Определение металлов в нефтепродуктах
Диапазон содержания воды в нефтях весьма широк и может изменяться от десятых долей до 60 % и более.
Содержащаяся в нефтях вода может быть в трех формах: растворенная, диспергированная и свободная. Содержание растворенной воды зависит в основном от химического состава нефти и нефтепродуктов и температуры. С повышением температуры растворимость воды увеличивается во всех углеводородах. Наибольшей растворяющей способностью по отношению к воде обладают ароматические углеводороды. Чем выше содержание в нефти ароматических углеводородов, тем выше в ней растворимость воды.
При снижении температуры растворимость воды в нефти и нефтепродуктах уменьшается и вода может выделяться в виде дисперсных частиц, образуя водонефтяные эмульсии. В монодисперсных эмульсиях содержание воды может доходить до 74;%. В реальных условиях водонефтяные эмульсии являются полидисперсными. В нефтях, поступающих со сборных пунктов на установки обезвоживания и обессоливания, размеры глобул воды находятся в пределах от 3—5 до 7—10 мкм. Эти размеры зависят от гидродинамических и других условий добычи нефти, а также степени обводненности пласта. Размеры глобул в течение года для одной и той же скважины могут меняться в пределах 5—12 мкм. Содержание воды в нефти может доходить до 97 %, однако большинство нефтей образуют с водой достаточно устойчивые эмульсии с содержанием воды не более 60 %. Остальная часть воды находится в свободном состоянии и легко отстаивается.
Важным показателем нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение длительного времени не разрушаться. Агрегативная устойчивость нефтяных эмульсий измеряется продолжительностью их существования и для различных нефтяных эмульсий колеблется от нескольких секунд до нескольких часов и даже месяцев. Устойчивость водонефтяных эмульсий зависит от ряда факторов, в том числе от наличия в них веществ, называемых эмульгаторами. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздела фаз, снижают межфазное поверхностное натяжение и таким образом повышают ее устойчивость. Известны десятки подобных веществ, содержащихся в нефтях. Большая их часть принадлежит к классу поверхностно-активных веществ. Такими компонентами нефти являются различные нефтяные кислоты, смолистые соединения.
В процессе образования и стабилизации водонефтяных эмульсий наряду с поверхностно-активными веществами важную роль играют тонкодисперсные нерастворимые твердые продукты, находящиеся в нефти в коллоидном состоянии.
К ним относятся асфальтены, микрокристаллы парафина, сульфид железа и другие механические примеси. Эти продукты образуют на поверхности капель механически прочные оболочки, препятствующие их коалесценции.
Стабилизация водонефтяных эмульсий определяется закономерностями адсорбции на поверхности капель различных эмульгирующих веществ. Вначале этот процесс идет быстро, а затем, по мере заполнения свободной поверхности капель, постепенно затухает и скорость его стремится к нулю. В этот период состав и структура бронирующих оболочек стабилизируются. Время, необходимое для такой стабилизации, называется временем старения эмульсии. Время старения эмульсии зависит от многих факторов и для большинства нефтей СССР изменяется от двух-трех до десятков часов. Во время старения повышается и устойчивость эмульсий к расслоению.
Стойкость эмульсий существенно зависит от фракционного состава нефтей. Чем больше содержание в нефти светлых фракций, тем менее устойчивы водонефтяные эмульсии, так как при этом увеличивается разность плотностей воды и нефти. Эмульсии высоковязких нефтей имеют более высокую стойкость, так как более высокая вязкость дисперсной среды препятствует столкновению частиц воды и их укрупнению, т. е. коалесценции.
Определение металлов в нефтепродуктах
Определение нефтепродуктов методом газовой хроматографии
Water. Determination of oil products using gas chromatography method
ТН ВЭД 220100000
Дата введения 2014-01-01
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены".
Сведения о стандарте
1 ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью "Протектор" совместно с Закрытым акционерным обществом "Центр исследования и контроля воды"
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 3 декабря 2012 г. N 54)
За принятие стандарта проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Казахстан
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 декабря 2012 г. N 1901-ст межгосударственный стандарт введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2014 г.
5 Настоящий стандарт соответствует международному стандарту ISO 9377-2:2000* Water quality - Determination of hydrocarbon oil index - Part 2: Method using solvent extraction and gas chromatography (Качество воды. Определение индекса жидких нефтепродуктов. Часть 2. Метод с применением жидкостной экстракции и газовой хроматографии).
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.
Степень соответствия - неэквивалентная (NEQ).
Стандарт подготовлен на основе применения ГОСТ Р 52406-2005
6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет
Нефтепродукты относятся к числу наиболее распространенных и опасных веществ, загрязняющих поверхностные и грунтовые воды.
