нежелательных хлорорганических соединений является важной задачей анализа нефтепродуктов.
События с загрязнением нефти хлорорганикой в трубопроводе «Дружба» в 2019 году поставили вопрос о необходимости систематического контроля ее содержания.
При добыче нефти в качестве химического реагента для повышения отдачи нефтяного пласта используется хлорорганика, поскольку она является хорошим растворителем, а главное дешевым. Кроме того, хлорорганику применяют для технологических нужд, в том числе для удаления парафиновых отложений в скважинах.
Высокое содержание ХОС опасно высокой коррозионной активностью, которая приводит к выходу из строя оборудования и применяемых для переработки нефти катализаторов. Дело в том, что при нагревании хлорорганики создаются условия для образования хлористоводородной коррозии, которая разрушает металлические покрытия.
Следующая проблема – образование солей при реакции с нейтрализаторами выделившегося в большом количестве хлористого водорода. Образующиеся твердые отложения солей закупоривают трубопроводную арматуру. Впервые проблема вредного воздействия ХОС проявилась в Российской Федерации весной 2001‑го года, когда летучие ХОС начали использовать для повышения нефтеотдачи пластов. Тогда же было запрещено использование ХОС в процессе добычи, однако в дальнейшем, в 2012 году, этот запрет был снят.
Хлорсодержащие соединения в нефти по их влиянию на оборудование можно подразделить на три категории.
1. Хлористые соли. Неорганические хлориды щелочных и щелочноземельных металлов всегда присутствуют в пластовых флюидах и извлекаются вместе с нефтью при добыче.
Присутствие неорганических хлоридов в совокупности с влагой в трубе – негативный фактор, вызывающий медленную коррозию стенок труб, которые требуют регулярной диагностики, ремонта и замены. При переработке нефти хлористые соли вредны как сами по себе (склонны к образованию твердых отложений), так и в производной форме: при их гидролизе в присутствии водорода и воды образуется хлористый водород (соляная кислота). Для борьбы с этой проблемой нефть перед переработкой тщательно обессоливают, а при перегонке добавляют нейтрализаторы хлористого водорода – щелочи и амины.
Очевидно, что содержание неорганических хлоридов нужно контролировать. Соли предварительно извлекают из нефти в водную фазу экстракцией, а затем титруют экстракт связывающей хлориды солью серебра. По количеству серебра, затраченного на титрование, находят содержание хлоридов.
Есть еще электрометрический метод, который дает информацию о суммарном содержании всех солей в нефти.
Органические соединения хлора подразделяются на две группы.
2. Природные ХОС. Встречаются во всех нефтях. Они сосредоточены главным образом в асфальто-смолистой части нефти. Их содержание зависит от природы нефти и изменяется в широких пределах. Нативные ХОС сами по себе коррозионной активностью не обладают, но при перегонке нефтей при температуре до 380 °C частично разлагаются с выделением хлористого водорода и частично крекингуются, превращаясь в ХОС с меньшей молекулярной массой, которые распределяются во фракциях нефти.
3. Хлорсодержащие химические реагенты. Это легколетучие ХОС, например хлороформ, четыреххлористый углерод, дихлорэтан, трихлорэтан, тетрахлорэтан и им подобные, которые при разгонке нефти могут попадать в легкую бензиновую фракцию. В природной нефти их нет, они – чисто рукотворные добавки, используемые для повышения нефтеотдачи пластов и для удаления парафиновых отложений. В чистом виде эти соединения весьма устойчивы, имеют низкую реакционную способность и для транспортировки по трубам совершенно не опасны. Проблемы возникают при переработке.
Уже в процессе перегонки под действием высокой температуры в присутствии остаточной воды в результате гидролиза образуется хлористый водород. Далее отогнанную фракцию (как бензиновую, так и керосиновую и дизельную) подвергают гидроочистке от серосодержащих соединений обработкой водородом на катализаторе при высоком давлении. В этих условиях большая часть органически связанного хлора превращается в хлористый водород. При значительных содержаниях летучих ХОС установка гидроочистки может быть разрушена им за считанные дни. Сходная проблема возникает и в процессе риформинга, где также используют реакции с водородом под давлением.
ГОСТ P 51858-2020 и ТР ЕАЭС 045 / 2017 допускают содержание хлорорганических соединений в легкой фракции нефти до 6 ppm, фактическое же содержание этих соединений в нефтяных фракциях, выкипающих до температуры 204 °C, составляет около 1 ppm.
