Контрольные вопросы

1. В чем состоит преимущество весовых определений перед другими методами газового анализа?

2. Дайте краткое описание сущности весового газового анализа:

3. С чем связана разница в весе поглотительных трубок при первом и втором взевешиваниях ?

4. В каком случае для промывания системы не используется кислород, а используется азот?

Контрольные вопросы Лабораторная работа №5 Лабораторное определение характеристик природного газа

Природные горючие газы, добываемые из недр Земли, в основ­ном состоят из предельных углеводородов метанового ряда с не­большим количеством негорючих и вредных примесей. Согласно теории академика И. А. Губкина природные газы образовались в процессе биохимического и термического разложения органиче­ских остатков растительного и животного мира, погребённых вместе с осадочными породами в толще земной коры. Углеводо­роды и сопутствующие им небольшие количества других газов, образовавшиеся в процессе указанного разложения, скапливались в порах таких пород, как пески, песчаники, галечники и др.

Природные газы в зависимости от условий образования и со­става подразделяют на три группы: чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Также принято условно считать газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м³ сухими, а газы с большим содержанием тяжелых углеводородов — жирными.

Горючая часть газов чисто газовых месторождений состоит в основном из метана и небольшого количества этана и более тяжелых углеводородов. Основным балластным компонентом в них является азот. Содержание сероводорода, аммиака и других вредных примесей в сухих газах большинства месторождений незначительно. Все сухие газы легче воздуха. Низшая теплота сгорания их 8000—9500 ккал/м³. Состав и свойства газов чисто газовых месторождений довольно постоянны.

В газах газоконденсатных месторождений при высоких давле­ниях наряду с легкими углеводородами содержится значительное количество паров тяжелых углеводородов, которые способны при понижении давления и температуры конденсироваться. Поэтому перед подачей потребителям тяжелые углеводороды извлекаются и используются для производства сжиженного газа и моторного топлива. Содержание тяжелых углеводородов в газах конденсатных месторождений более 100—150 г/м³, и поэтому их относят к категории жирных газов. Низшая теплота сгорания таких газов достигает 9000—10 000 ккал/м³.

Методика проведения работы

Одним из наиболее распространенных мето­дов определения объемного состава природного газа в настоя­щее время является низкотемпературная ректификация

Низкотемпературная ректификация. Действие аппаратов низкотемпературной ректификации основано на фракционной разгонке смеси углеводородов в ректификацион­ной колонке, являющейся основной частью прибора. Схема такого аппарата приведена на рис. 1.

В широко распространенном аппарате ЦИАТИМ-60 кроме газовой имеется бензиновая колонка, предназначенная для раз­гонки бензиновых фракций. Под колонками размещена система для очистки анализируемого газа. В аппарате смонтированы электронный потенциометр, манометры, гидравлическая система с регулировочными вентилями, распределительная гребенка, а также откачивающее устройство. Сущность ректификации за­ключается в том, что после предварительной конденсации за счет охлаждения жидким азотом или жидким воздухом сложная смесь углеводородов подвергается многократному испарению и конден­сации в колонке. В процессе ректификации автоматически запи­сываются температуры отгонки фракций и изменение давлений в эвакуированном приемнике этих фракций. Изменение давления при установленной скорости отбора позволяет определять коли­чество отогнанной фракции, а температура отбора — характер этой фракции.

Первая группа отгоняемых фракций содержит метан и азот; кроме того, может быть обнаружен кислород, случайно попав­ший из воздуха. Определение состава этой фракционной группы производится на аппарате ВТИ-2 или ему подобном путем со­жжения метана над раскаленной платиновой проволокой или окисью меди и последующего поглощения двуокиси углерода.

Рис. 6. Принципиальная схема аппарата для низкотемпературной ректи­фикации газов:

1 — милливольтметр или потенциометр; 2 — сосуд Дьюара; а — термопара; 4 — ректи­фикационная колонка с насадкой; б — вакуумный кожух; 6 — поглотитель со щелочью; г — поглотитель с хлористым кальцием; 8 — сосуд Дьюара; 9 — перегонная колонка; 10 — конденсатор; и — манометры; 12 — приемники для фракций.

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

1. Что такое природные газы и на какие группы они делятся в зависимости от условий образования и состава?

2. В чем разница между сухими и жирными природными газами?

3. Для чего используют жирные газы ?

4. В чем состоит сущность низкотемпературной ректификации?

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 6

Газовая хроматография

Газовая хроматография - важнейший метод анализа индивидуального состава бензиновых фракций нефти и некоторых более высококипящих компонентов - аренов, алканов нормального и изопреноидного строения, адамантанов и других полициклических циклоалканов, гетероатомных соединений.

Определение состава

Газы, получаемые при различных термических и термокаталитических процессах вторичной переработки нефтяного сырья, представляют собой сложные смеси предельных и непредельных углеводородов С₁ - С₆, в том числе цис- и транс-изомеры, диолефиновые и ацетиленовые углеводороды. В состав этих газов входят также неконденсирующиеся (неуглеводородные) компоненты - водород, окись и двуокись углерода, кислород и азот. Последние обычно появляются в результате подсоса воздуха при отборе пробы газа. Однако: азот может быть в газе и в свободном состоянии. Содержание его зависит от характера и условий процесса и может быть достаточно большим. В зависимости от содержания углеводородов нефтезаводские газы делятся на сухие и жирные. К сухим относятся газы, содержащие в основном метан и этан, небольшое количество пропана и бутанов и не более 5% (масс.) суммы углеводородов C₅. Газы со значительным содержанием углеводородов С₃-C₅ и примесями углеводородов С₆ называют жирными. Газы анализируют при помощи методов газовой хроматографии.

Углеводороды C₅ и С₆ в чистом виде относятся к жидкостям (самый легкий из них - изопентан имеет температуру кипения около 28°С), однако в присутствии более летучих компонентов (газов до С₄ включительно) на­ходятся в газовой фазе.

Основной качественной характеристикой вещества, анализируемого методом газовой хроматографии, является его объем удерживания V_д (в мл), равный объему газа-носителя, который проходит через колонку до момента появления на хроматограмме максимума пика; этот объем определяют на формуле:

V_Д=V_rt

где V_r - расход газа-носителя, мл/мин; t - время удерживания, равное времени от момента ввода пробы до появления максимума пика, мин.

В связи с тем, что для вычисления истинного объема удерживания требуется вводить ряд поправок на сопротивление колонки потоку газа-носителя, на объем удерживания несорбирующихся компонентов газа и др., обычно на практике используют понятие относительного объема удержива­ния V_Д.отн. Его определяют по отношению к какому-либо стандартному веществу, объем удерживания которого условно принят равным единице. В качестве стандартного вещества может быть принят один из компонентов анализируемой смеси. Для этой цели при анализе газов наиболее широкое распространение получили н-бутан и н-пентан.