Нефть и продукты ее переработки представляют собой сложную и разнообразную смесь веществ. В гидрохимии понятие "нефтепродукты" условно ограничивается только углеводородной фракцией, экстрагируемой из воды и состоящей из неполярных и малополярных алифатических, ароматических, алициклических углеводородов, поэтому в международной практике содержание в воде нефтепродуктов определяется термином "углеводородный нефтяной индекс" (hydrocarbon oil index).
Большинство нефтепродуктов поступают в поверхностные и грунтовые воды при транспортировании нефти, со сточными водами предприятий, с хозяйственно-бытовыми водами. Обычно в момент поступления в воду масса нефтепродуктов сосредоточена в пленке. В течение времени происходит перераспределение между основными формами миграции, направленное в сторону повышения доли растворенных, эмульгированных, сорбированных нефтепродуктов. Некоторые количества углеводородов образуются в воде или поступают в нее в результате выделений растительными и животными организмами и их посмертного разложения. Содержание естественных углеводородов определяется трофическим статусом водоема и колеблется от 0,01 до 0,20 мг/дм и более.
В национальных лабораториях применяют методы определения содержания нефтепродуктов в воде, основанные на различных физических свойствах нефтепродуктов: гравиметрический, ИК-спектрофотометрический, флуориметрический и хроматографический, которые при определении нефтепродуктов в одном и том же образце воды могут давать различные результаты измерений их концентрации.
Международной организацией по стандартизации (ИСО) для определения содержания нефтепродуктов в водах стандартизован только метод газовой хроматографии. Этот метод позволяет проводить и идентификацию состава нефтепродуктов.
Для достижения нижнего предела диапазона измерений ИСО 9377-2:2000 предлагает концентрировать экстракт пробы. В настоящем стандарте для анализа вод с низким содержанием нефтепродуктов предложен метод уменьшения объема экстрагента, что позволяет избежать потери низкокипящих углеводородов, повысить чувствительность, уменьшить погрешность измерений за счет исключения стадии концентрирования и сократить расход экстрагента. Кроме того, чувствительность метода повышена за счет возможности увеличения объема вводимого в колонку элюата.
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает хроматографический метод определения суммы неполярных и малополярных углеводородов (далее - нефтепродуктов) в питьевой воде, в том числе расфасованной в емкости, природной (поверхностной и подземной) воде, в том числе воде источников питьевого водоснабжения, а также в сточной воде с массовой концентрацией нефтепродуктов не менее 0,02 мг/дм.
Метод основан на экстракционном извлечении нефтепродуктов из пробы воды экстрагентом, очистке экстракта от полярных соединений сорбентом, анализе полученного элюата на газовом хроматографе, суммировании площадей хроматографических пиков углеводородов в диапазоне времен удерживания равным и (или) более н-октана (Определению нефтепродуктов могут мешать животные и растительные жиры при их массовой концентрации в анализируемой пробе воды более 150 мг/дм, содержащиеся, как правило, в сточных водах предприятий пищевой промышленности, а также неполярные или малополярные галогенсодержащие углеводороды с температурой кипения выше 110 °С при их содержании в воде более 20% концентрации нефтепродуктов. Устранение мешающего влияния может быть проведено разбавлением исходной пробы и (или) разбавлением элюата и (или) повторным пропусканием элюата через сорбент. Содержание мешающих веществ может быть учтено определением их концентрации независимыми методами.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:
ГОСТ ИСО/МЭК 17025-2009 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий
ГОСТ 17.1.5.05-85 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к отбору проб поверхностных и морских вод, льда и атмосферных осадков
ГОСТ 305-82 Топливо дизельное. Технические условия
ГОСТ 2603-79 Реактивы. Ацетон. Технические условия
ГОСТ 4166-76 Реактивы. Натрий сернокислый. Технические условия
ГОСТ 4204-77 Реактивы. Кислота серная. Технические условия
ГОСТ 4523-77 Реактивы. Магний сернокислый 7-водный. Технические условия
ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия
ГОСТ 9293-74 (ИСО 2435-73) Азот газообразный и жидкий. Технические условия
ГОСТ 9419-78 Реактивы. Кислота стеариновая. Технические условия
ГОСТ 10541-78 Масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей. Технические условия
ГОСТ 17433-80 Промышленная чистота. Сжатый воздух. Классы загрязненности
ГОСТ 18300-87* Спирт этиловый ректификованный технический. Технические условия
* На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51652-2000 "Спирт этиловый ректификованный из пищевого сырья. Технические условия".