На сегодня в мире существует только три метода количественного определения ХОС в нефти, имеющих статус официальных стандартов: международный стандарт ASTM D 4929-17, российский ГОСТ P 52247-2004 и межгосударственный ГОСТ 33342-2015.
Метод А включает обработку нефти бифенилом натрия с последующим титрованием образовавшихся хлоридов, а Метод Б содержит окислительное сжигание пробы нефти в потоке кислорода с последующим кулонометрическим титрованием.
Впоследствии в ASTM D 4929-17 были введены методы определения ХОС, основанные на использовании рентгенофлуоресцентной спектрометрии.
Абсолютные значения допустимого содержания ХОС от 6 до 10 мг / кг в нефти.
Можно применять также масс-спектрометрические, хроматографические и рентгеновские методы. Все эти исследовательские подходы не являются официально стандартизованными.
Современные аналитические методы позволяют определять как суммарное содержание хлора в нефти, так и индивидуальное содержание именно летучих ХОС. Имеются аттестованные методики определения при помощи газовой хроматографии.
МВИ 223.0087 / 01.00258 / 2013 «Нефть и нефтепродукты. Методика выполнения измерений массовых долей летучих хлорорганических соединений (тетрахлорметана, тетрахлорэтилена, бензилхлорида) в нефти и нефтепродуктах методом газожидкостной хроматографии». Правообладатель ОАО «ТомскНИПИнефть». Несмотря на то, что в свидетельстве об аттестации методики перечислены только три соединения, в тексте методики упомянуты более 40 компонентов, которые могут быть определены в нефтепродуктах. При анализе ХОС сложность представляет влияние на результаты анализа углеводородного состава нефти.
МИ‑166 «Методика измерения массовой доли хлорорганических соединений в кислоте соляной ингибированной методом газожидкостной хроматографии». Правообладатель ОА «БСК» г. Стерлитамак.
В 2015 году ООО «НПФ «Мета-хром» совместно с ПАО «Средневолжский НИИНП» разработало «Методику измерений массовой концентрации летучих органических соединений в химических реагентах, используемых при добыче нефти методом капиллярной газовой хроматографии» (ФР.1.31.2016.22307).
Хроматографический метод имеет высокую чувствительность к летучим ХОС – менее 0,1 ррм (рис. 1).
При реализации перечисленных методик измерения ХОС в нефтях и реагентах используется газовый хроматограф «Кристаллюкс‑4000М» производства НПФ «Мета-хром». Методика НПФ «Мета-хром» внедрена на предприятиях «Татнефти», «Новочебоксарском Химпроме», «Башкирской содовой компании», Новомосковском заводе «Хлор» и др. Идут переговоры о поставках хроматографов и методики на производства, выпускающие химические реагенты для нефтедобычи.
Разработаны методы пробоподготовки (в основном экстракцией) для следующих реагентов:
содержащих неорганические и органические кислоты и спирты. Например, метанол, Реатон‑12–1, уксусная кислота КНЛ;
содержащих поверхностно-активные вещества: НГТ‑9030, Дипроксамин, СНПХ‑1004, ТНХС-НС, HCl24МЛ, HCl24НЛ, ПАКС, ГК МЛ, КСМД, ТНХС‑3М 7, НХС-био‑1, ТНХС-ПС, ингибитор коррозии РТ Ci‑300, ингибитор коррозии ЧАС‑1730;
реагент ТНН 2.1Б;
реагенты СНПХ‑9633 А‑1, А‑2, С‑1;
растворители Нефрас130 / 150, Нефрас 80 / 150.
При этом в реагентах определяются следующие компоненты: дихлорметан (метиленхлорид), трихлорметан (хлороформ), тетрахлорметан (четыреххлористый углерод), 1,1‑дихлорэтилен (винилиденхлорид), трихлорэтилен, тетрахлорэтилен, 1,2‑дихлорэтан, 1,1,1,2‑тетрахлорэтан, хлорбензол, бензилхлорид, 1,2‑дихлорбензол, 2‑хлортолуол.