ГОСТ 25336-82 Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные параметры и размеры
ГОСТ 29227-91 (ИСО 835-1-81) Посуда лабораторная стеклянная. Пипетки градуированные. Часть 1. Общие требования
ГОСТ 31861-2012 Вода. Общие требования к отбору проб
ГОСТ 31862-2012 Вода питьевая. Отбор проб
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим выпускам ежемесячно издаваемого информационного указателя за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Средства измерений, вспомогательное оборудование, реактивы, материалы
Хроматограф газовый, оборудованный для работы с капиллярными колонками, с системой ввода пробы непосредственно в хроматографическую колонку с программируемым подъемом температуры, оснащенный пламенно-ионизационным детектором и электронно-вычислительной машиной (компьютером) с программным обеспечением для обсчета площадей хроматографических пиков.
Колонка хроматографическая капиллярная с неподвижной силиконовой фазой, например, 100% диметилполисилоксана или 95% диметил- и 5% дифенилполисилоксана или другой модифицированный силиконовый полимер с максимальной рабочей температурой не менее 300 °С, внутренним диаметром от 0,32 до 0,53 мм, длиной от 5 до 30 м, толщиной пленки неподвижной фазы от 0,25 до 1,2 мкм. При использовании системы ввода пробы непосредственно в хроматографическую колонку рекомендуется использовать предварительную колонку длиной около 2 м и внутренним диаметром 0,53 мм.
Колбы мерные с притертой пробкой по ГОСТ 1770, 2-го класса точности.
Цилиндры мерные по ГОСТ 1770, 2-го класса точности.
Пипетки с одной отметкой по ГОСТ 29169 и (или) градуированные по ГОСТ 29227, 2-го класса точности.
Весы лабораторные с ценой деления (дискретностью отсчета) не более 0,1 г, наибольшим пределом взвешивания не менее 2 кг и погрешностью измерений не более ±0,3 г и весы лабораторные с ценой деления (дискретностью отсчета) не более 0,1 мг, наибольшим пределом взвешивания 220 г и погрешностью измерений не более ±0,75 мг.
Микрошприцы вместимостью от 0,05 до 0,50 см, с погрешностью дозирования не более ±2%.
Шприцы медицинские вместимостью 2-10 см.
Сепаратор для сбора экстракта (см. приложение А). Не допускается на поверхности шлифов наличие смазки. Шлифы могут быть фторопластовыми.
Шкаф сушильный с рабочим диапазоном температур до 200 °С.
Емкости стеклянные с пришлифованными или фторопластовыми пробками или завинчивающимися крышками с прокладками из металлической фольги или фторопласта для отбора и хранения проб вместимостью от 0,25 до 1,0 дм.
Определение кислотного числа потенциометрическим титрованием
Petroleum products. Determination of acid number by potentiometric titration
Дата введения 2015-01-01
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены"
1 ПОДГОТОВЛЕН Открытым акционерным обществом "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (ОАО "ВНИИ НП") на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 5 ноября 2013 г. N 61-П)
За принятие проголосовали:
Минэкономики Республики Армения
5 Настоящий стандарт идентичен стандарту ASTM D 664-11а*, "Standard method for acid number of petroleum products by potentiometric titration" ("Стандартный метод определения кислотного числа нефтепродуктов потенциометрическим титрованием", IDT).
Стандарт разработан комитетом ASTM D02 "Нефтепродукты и смазочные материалы", непосредственную ответственность за него несет подкомитет D02.06 "Анализ смазочных материалов".
Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ 1.5 (подраздел 3.6).
При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных стандартов соответствующие им межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА
7 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2019 г.
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге "Межгосударственные стандарты"
1.1 Настоящий стандарт устанавливает методы А и В определения кислотного числа нефтепродуктов, смазочных материалов, биодизельного топлива и смесей биодизельного топлива потенциометрическим титрованием.
1.1.1 Метод А применяют для нефтепродуктов и смазочных материалов, растворимых или частично растворимых в смеси толуола и 2-пропанола. Он применим для определения кислот с константой диссоциации в воде более 10 и очень слабых кислот с константой диссоциации менее 10. Соли могут оказывать влияние на определение, если их константы диссоциации более 10.
Прецизионность определена для диапазона кислотных чисел от 0,1 до 150 мг /г.
1.1.2 Метод В предназначен только для биодизельного топлива и смесей биодизельного топлива с низкой кислотностью и несущественным различием растворимости. Для метода В используют автоматический титратор.
Примечание 1 - Свежие и отработанные масла могут содержать кислотные компоненты, например, органические и минеральные кислоты, сложные эфиры, фенольные соединения, лактоны, смолы, соли тяжелых металлов, соли аммония и других слабых щелочей, кислые соли многоосновных кислот, а также ингибиторы и детергенты.
1.2 Методы также можно использовать для определения относительного изменения масел в процессе окисления, независимо от цвета и других свойств масел. Несмотря на то, что титрование проводят в определенных равновесных условиях, методы не предназначены для измерения абсолютного кислотного числа, которое можно использовать для прогнозирования характеристик масла при эксплуатации. Общая зависимость коррозии подшипников от кислотного числа не установлена.
Примечание 2 - Значение кислотного числа, полученное по настоящему методу, может не соответствовать значениям, полученным по ASTM D 974 и ASTM D 3339. Сопоставление результатов по настоящему методу испытания с другими методами без титрования не проводилось.
Примечание 3 - Несколько лабораторий отметили различие результатов, полученных по настоящему методу, при использовании водных и неводных буферных растворов.
1.3 Значения в единицах СИ рассматривают как стандартные.
1.4 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов обеспечения безопасности, связанных с его применением. Пользователь настоящего стандарта несет ответственность за установление соответствующих правил по технике безопасности и охране здоровья, а также определяет целесообразность применения законодательных ограничений перед его использованием.
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты. Для датированных ссылок применяют только указанное издание стандарта. Для недатированных - последнее издание (включая любые изменения)
ASTM D 974, Standard test method for acid and base number by color-indicator titration (Стандартный метод определения кислотного и щелочного чисел титрованием с цветным индикатором)
ASTM D 1193, Standard specification for reagent water (Стандартная спецификация на реактив воду)
ASTM D 3339, Standard test method for acid number of petroleum products by semi-micro color-indicator titration (Стандартный метод определения кислотного числа нефтепродуктов полумикрометодом титрования с цветным индикатором)
ASTM D 4057, Practice for manual sampling of petroleum and petroleum products (Практика ручного отбора проб нефти и нефтепродуктов)
ASTM D 4177, Practice for automatic sampling of petroleum and petroleum products (Практика автоматического отбора проб нефти и нефтепродуктов)
ASTM E 177, Practice for use of the terms precision and bias in ASTM test methods (Практика применения терминов прецизионности и смещения в методах испытаний ASTM)
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применен следующий термин с соответствующим определением:
3.1 кислотное число (acid number): Количество щелочи в миллиграммах гидроксида калия на грамм образца, необходимое для титрования образца в установленном растворителе до заданной конечной точки титрования с использованием определенной системы детектирования.
3.1.1 Пояснение
Настоящий метод позволяет определить количество щелочи в миллиграммах гидроксида калия на грамм образца, необходимое для титрования образца в смеси толуола, 2-пропанола и небольшого количества воды, от начального показания измерительного прибора до показания прибора в милливольтах, соответствующего водном щелочному буферному раствору, или до четко определяемой точки перегиба.
3.1.2 Пояснение
Дополнительно по настоящему стандарту можно определить кислотное число сильных кислот как количество щелочи в миллиграммах гидроксида калия на грамм образца, требуемое для титрования образца в растворителе от начального показания измерительного прибора в милливольтах, соответствующего свежеприготовленному водному кислотному буферному раствору или хорошо определяемой точке перегиба.
3.1.3 Пояснение
Свойства сильных и других кислот могут значительно отличаться. Пользователь настоящего метода испытания должен их различать и регистрировать.
4 Сущность метода
4.1 Растворяют образец в растворителе для титрования и титруют потенциметрически спиртовым раствором гидроксида калия, используя стеклянный индикаторный электрод и электрод сравнения или комбинированный электрод. Показания измерительного прибора в зависимости от объема титрующего раствора наносят на калибровочный график вручную или автоматически. Конечными точками титрования на результирующем калибровочном графике считают только четко определяемые точки перегиба. При отсутствии четких перегибов конечные точки титрования определяют по показаниям измерительного прибора, соответствующим кислотным и щелочным водным буферным растворам.
5 Назначение и применение
5.1 Свежие и отработанные нефтепродукты, биодизельное топливо и смеси биодизельного топлива могут содержать кислотные компоненты в виде присадок или продуктов разложения (например, продуктов окисления), образовавшихся при эксплуатации. Количества этих веществ определяют титрованием щелочами. Кислотное число является показателем количества кислотных компонентов в масле. Кислотное число используют для контроля качества при изготовлении смазочного масла, а также при эксплуатации. Предельные отклонения значения кислотного числа устанавливают эмпирически.
5.2 Метод не применяют для прогнозирования коррозионной активности масла или биодизельного топлива и смесей биодизельного топлива при эксплуатации, поскольку значение кислотного числа зависит от разных продуктов окисления, а органические кислоты обладают разными коррозионными свойствами. Зависимость коррозии металлов от значения кислотного числа при использовании масел, биодизельного топлива и смесей биодизельного топлива не установлена.