Кроме того, возможно определение следующих соединений: 1,2-дихлорэтилен (транс-, цис-), 1,1‑дихлорэтан, 1,1,1‑трихлорэтан, 1,1,2‑трихлорэтан, 1,1,2,2‑тетрахлорэтан, пентахлорэтан, гексахлорэтан, хлористый аллил, 2‑хлорпропан, 1,2‑дихлорпропан, 1,3‑дихлорпропан, 1,2,3‑трихлорпропан, 3‑хлортолуол, 4‑хлортолуол, 2,4‑дихлортолуол, 2,6‑дихлортолуол, 3,4‑дихлортолуол и др.
Довольно затруднительно определить как в реагентах, так и в нефтепродуктах такие компоненты, как хлорметан (температура кипения –24,2 °C), а также фреоны (температуры кипения от 0 до –50 °C).
В качестве внутреннего стандарта можно использовать 1,1,1,2- или 1,1,2,2-тетрахлорэтан, либо трихлорэтан. Внутренний стандарт выбирают так, чтобы пик внутреннего стандарта не накладывался на целевые компоненты.
При экстракции используют наиболее эффективные растворители – гексан или изооктан. Для анализа легких ЛХОС изооктан является более чистым, но необходимо предотвратить ситуацию, когда пик изооктана мешает анализу. При применении изооктана также будет меньше экстрагирование ингибиторов.
Кроме экстрагирования может быть применен метод парофазного анализа. При внедрении этого метода кислота также нейтрализуется карбонатом натрия. Выделяющийся углекислый газ дополнительно выносит ЛХОС из раствора и образуется перенасыщенный солевой водный раствор (электролит), в котором ЛХОС фактически не растворяются и уходят в паровую фазу.
Например, вначале пробу титруют карбонатом натрия, при этом необходимо рассчитать объем карбоната натрия, достаточного для нейтрализации кислоты. В принципе, процедура обязательна только один раз для чистой кислоты. При нейтрализации кислоты HСl и HF переходят в соли.
Сегодня выпускается большое количество измерительного оборудования для анализа нефтепродуктов. Лабораторные комплексы производят фирмы Agilent, Dani, PerkinElmer, Shimadzu, НПФ «Мета-хром», «Химаналитсервис», ЗАО «Хроматэк» и др.
При выборе хроматографа для анализа различных нефтепродуктов следует руководствоваться следующими требованиями, которые должны быть обеспечены соответствующей аппаратурой:
- точность дозирования и воспроизводимость условий ввода анализируемой пробы, которые достигаются применением автоматических дозаторов жидкостей и газов;
- представительность анализируемой пробы, то есть отсутствие фракционирования, разложения и адсорбции в устройстве ввода (испарителе);
- воспроизводимость и высокая точность поддержания условий хроматографического анализа, в том числе температуры термостата (особенно при программировании) и расхода газа-носителя для хроматографической (в большинстве случаев капиллярной) колонки;
- высокая точность алгоритмов обнаружения и разметки хроматографических пиков, в том числе определение вершины пика (время удерживания компонента) и расчет площади пика (количественное определение компонента);
- высокая точность приготовления градуировочных растворов (смесей), а также выбор необходимого числа точек и математической зависимости при построении градуировочной характеристики.
Всем этим требованиям удовлетворяет, в частности, хроматограф «Кристаллюкс‑4000М», который внесен в Государственный реестр средств измерений под № 24716–12 (сертификат RU.C.31.118A № 45461 / 1 от 14 декабря 2017 года) и выпускается серийно ООО «НПФ «Мета-хром» (Йошкар-Ола).
Хроматограф «Кристаллюкс‑4000М» обладает высокотехнологичной системой управления работой аппаратной части и идентификации анализируемых соединений. Для проведения серийных анализов в распоряжении потребителей – автоматические дозаторы жидкости, равновесного пара или газа, которые рассчитаны на круглосуточную работу и позволяют проводить анализы в отсутствии оператора. Хроматографическая информация обрабатывается с помощью персонального компьютера и программного обеспечения NetChrom. Интерфейс программного обеспечения существенно облегчает работу оператора.
Хроматограф может работать на любом удалении от компьютера, при этом управление хроматографом, а также передача данных осуществляются по стандартным интерфейсам. На рис. 2 представлен хроматограф «Кристаллюкс‑4000М» с автоматическим дозатором жидких проб.
Хроматографами «Кристаллюкс‑4000М» оснащены флагманы индустрии химической промышленности, например: «Нижнекамскнефтехим», «Салаватнефтеоргсинтез», ОАО «Татнефть», «Башнефть», «Сибур», многие подразделения Газпрома и др. ▪
Отзывы читателей