6 Аппаратура
6.1 Аппарат для ручного титрования
6.1.1 Измерительный прибор
Вольтметр или потенциометр чувствительностью ±0,002 В в диапазоне не менее ±0,5 В, обеспечивающий измерение с точностью ±0,005 В при использовании электродов, указанных в 6.1.2 и 6.1.3, и сопротивлении между ними в диапазоне от 0,2 до 20,0 МОм. Измерительный прибор должен быть заземлен для защиты открытой поверхности стеклянного электрода, провода стеклянного электрода, титровального стенда от посторонних электрических полей, которые могут повлиять на показания измерительного прибора в рабочем диапазоне.
Примечание 4 - Допускается использовать аппарат с электронным вольтметром с непрерывным снятием показаний, предназначенный для работы с силой тока на входе не менее 5·10 А, при этом система электродов с сопротивлением 1000 МОм должна быть соединена параллельно с зажимами измерительного прибора, соединенного зажимом с заземленным металлическим экраном, исключающим влияние внешнего электростатического поля аналогично экранированному проводу стеклянного электрода.
6.1.2 Измерительный рН электрод, пригодный для титрования в неводной среде.
6.1.3 Электрод сравнения
Хлорсеребряный электрод сравнения (6.1.3.1 Комбинированные электроды
Комбинированный электрод представляет собой хлорсеребряный электрод сравнения (Примечание 5 - Для повышения стабильности определения в некоторых системах можно использовать третий платиновый электрод.
6.1.4 Механическая мешалка пропеллерного типа с регулируемой скоростью перемешивания. Скорость вращения мешалки должна обеспечивать энергичное перемешивание без выплескивания и аэрации раствора. Можно использовать пропеллер с радиусом лопастей 6 мм, установленных под углом от 30° до 45°, а также магнитную мешалку.
6.1.4.1 При использовании электрической мешалки она должна быть изолирована и заземлена, чтобы при включении и выключении мотора не возникало постоянных изменений в показаниях измерительного прибора в процессе титрования.
6.1.5 Бюретка вместимостью 10 см с ценой деления 0,05 см, калиброванная с точностью ±0,02 см. Бюретка должна иметь запорный кран и наконечник, расположенный на 100-130 мм ниже крана, обеспечивающий поступление титрующего раствора непосредственно в сосуд для титрования, не подвергая воздействию окружающего воздуха или паров. Бюретка для должна иметь защитную трубку, содержащую натронную известь или другое вещество, поглощающее .
Нужен полный текст и статус документов ГОСТ, СНИП, СП?
Попробуйте профессиональную справочную систему
«Техэксперт: Базовые нормативные документы» бесплатно
НЕФТЬ И НЕФТЕПРОДУКТЫ
Определение никеля, ванадия и железа методом атомно-эмиссионной спектрометрии с индуктивно связанной плазмой
Petroleum and petroleum products. Determination nickel, vanadium and iron by method of atomic emission spectrometry with inductively coupled plasma
МКС 75.040, 75.080
Дата введения 2019-07-01
1 ПОДГОТОВЛЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 31 "Нефтяные топлива и смазочные материалы", Открытым акционерным обществом "Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти" (ОАО "ВНИИ НП") на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 августа 2017 г. N 102-П)
Минэкономики Республики Армения
Госстандарт Республики Беларусь
Стандарт разработан Техническим комитетом по стандартизации ASTM D02 "Нефтепродукты, жидкие топлива и смазочные материалы" и непосредственную ответственность за него несет Подкомитет D02.03 "Элементный анализ".
Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного стандарта ASTM для приведения в соответствие с ГОСТ 1.5 (подраздел 3.6).
1.1 Настоящий стандарт устанавливает два метода определения никеля, ванадия и железа в нефти для переработки и остаточных топливах атомно-эмиссионной спектрометрией с индуктивно связанной плазмой (ICP).
1.2 Метод A (разделы 7-11 и 18-21)
Метод ICP используют для анализа образца, растворенного в органическом растворителе. При испытании для калибровки используют растворимые в нефти соединения металлов; метод не предназначен для количественного определения или обнаружения нерастворимых твердых частиц.
1.3 Метод B (разделы 12-21)
Метод ICP используют для анализа образца, который разлагают кислотой.
1.4 Диапазоны концентраций, охваченные приведенными методами испытаний, определены чувствительностью приборов, количеством отобранного для анализа образца и объемом разбавления. Специальное указание приведено в 15.2. Как правило, нижние пределы концентрации составляют несколько десятых, мг/кг. Данные по прецизионности методов приведены для диапазонов концентраций, указанных в разделе 21.
1.5 Значения, установленные в единицах СИ, следует принимать в качестве стандартных.
1.5.1 Значения, приведенные в скобках, даны только для информации.
1.6 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов обеспечения безопасности, связанных с его использованием. Пользователь настоящего стандарта несет ответственность за обеспечение соответствующих мер безопасности и охраны здоровья и определяет целесообразность применения законодательных ограничений перед его использованием.
2.1 В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты ASTM:
ASTM D 1193, Specification for reagent water (Спецификация на реактив воду)
ASTM D 1548, Test method for vanadium in heavy fuel oil (Withdrawn 1997) [Метод определения ванадия в тяжелом топливе (заменен в 1997)]
Эти методы испытаний находятся под юрисдикцией Комитета АСТМ D02 "Нефтепродукты, жидкие топлива и смазочные материалы", прямая ответственность подкомитета D02.03 "Элементный анализ".
ASTM D 4057, Practice for manual sampling of petroleum and petroleum products (Руководство по ручному отбору проб нефти и нефтепродуктов)
ASTM D 4177, Practice for automatic sampling of petroleum and petroleum products (Руководство no автоматическому отбору проб нефти и нефтепродуктов)
ASTM D 5185, Test method for multielement determination of used and unused lubricating oils and base oils by inductively coupled plasma atomic emission spectrometry (ICP-AES) [Метод определения элементов в отработанных и неиспользованных смазочных маслах и базовых маслах атомно-эмиссионной спектрометрией с индуктивно связанной плазмой (ICP)]
ASTM D 6299, Practice for applying statistical quality assurance and control charting techniques to evaluate analytical measurement system performance (Руководство по применению статистических методов контроля качества и построению контрольных карт для оценки характеристик аналитической системы измерений)
ASTM D 7260 Practice for optimization, calibration, and validation of inductively coupled plasma-atomic emission spectrometry (ICP-AES) for elemental analysis of petroleum products and lubricants [Руководство по оптимизации, калибровке и проверке атомно-эмиссионной спектрометрии с индуктивно связанной плазмой (ICP) для элементного анализа нефтепродуктов и смазочных материалов]
3 Сущность методов
Растворяют примерно 10 г образца в органическом растворителе (Предупреждение - Легковоспламеняющийся. Пары опасны для здоровья) для получения испытуемого раствора, содержащего 10% масс. образца. Распыляют раствор в плазме и измеряют интенсивность излучаемого света на характерных для анализа длинах волн спектрометрами последовательного или одновременного действия. Полученные значения интенсивности излучения соотносят с концентрациями металлов путем соответствующего использования калибровочных данных.
Взвешивают в химическом стакане от 1 до 20 г образца и разлагают концентрированной серной кислотой (Предупреждение - Токсичная. Вызывают серьезные ожоги. Опасны для здоровья или смертельны при проглатывании или вдыхании) при нагреве до сухого состояния. При разложении необходимо принять соответствующие меры предосторожности, поскольку пары кислоты агрессивны и смесь является потенциально огнеопасной. Оставшийся углерод сжигают в муфельной печи при температуре 525°C. Неорганический остаток обрабатывают азотной кислотой (Предупреждение - Токсичная. Вызывают серьезные ожоги. Опасны для здоровья или смертельны при проглатывании или вдыхании), выпаривают до сухого состояния, растворяют в разбавленной азотной кислоте и доводят до необходимого объема. Раствор распыляют в плазме атомно-эмиссионного спектрометра. Интенсивность излучаемого света при характеристических длинах волн металлов измеряют спектрометрами последовательного или одновременного действия. Полученные значения интенсивности излучения соотносят с концентрациями металлов путем соответствующего использования калибровочных данных.
4 Назначение и применение
4.1 По настоящему стандарту определяют никель, ванадий и железо в нефти и остаточных топливах. Настоящий стандарт дополняет ASTM D 1548, по которому определяют только ванадий.
4.2 При сгорании топлива присутствующий в нем ванадий может образовывать коррозионно-активные соединения. Стоимость сырой нефти частично может определяться концентрациями никеля, ванадия и железа. Никель и ванадий, присутствующие в следовых количествах в нефтяных фракциях, в процессе переработки могут дезактивировать катализаторы. Приведенные в настоящем стандарте методы испытаний являются основными для определения концентраций никеля, ванадия и железа.
5 Чистота реактивов
5.1 Для всех испытаний используют реактивы квалификации х.ч. Если нет других указаний, считают, что все реактивы соответствуют требованиям спецификаций комиссии по аналитическим реактивам Американского химического общества. Можно использовать реактивы другой квалификации, если заранее установлено, что реактив имеет достаточно высокую чистоту и его использование не снизит точность определения.
"Reagent Chemicals, American Chemical Society Specifications" American Chemical Society, Washington, DC. Рекомендации по испытанию реагентов, не входящих в перечень Американского химического Общества, см. "Аnаlar Standards for Laboratory Chemicals", BDH Ltd., Poole, Dorset, U.K., и "United States Pharmacopeia and National Formulary", U.S. Pharmacopeial Convention, Inc. (USPC), Rockville, MD.
5.2 При определении металлов в концентрациях менее 1 мг/кг используют особо чистые реактивы.
5.3 Чистота воды
Если нет других указаний, то ссылки на воду означают реактив воды, соответствующий типу II по ASTM D 1193.
6 Отбор и подготовка проб
6.1 Целью отбора проб является получение пробы, представительной для всей партии. Пробу отбирают по ASTM D 4057 или ASTM D 4177. Контейнер для пробы заполняют не более чем на две трети.
6.2 Перед взвешиванием перемешивают пробу встряхиванием контейнера с пробой вручную. Если проба не обладает достаточной текучестью при температуре окружающей среды, то ее нагревают в термостате при температуре 80°C или в другом аппарате, обеспечивающем подходящую температуру.
Метод A - ICP с растворением испытуемого образца в органическом растворителе
7 Аппаратура
7.1 Спектрометр атомно-эмиссионный с индуктивно связанной плазмой
Спектрометр последовательного или одновременного действия, оборудованный кварцевой горелкой и радиочастотным генератором для образования и поддержания плазмы.
7.2 Небулайзер
Рекомендуется использовать распылитель при высоком содержании твердых веществ, но не обязательно. Такой тип распылителя снижает вероятность засорения. Также можно использовать концентрический стеклянный распылитель.
7.3 Насос перистальтический
Этот насос необходим для негазовых распылителей и для аспирационных распылителей. Насос должен обеспечивать расход в диапазоне от 0,5 до 3 мл/мин. Насос должен обеспечивать скорость потока в диапазоне от 0,5 до 3,0 см/мин. Трубка насоса должна быть устойчивой к воздействию растворителя не менее 6 ч. Рекомендуется использовать трубку из фторэластомера.
О возможности определения следов тяжелых металлов в нефти и нефтепродуктах методом амальгамной полярографии с накоплением Текст научной статьи по специальности «Промышленные биотехнологии»
Похожие темы научных работ по промышленным биотехнологиям , автор научной работы — А. А. Каплин, Н. И. Белоусова, А. Г. Стромберг
Использование экстракции в методе АПН для анализа материалов высокой чистоты. Основные типы экстрагентов
Разработка методики определения микропримесей индия в свинце методом амальгамной полярографии с накоплением
АМАЛЬГАМНО-ПОЛЯРОГРАФИЧЕСКОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ Zn, Cf, Pb, Cu и Bi в НИОБАТАХ, ТАНТАЛАТАХ И ЩЕЛОЧНЫХ МЕТАЛЛОВ И ПЯТИОКИСЯХ НИОБИЯ И ТАНТАЛА
Текст научной работы на тему «О возможности определения следов тяжелых металлов в нефти и нефтепродуктах методом амальгамной полярографии с накоплением»
ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА им. С. М. КИРОВА
О ВОЗМОЖНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СЛЕДОВ ТЯЖЕЛЫХ МЕТАЛЛОВ В НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТАХ МЕТОДОМ АМАЛЬГАМНОЙ ПОЛЯРОГРАФИИ С НАКОПЛЕНИЕМ
А. А. КАПЛИН, И. И. БЕЛОУСОВА, А. Г. СТРОМБЕРГ
Исследования по разработке ускоренных высокочувствительных методов анализа примесей тяжелых металлов в нефти и нефтепродуктах Западно"! Сибири приобретают в настоящее время большое теоретическое и практическое значение. В процессе этих исследований могут быть выяснены следующие вопросы геохимии нефтей:
1. Зависимости количественного распределения микроэлементов в нефтях в зависимости от глубины залегания, группового состава и содержания в них асфальтено-смолистых веществ.
2. Зависимость количественного распределения микроэлементов нефтей от состава и характера сопровождающих нефть вод.
Кроме того, в настоящее время изучение микроэлементов приобрело важное практическое значение, так как установлено корродирующее влияние некоторых микроэлементов на стальную аппаратуру, а также отравляющее воздействие их на катализаторы при крекинге [1,2]. Полное удаление из нефти и продуктов ее переработки микроэлементов может быть осуществлено в том случае, если известны точные количества элементов. Это обстоятельство стимулирует исследователей разрабатывать новые, более чувствительные методы определения следов микроэлементов в нефтях и нефтепродуктах.
Для изучения количественного распределения микроэлементов в нефтях и продуктах ее переработки с успехом может быть использован метод амальгамной полярографии с накоплением, выгодно сочетающий в себе высокую чувствительность (до 10~8% и, ниже) с простотой аппаратурного оформления анализа.
В настоящей работе изучена возможность амальгамно-полярографи-ческого определения следов цинка и свинца в нефтях и нефтепродуктах. По литературным данным [5], комплекс цинк-дитизон формируется непосредственно в растворе нефть-четыреххлористый углерод.. Это положено в основу отделения цинка от нефти экстракцией его в виде дитизоно-вого комплекса. Для дальнейшего перевода цинка в водную фазу наиболее подходящим реэкстрагентом в наших условиях оказалась концентрированная соляная кислота. Другие реэкстрагенты оказались непригодными потому, что в процессе проведения реэкстракции образовывалось заметное количество эмульсии, устранить которую не представлялось возможным. Из-за эмульсии расслаивание фаз практически не достигалось. В качестве индифферентного электролита использовался 0,5 М раствор фтористого аммония. Зависимость высоты анодного
пика цинка от концентрации его ионов в растворе 0,5 M NH4F носит линейный характер. Зависимость тока от потенциала достигает предельного значения при ср = —1,5 в (отн. нас. к. э.).
Исследования проводились на полярографе ОН-101 (Венгрия). В работе использовался электролизер со вставными стаканчиками; в ка-честве индикаторного электрода использовался ртутный пленочный электрод с толщиной пленки 5—10ц; электродом сравнения служил нас. к. э. Кислород из анализируемого раствора удалялся продувкой очищенного азота перед полярографированием и во время накопления.
На основании проведенных исследований предлагается следующая методика определения микроконцентраций цинка в нефти.
Смесь 10 мл четыреххлористого углерода, 1 мл нефти и 3 мл 0,01 % раствора дитизона встряхивается в течение трех минут в делительной воронке. Затем проводится реэкстракция цинка концентрированной соляной кислотой. После достижения четкой границы между водной и органической фазами реэкстракт переносится в стаканчик для полярогра-фирования и осторожно упаривается до влажных солей. После выпаривания в стаканчик приливается 10 мл 0,5 M раствора фтористого аммония (фон) и при потенциале 1,5 в в течение пяти минут проводится накопление цинка. Содержание цинка в пробе определялось методом добавок стандартного раствора.
Чувствительность прибора —2- 10~3 а/мм. Скорость изменения потенциала— 400 мв/мин. Чувствительность методики при разработанных условиях составляет п-10-5%. Продолжительность анализа около трех часов. Относительная ошибка не более 15%.
Кроме того, нами разработана методика определения свинца в бензине методом амальгамной полярографии с накоплением. Методика основана на предварительном отделении основы упариванием с последующим разложением остатка концентрированной азотной кислотой и конечным определением свинца на фоне 0,1 M раствора соляной кислоты. Амальгамно-полярографическое поведение свинца на указанном фоне исследовано в работе [6]. Содержание свинца в бензине определялось методом добавок стандартного раствора. По разработанной методике проведен анализ образца бензина. Содержание свинца в образце равно 1,2-1,5.10"5%.
Чувствительность методики при разработанных условиях составляет п-10~5%. Относительная ошибка не более 15%.
1. Разработана методика определения следов цинка в нефти. Метод основан на отделении цинка от основы экстракцией в виде дитизонового комплекса четыреххлористым углеродом с последующей реэкстракцией и определением цинка методом АПН.
2. Разработана методика определения свинца в бензине. Чувствительность методики п-10-50/о.
1.A. В. Агафонов, И. Э. Г е л ь м с, Э. И. Рабинович. «Химия и технология топлив и масел», № 6, стр. 6, I960.
2. Cot tin André, «Gaz aujord' neu», 92, № 1, 9, 1968.
3. Serbanescu A. «Petrol si gaze» 16, № 3—4, 219, 1965. РЖХим. 2П 89, 1966.
4. В О. Краюшки н, С. Б. Казаков, В. Н. Повхович. «Donobigi» АН УРСР № 6, 810, 1966.
5. J. M, H о w а г d. Anal ehem. 37, 596, 1965.
6. А. А. К а п л и н, Р. Ф. Зарубина, Н. А. К о л п а к о в а. «Зав. лаб.», № 1, стр. 11, 1971.
Читайте также: