Методическое указание к лабораторному практикуму по химии
advertisement
Федеральное агентство по рыболовству Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Астраханский Государственный Технический Университет» Кафедра «Органическая, биологическая и физколлоидная химия» ХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА Методические указания по выполнению лабораторных работ для студентов специальностей 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Астрахань 2012 Методические указания разработаны к.х.н., доцентом кафедры органической химии Стороженко Валентиной Николаевной. Методические указания рассмотрены и одобрены на заседании кафедры органической, биологической и физколлоидной химии (протокол № 11 от 24 декабря 2012 г.) Рецензент: к.х.н., доцент Пащенко Константин Петрович 2 1. СЫРЬЕ ХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Сырьем называют природные материалы, используемые в производстве промышленных продуктов. Сырье – один из основных элементов технологического процесса, который определяет в значительной степени экономичность процесса, технику производства и качество продукта. Для химической промышленности характерны высокие материалоемкость и расход сырья; затраты на сырье составляют 60-70 % себестоимости продукции. Вследствие роста промышленного производства и увеличения ассортимента химической продукции возникает необходимость в новых видах сырья. Развитие техники добычи, подготовки, обогащения сырья позволяет использовать новые виды сырья, полезные ископаемые, содержащие малые количества полезных компонентов. Таким образом, сырьевая база химической промышленности непрерывно расширяется. Исходным материалом многих производств является сырье, уже подвергшееся промышленно переработке, которое называют полупродуктом (полуфабрикатом или основным материалом). Некоторые химические производства используют в качестве сырья отходы и побочные продукты других производств. 3 2. ХАРАКТЕРИСТИКА И ЗАПАСЫ СЫРЬЯ Сырье химической промышленности классифицируют по различным признакам. По происхождению его делят на минеральное, растительное и животное. Преобладает минеральное сырье, т.е. полезные ископаемые, добываемые из земной коры. По агрегатному состоянию различают твердое, жидкое (нефть, рассолы) и газообразное (воздух, природный газ) сырье. По составу оно подразделяется на органическое и неорганическое. Минеральное сырье в свою очередь делится на рудное, нерудное и горючее (органическое). Рудным минеральным сырьем называют горные породы или минеральные агрегаты, содержащие металлы, которые могут быть экономически выгодно извлечены в технически чистом виде. Так, например, железо содержится в магнитном железняке в виде Fe2O4, в красном железняке Fe2O3, в буром железняке Fe(OH)3 и др. Медные руды обычно содержат сернистые соединения меди Cu2S, CuS, FeCuS2 и т.п. Кроме минералов, включающих основной металл, руды всегда имеют примеси. Те примеси, которые не используются в производстве для получения продуктов, называются пустой породой. Руды, содержащие несколько металлов в количествах, достаточных для их извлечения, называются полиметаллическими. Например, к ним относятся руды, содержащие сульфиды нескольких цветных металлов: медно-цинковые, свинцово-цинково-серебряные и др. Поскольку сырье в химической промышленности составляет в среднем 60-70% себестоимости продукта, то его правильный выбор и рациональное, экономическое использование является одной из главных задач химической технологии. Важнейшие тенденции в развитии сырьевой проблемы: 1) изыскание и применение более дешевых видов сырья; использование местного сырья; 2) применение концентрированного сырья (обогащение сырья); 3) комплексное использование сырья; 4) замена пищевого сырья не пищевым и растительного минеральным. Все эти направления рационального выбора и 4 использования сырья взаимосвязаны. Так, например, замена пищевого сырья минеральным одновременно служит средством резкого удешевления сырья. Изыскание более дешевых видов сырья ведется разнообразными путями во всех производствах. В ряде производств высококачественное сырье, но требующее дальних перевозок и потому дорогое, заменяется более дешевым местным. В других производствах вместо специально добываемого сырья стремятся использовать отходы других отраслей народного хозяйства. Применение более легко добываемого, а следовательно, и дешевого и в то же время эффективного сырья особенно ярко проявлялось в широком использовании нефти и природного газа в качестве сырья химической промышленности взамен каменного угля и других видов сырья (например, древесины). Себестоимость добычи и подготовки нефти в 3,5 раза меньше, чем угля, а природного газа – в 12 раз. Соответственно резко снижается себестоимость химических продуктов, полученных из нефти и природного газа. Например, применение природного газа взамен кокса в производстве синтетического аммиака позволило снизить его себестоимость в два раза и соответственно уменьшить стоимость азотных удобрений. В перспективе нефть и природный газ следует использовать главным образом как сырье химической промышленности; для замены их в энергетических целях предназначено на первых порах твердое топливо, а в дальнейшем ядерная энергия, гидроэнергия, энергия солнечных излучений и т.д. 5 3. СОСТАВ И ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА СЫРЬЯ 3.1. Состав и свойства твердых топлив. Твердые топлива содержат горючую органическую массу и негорючую, или минеральную часть – балласт. Органическая масса топлива состоит в основном из углерода, водорода и кислорода. Помимо этих элементов в органической массе могут содержаться, например, азот и сера. Состав топлив приведен в табл.1. Соотношение между отдельными элементами, входящими в состав топлива, влияет на его свойства. Негорючая часть топлива состоит из влаги и минеральных веществ. Количество влаги в топливе зависит не только от вида топлива, но и от способа его добычи и хранения. Минеральную часть топлива составляют карбонаты, силикаты, фосфаты, сульфаты, сульфиды металлов – железа, кальция, магния, алюминия, калия, натрия и др. При сжигании или газификации топлива минеральные вещества остаются в виде золы; при этом многие из них подвергаются разложению с образованием оксидов. При пиролизе зола находится в твердом остатке топлива (см. табл. 1). Примесь серы сильно влияет на свойства топлива и качество получаемых при его переработке продуктов. Таблица 1. Состав топлив Топливо Органическая Влага, Зола, Сера, Выход Теплотвор масса, % % % % лету ная чих, способност % ь высшая, С Н О+N кДж/кг Древеси 44,0 6,0 50,0 30-40 0,4 0,0 >70 18850 Торф 59,0 6,0 35,0 25 4,5 0,4 70 23900 Бурый 70,0 5,5 24,5 ≤ 50 4,0 2-3 45-55 25550 на 6 уголь Каменн 82,0 5,0 13,0 3-8 6,0 2-6 8-50 33920 95,0 2,0 3,0 1,3 6,0 1-2 8 33500 75,0 10,0 15,0 - 50,0 - - 33920 ый уголь Антра цит Горю чие сланцы Она входит в топливо в виде сульфидов – сульфидная сера, сульфатов – сульфатная сера и органических соединений – органическая сера. При сжигании и газификации топлива сульфидная и органическая сера окисляется, образуя диоксид серы, а сульфатная в большинстве случаев остается в золе. При сухой перегонке топлива сера распределяется между получаемыми продуктами, но остальное количество остается в твердом остатке. Количество серы в различных видах топлива указано в табл. 1. Летучими веществами называются газообразные и жидкие продукты (при высокой температуре последние находятся в парообразном состоянии), получающиеся при нагревании топлива без доступа воздуха. Вместе с летучими веществами удаляется и влага. Выход летучих (потери в массе топлива при нагревании его без доступа воздуха при 8500С в течение 7 мин за вычетом имеющейся в топливе влаги) позволяет судить о целесообразности его химической переработки для получения жидких и газообразных продуктов. Выход летучих для различных топлив показан в табл. 1. Теплотворная способность – это количество теплоты, которое получают при сжигании единицы массы или объема топлива. Теплотворная способность является энергетической характеристикой топлива и выражается в 7 джоулях; она зависит от состава и влажности топлива. Значения теплотворной способности различных видов топлива представлены в табл. 1. 3.2. Состав и свойства нефти. Нефти – маслянистые жидкости от желтоватого до темно-коричневого цвета, практически нерастворимые в воде. Нефть в основном состоит из углерода (83-87 %) и водорода (12-14 %), входящих в состав сложной смеси углеводородов. Кроме углеводородной в нефти имеется небольшая не углеводородная часть и минеральные примеси. Углеводородная часть нефти состоит из парафиновых (алканов), нафтеновых (циклоалканов) и ароматических углеводородов. Непредельные углеводороды (олефины), как правило, в нефти отсутствуют, но встречаются в продуктах ее переработки. Газообразные парафиновые углеводороды (от СН4 до С4Н10 включительно) присутствуют в нефти в растворенном состоянии. При выходе нефти из недр Земли на поверхность, когда давление нефти снижается, газообразные углеводороды выделяются из нее в виде попутных газов. Жидкие парафиновые углеводороды (от С5Н12 до С15Н32 включительно) составляют основную массу жидкой части нефти и жидких фракций, получаемых при ее перегонке. Твердые парафиновые углеводороды (от С16Н34 и выше) растворены в нефти и могут быть из нее выделены. Нафтеновые углеводороды в нефтях представлены главным образом производными циклопентана и циклогексана. Ароматические углеводороды встречаются в нефтях в относительно небольших количествах, большей частью в виде бензола и его гомологов: толуола, ксилолов, а также образуются в процессах переработки нефти. В зависимости от преимущественного содержания в нефтях углеводородов различных классов они разделяются на парафиновые (например, некоторые грозненские, башкирские, нефти Татарии), парафино-нафтеновые (сураханская), нафтеновые (некоторые бакинские), парафино-нафтено-ароматические майкопские), ароматические (чусовская). 8 (некоторые Неуглеводородная часть нефти состоит из сернистых, кислородных и азотистых соединений. Сера, количество которой колеблется от 0,1 до 7,0%, входит в состав меркаптанов, сульфидов, дисульфидов жирного ряда. По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (например, кавказские нефти) и многосернистые (нефти Башкирии, Татарии). Кислородные соединения нефти составляют нафтеновые кислоты, смолы и асфальтеновые вещества. Смолы и асфальты – продукты с высокой молекулярной массой придают нефти темную окраску, они химически неустойчивы и легко при нагревании разлагаются и коксуются. Азотистые соединения нефти представлены производными пиридина, хинолина и аминами. В нефтях содержится до 1,5 и 2,2% кислорода и азота соответственно. Минеральные примеси в нефти – это механические примеси, минеральные соли, зола. Механические примеси – твердые частицы песка, глины – уносимые нефтью из земли при добыче. Вода в нефти находится в двух видах: отделяемая от нефти при отстаивании и в виде стойких эмульсий, которые могут быть разрушены только специальными методами. Минеральные соли, например хлориды кальция и магния, растворены в воде, содержащейся в нефти. Зола составляет в нефти сотые и даже тысячные доли процента: в нее входят натрий, кальций, магний, железо и другие элементы. Фракционный состав нефти определяется фракционной перегонкой, при которой нефть разделяется на фракции по температурам кипения. От начала кипения до 3000С отбирают десятиградусные фракции, а затем пятидесятиградусные фракции до фракций с концом кипения 475-550 С. Или же 0 отмечают температуру начала кипения и температуры при которых отгоняется 10, 50, 95 и 97,5 объемн. %, а также определяют объемную долю остатка и потери. В условиях промышленной переработки нефть разделяют перегонкой при атмосферном давлении на фракции со следующими пределами выкипания: 9 Бензин н.к. – 180-2000 Лигроин 160-2000С Керосин 200-3000С Газойль 270-3500С Мазут >3500С Мазут разгоняют под вакуумом, при этом отбирают масляные фракции. Остаток после разгонки мазута (выше 5000С) называется гудрон или полугудрон. Нефти различных месторождений значительно отличаются друг от друга по фракционному составу, а, следовательно, по потенциальному содержанию бензиновых, керосиновых, газойлевых и масляных фракций. Большинство перерабатываемых в промышленности нефтей содержит от 30 до 50% светлых нефтепродуктов, т.е. фракций, перегоняющихся до 300-3500С. Легкие нефти, не содержащие тяжелых фракций, встречаются достаточно редко. Найдены также и тяжелые нефти, не содержащие светлых фракций, и богатые смолистыми веществами. Свойства нефти зависят от ее состава. Нефть – вязкая, опалесцирующая на свету жидкость, имеющая цвет от светло-желтого до темнокоричневого. Нефть и нефтепродукты плохо проводят электрический ток, являясь диэлектриками. Это свойство используется на практике. Многие нефтепродукты применяются как изоляционные материалы, например, твердые парафины, специальные нефтяные масла (трансформаторные, конденсаторные). Плотность нефтей меньше единицы, т.е. они легче воды. Для большинства нефтей она находится в пределах 0,81-0,90 г/см3, тяжелые смолянистые нефти имеют плотность, близкую к 1 г/см 3. В большинстве случаев, чем больше геологический возраст и, соответственно, больше глубина залегания пласта, тем нефть имеет меньшую плотность. 10 Молекулярная масса нефтей и нефтепродуктов – это усредненная величина, поскольку нефти – это сложные смеси органических соединений различного строения и молекулярной массы. Молекулярная масса изменяется в широких пределах, но для большинства нефтей она колеблется в пределах 220300. Для нефтяных фракций она возрастает, также как и плотность, с повышением температуры кипения фракции. Вязкость является важнейшей характеристикой нефтей, которая используется при подсчете запасов нефти, проектировании и разработке нефтяных месторождений, выборе способа транспорта и схемы переработки нефти, в химмотологии. Для нефтей обычно определяют кинематическую (или динамическую) вязкость при температурах от 0 до 50С. На вязкость нефтей и нефтепродуктов существенное влияние оказывает температура – с понижением температуры вязкость увеличивается. Вязкостно-температурные свойства нефтепродуктов зависят от их фракционного и углеводородного состава. Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений изменяется в довольно широких пределах: от 2 до 300 сСт при 20 0С. Температура вспышки – это температура возгорания паро-воздушной смеси. Она зависит от фракционного состава нефти или нефтепродукта, и прежде всего от содержания в них легких углеводородов, способных испарятся при данной температуре. Температура застывания - это температура, при которой нефть или нефтепродукт в стандартных условиях теряют подвижность. Температура застывания нефти и нефтепродуктов зависит от их химического состава, прежде всего от содержания парафиновых углеводородов. Она изменяется, в среднем, от -620С до +350С. Малопарафинистые нефти имеют низкие температуры застывания, а высокопарафинистые – высокие температуры застывания. 11 3.3. Методы переработки различных топлив. Большое распространение получили процессы пирогенетической переработки топлив, при которых физические и химические превращения протекают при высоких температурах. Пирогенетическая переработка топлив может протекать по трем основным направлениям: газификация, гидрирование и нагрев без доступа воздуха, называемый также сухой перегонкой и пиролизом. Газификацией топлива называется процесс, при котором органическая часть твердого топлива превращается в горючие газы при взаимодействии с воздухом, водяным паром, кислородом и другими газами. Газификация позволяет получать из малоценного (в частности, многозольного) топлива, так называемые генераторные газы, которые представляют собой беззольное, транспортабельное топлива и сырье для химической промышленности. Гидрированием топлива, или гидрогенизацией, называют переработку топлива, при которой под влиянием высокой температуры, при действии водорода и в присутствии катализаторов протекают реакции, приводящие к образованию продуктов, более богатых водородом, чем исходное сырье. Высокие температуры при гидрировании достигаются нагреванием реагирующих веществ горячими газами через стенку и за счет теплоты экзотермических реакций. Процессы гидрирования используются при переработке жидких и твердых топлив. Сухая перегонка топлива происходит при нагревании топлива без доступа воздуха. В результате могут протекать: а) физические процессы, например разделение жидких топлив на фракции по температурам кипения и др.; б) химические процессы – глубокие химические деструктивные превращения компонентов топлива с получением ряда продуктов. Роль и характер отдельных процессов при пиролизе различных видов топлив неодинаковы. В большинстве случаев их суммарный тепловой эффект 12 эндотермический и поэтому для процессов пиролиза необходим подвод теплоты извне. Нагрев реакционных аппаратов большей частью производится горячими дымовыми газами, которые передают теплоту топливу через стенку или же при непосредственном соприкосновении с ним. Сухой перегонке подвергают твердые и жидкие топлива. Сухая перегонка твердых топлив (пиролиз): углей, торфа, древесины, сланцев – сложный процесс, при котором протекают параллельные и последовательные реакции. В общем, эти реакции могут быть сведены к расщеплению молекул, входящих в состав топлива, полимеризации, конденсации, деалкилированию, ароматизации продуктов расщепления и т.п. Качество и количество продуктов, получаемых при пирогенетической переработки различных топлив, неодинаковы и прежде всего зависят от вида перерабатываемого топлива, а затем для каждого топлива от температурных условий, продолжительности пребывания в зоне высоких температур и ряда других факторов. При процессах пиролиза получаются твердые, газообразные и парообразные продукты. 13 4. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ Происхождение нефти и формирование ее залежей является в течение многих лет одной из наиболее сложных проблем современного естествознания. Кроме чисто познавательного аспекта эта проблема имеет большое практическое значение, так как позволяет сознательно подходить к задачам поиска и разведки нефтяных месторождений и оценке промышленных и прогнозных ее запасов. К настоящему времени эта проблема в основном решена. Из области догадок и гипотез она переведена в научно аргументированную и в основных звеньях разработанную теорию органического происхождения нефти. Однако и сейчас среди геологов и даже химиков имеются сторонники различных вариантов гипотезы неорганического происхождения нефти. 4.1. Гипотезы неорганического происхождения нефти Одним из вариантов гипотезы неорганического (минерального) происхождения нефти являлась так называемая космическая гипотеза Соколова (1892г.), переносящая образование углеводородов нефти из углерода и водорода в эпохи формирования Земли и других планет Солнечной системы. Ранее образовавшиеся углеводороды при консолидации Земли поглощались магмой, а впоследствии при охлаждении ее по трещинам и разломам проникли в осадочные породы земной коры. Следовательно, «земная» нефть является, согласно этой гипотезе, продуктом превращения первичных углеводородов космоса, попавших на Землю вместе с другими формами космической материи. Космическая гипотеза не опирается ни на какие факты, если не считать наличия метана в атмосфере некоторых планет. Однако метан – еще далеко не нефть с многообразием ее состава. Нетрудно также видеть, что рассматриваемая гипотеза и подобные ей носят упрощенный, умозрительный характер и снимают с обсуждения сам вопрос о происхождении нефти, перенося его в области, недоступные исследованию. 14 Гораздо убедительнее для своего времени выглядела карбидная гипотеза Менделеева (1877 г.). Известно, что при действии воды на некоторые карбиды металлов образуются углеводороды. Эта реакция и легла в основу гипотезы Менделеева. По его представлениям процесс образования нефти протекал следующим образом. Вода проникла в Землю по трещинам, глубина которых должна была достигать нескольких десятков километров. Находящиеся в недрах Земли карбиды металлов реагировали с водой, образуя углеводороды. Действительно, при взаимодействии карбидов металлов с водой или кислотами в опытах наблюдалось образование жидких углеводородов, сходство которых с нефтью устанавливалось по внешнему виду и запаху. Кроме метана, этилена и ацетилена, ни один из углеводородов в продуктах реакции не идентифицирован. По представлению Менделеева, углеводороды под действием высоких температур в недрах испарялись, поднимались в область меньших давлений в наружную холодную оболочку Земли, сложенную осадочными породами. Здесь и должны были формироваться промышленные залежи нефти и газа. Гипотеза Менделеева вызывает следующие возражения. По современным представлениям, нефть состоит из огромного числа сложных углеводородов с присущими им закономерностями, которые в реакциях карбидов с водой получить невозможно. Не спасает положения и возможность синтеза углеводородов из окиси углерода и водорода по Фишеру – Тропшу, так как для него требуются строгие эквимолекулярные соотношения реагирующих компонентов и чистых катализаторов – условия, которых в мантии Земли нет. Совершенно непонятно так же, как могла вода попадать из области низких давлений на поверхности в области высоких, существующих в недрах Земли. Однако для своего времени гипотеза Менделеева была прогрессивной. В ней впервые проблема происхождения нефтей была поставлена на научную основу, и она удовлетворительно объясняла приуроченность известных в то 15 время нефтяных месторождения к подножиям горных цепей. Следует добавить, что сам автор неорганической гипотезы допускал для бакинских нефтей органическое происхождение. К числу минеральных надо отнести и гипотезу Кудрявцева, назвавшего ее магматической. Согласно его представлениям, жидкая нефть изначально содержится или же образуется в магме в незначительных концентрациях и по трещинам и разломам проникает в осадочные породы, заполняя поровые песчаники. Механизм образования нефти автором и его последователями практически не раскрыт, если не считать туманных ссылок на синтез углеводородов из окиси углерода и водорода по реакции Фишера – Тропша или же из свободных радикалов СН- и СН2-. Не разработан также и механизм миграции предполагаемой нефти из магматических пород в осадочные. Как можно видеть, неорганические гипотезы происхождения нефти находятся в противоречии и с геологическими данными, и с современными знаниями о составе нефтей. 4.2 Теория органического осадочно-миграционного происхождения нефти Идея органического происхождения нефти впервые была высказана Ломоносовым (1763 г.). Из литературы известен ряд гипотез органического происхождения нефти, по - разному трактующих состав исходного материала, условия и форму его накопления и захоронения, балансовую сторону процесса, условия и факторы превращения в нефть, факторы и виды миграции последней. Все эти гипотезы объединяет представление об органическом характере исходного материала, генетической связи его накопления и преобразования с осадочными породами, благоприятной фациальной обстановкой и превращением в нефть захороненного материала в осадочной оболочке Земли. Это обстоятельство позволило Вассоевичу назвать теорию о происхождении нефти не просто органической, а органической осадочно-миграционной. 16 Аргументация органической теории происхождения нефти может быть геологической и геохимической. Геологическая аргументация: 1. Многие промышленные залежи нефти на Земном шаре приурочены к осадочным отложениям. Лишь как исключение несколько месторождений обнаружено в кристаллических изверженных породах. Но и эти залежи всегда находятся в контакте с осадочными породами, из которых могла просочиться нефть. Осадочные породы являются не только вместилищем для нефти, но и средой, в которой совершался процесс нефтеобразования. 2. Существует явная и прямая связь между процессами нефтеобразования, углеобразования и процессами накопления битумов и дисперсного органического вещества. 3. Нефть и генетически связанные с ней асфальты имеют сходный состав с другими горючими ископаемыми органического происхождения – углями и сланцами. 4. Процессы нефтеобразования совершались во все геологические эпохи. Имеются залежи нефти в породах кембрийского возраста, насчитывающих свыше 500 млн. лет, и в молодых – третичных отложениях, имеющих возраст 20 – 30 млн. лет. Геохимическая аргументация: 1. В нефти обнаружены оптически активные вещества биогенного происхождения. Такие же вещества найдены в битумоидах осадочных пород, с которыми нефть генетически связана. 2. В составе нефти содержатся также соединения, имеющие бесспорно биогенное происхождение. Их называют биологические метки, биологические маркеры или биофоссилии. Сюда относятся: порфирины, алканы нормального 17 строения, изопреноидные углеводороды и углеводороды стероидного строения. Такие же соединения обнаружены и в составе битумоидов дисперсного органического вещества осадочных пород. 3. Кроме указанных выше соединений изучен групповой и индивидуальный углеводородный состав битумоидов дисперсного органического вещества и нефтей. Методами газожидкостной хроматографии и масс-спектроскопии изучен индивидуальный состав легких углеводородов С6 – С9. Количественные соотношения и закономерности индивидуального углеводородного состава битумоидов осадочных пород оказались совершенно такими же, как и для нефтей. 18 5. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ Главными элементами в составе нефтей являются углерод (82-87%) и водород (12-14%), следовательно, основными компонентами нефти являются углеводороды, т.е. соединения, молекулы которых состоят из углерода и водорода. Их содержание в различных нефтях составляет, в среднем, 30-70%. В газоконденсатах содержание углеводородов может достигать 100%. В нефтях представлены углеводороды трех классов: алканы, циклоалканы и арены. В последние десятилетия в некоторых нефтях Восточной Сибири и Татарии были найдены алкены. Помимо углеводородов в состав нефти входят также гетероатомные органические соединения: кислород-, азот-, серосодержащие соединения и смолисто-асфальтеновые вещества. В мире насчитывается десятки тысяч нефтяных месторождений. Нефти, получаемые с этих месторождений, различаются по химическому составу, свойствам, потенциальным возможностям получения из них нефтепродуктов. В связи с этим, важное значение имеет классификация нефтей. Удачная классификация может оказать помощь в решении вопросов генезиса нефтей, поиске и разведке нефтяных месторождений, а также в выборе путей переработки нефтей. Основными видами классификации нефтей являются химическая и технологическая. В основу химической классификации положен химический состав нефтей, т.е. преимущественное содержание в нефти какого-либо одного или нескольких классов углеводородов. Согласно этой классификации различают нефти: парафиновые, нафтеновые, ароматические, смешанные. При отнесении нефти к одному из этих типов исходят из того, что представители данного класса углеводородов содержатся в данной нефти в количестве более 50%. Например, нефти полуострова Мангышлак – парафиновые, бакинские нефти – нафтеновые. Большинство перерабатываемых в промышленности нефтей относятся к нефтям смешанного типа, т.е. когда представители другого класса 19 углеводородов содержатся в нефти в количестве не менее 25% (парафинонафтеновые, нафтено-ароматические). Например, многие Волго-Уральские нефти парафино-нафтеновые. Редко встречаются нефти, в которых представители всех трех классов углеводородов содержатся примерно в одинаковых количествах: парафино-нафтено-ароматические (Майкопская нефть). Однако эта классификация нефтей довольно условна, поскольку углеводородный состав даже нефти одного месторождения меняется при переходе от одного горизонта залегания к другому. В технологической классификации нефтей учитывают такие показатели, как плотность нефтей, массовое содержание светлых фракций, массовое содержание серы, смолисто-асфальтеновых соединений, твердых парафинов. 20 6. УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ ГАЗОВ, НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ Углеводороды – это органические соединения, молекулы которых состоят из атомов углерода и водорода. Существует несколько типов такого рода соединений в зависимости от того, как соединены между собой атомы углерода. Они делятся на соединения с открытой цепью или ациклические, и соединения с замкнутой цепью или циклические. *Выделены углеводороды, встречающиеся в нефтях. Углеводороды с открытой цепью или ациклические углеводороды, в которых все связи углерод-углерод простые (одинарные): С-С, носят название алканов (насыщенных или парафиновых углеводородов). Они имеют общую формулу СnH2n+2. Ряд углеводородов, объединенных общей молекулярной формулой, имеющих схожие строение и химические свойства, но отличающихся на одну или несколько групп – СН2- называется гомологическим рядом. Другие типы гомологических рядов ациклических углеводородов – это алкены, алкадиены и алкины. Алкены (этиленовые углеводороды или олефины), 21 соединения, в молекуле которых помимо простых связей С-С имеются двойные углерод-углеродные связи С=С. Общая формула этого гомологического ряда СnH2n. Алкины (ацетиленовые углеводороды) – это углеводороды, в молекулах которых имеется тройная связь между атомами углерода С ≡ С. Общая формула гомологического ряда ацетиленовых углеводородов СnH2n-2. В молекулах углеводородов может быть несколько двойных и тройных связей. Например, алкадиены – углеводороды с двумя двойными связями в молекуле, с общей формулой СnH2n-2. Циклические углеводороды включают два гомологических ряда: ациклический и ароматический. Углеводороды ациклического ряда содержат кольца, состоящие из углеродных атомов, связанных между собою простыми связями, как, например, в циклогексане: CH2 H2C CH2 H2C CH2 CH2 Ароматические углеводороды – соединения, имеющие в молекуле бензольное кольцо: CH CH HC HC CH CH 22 или ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАБОТЕ В ХИМИЧЕСКОЙ ЛАБОРАТОРИИ Многие из веществ, используемых в практике химических лабораторий, являются в той или иной мере воспламеняющимися или токсичными, или теми и другими одновременно. Поэтому при работе в лаборатории необходимо строго соблюдать основные правила техники безопасности независимо от того, какой выполняют эксперимент. 1. Категорически запрещается работать одному в лаборатории, так как в экстренном случае будет некому оказать пострадавшему первую помощь и ликвидировать последствия неудавшегося эксперимента. Работать следует только в отведенное время под контролем преподавателя или других сотрудников. 2. Необходимо соблюдать тишину, чистоту и порядок. Поспешность и неряшливость в работе часто приводят к несчастным случаям. Нельзя отвлекаться от работы и отвлекать своих товарищей. Запрещается держать на лабораторном столе посторонние предметы (сумки, учебники и т.д.). 3. Категорически запрещается принимать и хранить пищу, пить воду и курить. 4. Каждый должен знать, где находятся средства индивидуальной защиты, аптечка, средства для тушения пожара. Кроме очков, в лаборатории должны быть защитные маски, респираторы и противогазы. Во всех лабораториях в легко доступных местах находятся средства для пожаротушения (ящики с песком и совком, огнетушители, противопожарные одеяла); аптечки, которые снабжены всеми медикаментами, необходимыми для оказания первой медицинской помощи (растворы борной кислоты, гидрокарбоната натрия, перманганата калия, танина, нашатырного спирта, а также вата, бинт, йодная настойка, активированный уголь, мазь от ожогов, склянка для промывания глаз). 23 5. В лаборатории необходимо находиться в застегнутом хлопчатобумажном халате. Это обеспечивает некоторую индивидуальную защиту и позволяет избежать загрязнения одежды. 6. Приступать к работе можно только после усвоения всей техники ее выполнения. Если вы испытываете какие-либо сомнения в методике проведения эксперимента или в технике безопасности, прежде чем продолжать работу, проконсультируйтесь с преподавателем. 7. Нельзя проводить опыты в загрязненной посуде. Посуду следует мыть сразу после окончания эксперимента. 8. Категорически запрещается пробовать химические вещества на вкус. Нюхать вещества следует осторожно, не поднося сосуд близко к лицу, а лишь направляя к себе пары или газы легким движением руки, при этом не следует делать полный вдох. Жидкие органические вещества и их растворы запрещается набирать в пипетки ртом, для этого необходимо использовать резиновые груши и другие приспособления. 9. В процессе работы необходимо следить, чтобы вещества не попадали на кожу, так как многие из них вызывают раздражение и ожоги кожи и слизистых оболочек. 10. Все банки, в которых хранятся вещества, должны быть снабжены этикетками с соответствующими названиями. 11. Запрещается нагревать, смешивать и взбалтывать реактивы вблизи лица. При нагревании нельзя держать пробирку или колбу отверстием к себе или в направлении работающего товарища. 12. Необходимо пользоваться защитными очками в следующих случаях: а) при работе с едкими веществами (с концентрированными растворами кислот и щелочей, при дроблении твердой щелочи и т.д.); б) при перегонке жидкостей при пониженном давлении и работе с вакуумприборами; в) при работе со щелочными металлами; 24 г) при определении температуры плавления веществ в приборе с концентрированной серной кислотой; д) при работе с ампулами и изготовлении стеклянных капилляров. 13. Запрещено выливать в раковину остатки кислот и щелочей, огнеопасных и взрывоопасных, а также сильно пахнущих веществ. Для слива этих веществ в вытяжном шкафу должны находиться специальные сосуды с плотно притертыми крышками и соответствующими этикетками («СЛИВ КИСЛОТ», «СЛИВ ЩЕЛОЧЕЙ», «СЛИВ ОРГАНИКИ»). 14. Не разрешается бросать в раковину стекла от разбитой посуды, бумагу и вату. 15. После завершения работы необходимо отключить газ, воду, вытяжные шкафы и электроэнергию. Правила техники безопасности при работе с кислотами и щелочами 1. Хранить концентрированные кислоты и щелочи следует в вытяжном шкафу в прочной посуде на поддоне. 2. Все работы с кислотами и щелочами нужно проводить в защитных очках. 3. Концентрированную соляную и азотную кислоты можно переливать только в вытяжном шкафу. Разбавление кислот следует проводить в жаростойкой посуде, при этом кислоту необходимо приливать к воде небольшими порциями, при перемешивании (нельзя приливать воду к концентрированной кислоте, так как в этом случае выделяется большое количество теплоты, вода, как менее плотное вещество, вскипает на поверхности кислоты, и жидкость может быть выброшена из сосуда). 4. При растворении гидроксидов натрия и калия, кусочки щелочи можно брать только пинцетом или шпателем, но не руками; растворение этих веществ следует проводить небольшими порциями. 25 Правила техники безопасности при работе с бромом 1. Бром необходимо хранить только в толстостенной посуде из темного стекла, с плотно притертыми пробками в ящике с песком под тягой, отдельно от концентрированных кислот и аммиака. 2. Все работы с бромом необходимо проводить в вытяжном шкафу в резиновых перчатках и защитных очках, так как он является сильно ядовитым веществом, действующим на слизистые оболочки, вызывающим при попадании на кожу тяжело заживающие ожоги. Категорически запрещается набирать бром в пипетку ртом; для этого следует использовать резиновую грушу. 3. Переносить склянки с бромом можно только в емкостях с песком. Правила техники безопасности при работе с металлическими натрием и калием 1. Нельзя допускать соприкосновения щелочных металлов с водой и галогеносодержащими соединениями. 2. Необходимо хранить металлические натрий и калий в толстостенной посуде из темного стекла под слоем обезвоженного керосина или трансформаторного масла в вытяжном шкафу. 3. Для работы металлический натрий нужно извлечь пинцетом из-под защитного слоя, остатки керосина промокнуть сухой фильтровальной бумагой, отрезать ножом необходимое количество металла и сразу же использовать его по назначению. 4. Большие обрезки натрия следует собрать под слоем керосина, а небольшие кусочки, посуду и бумагу с остатками металла залить этиловым спиртом. 5. Категорически запрещается выбрасывать остатки металлических натрия и калия в мусорное ведро и раковину и оставлять их в пустых пробирках и колбах. 6. Для нагревания реакционных смесей, содержащих щелочные металлы, можно пользоваться только воздушными и песчаными банями. 26 Техника безопасности при работе с легковоспламеняющимися жидкостями 1. Работы с легковоспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ) следует проводить подальше от огня. Запрещается нагревать летучие и легковоспламеняющиеся жидкости (ацетон, эфиры, спирты, петролейный эфир, бензин, бензол, сероуглерод) на открытом пламени. Для нагревания ЛВЖ можно пользоваться водяной баней или электрической плиткой с закрытой спиралью, при этом колба должна быть снабжена водяным холодильником. 2. Нельзя нагревать горючие вещества в открытых сосудах. Это следует делать в колбах с обратным холодильником. 3. Перегонять ЛВЖ следует в приборе с водяным холодильником или на роторном испарителе. Нельзя перегонять жидкости досуха — это может привести к взрыву или пожару. Приборы, в которых содержится ЛВЖ, следует разбирать после удаления всех источников пламени (зажженные газовые горелки, спиртовки, электрические плитки с открытой спиралью и т.д.) и полного охлаждения колбы. 4. Категорически запрещается выливать ЛВЖ в канализацию, ведра и ящики для мусора, так как случайно брошенная спичка может вызвать пожар. 5. ЛВЖ должны храниться в металлических шкафах в количествах, не превышающих дневные потребности. Техника безопасности при работе под вакуумом При работе под вакуумом (перегонка под вакуумом, вакуум-эксикаторы) необходимо пользоваться очками или защитной маской. При перегонке под вакуумом запрещено использовать плоскодонные колбы, так как они будут раздавлены. По окончании работы давление необходимо выравнивать лишь после полного охлаждения прибора. 27 Меры безопасности при утечке газа и тушении локального пожара и горящей одежды 1. При обнаружении запаха газа необходимо отключить газовую магистраль, электроприборы и тщательно проветрить лабораторию. Категорически запрещается пользоваться спичками и включать электрический свет. 2. При возникновении пожара нужно быстро убрать все горючие вещества подальше от места возгорания, отключить газовую магистраль, все электроприборы и прекратить активный доступ воздуха в лабораторию. 3. Пламя следует тушить песком или противопожарным одеялом. Тушение пламени водой может привести к расширению очага пожара. В случае более обширной площади возгорания следует пользоваться огнетушителем. 4. Если на ком-либо загорится одежда, необходимо плотно накрыть загоревшуюся ткань противопожарным одеялом. При возгорании одежды нельзя бежать, так как это способствует распространению пламени. Оказание первой медицинской помощи при ожогах и отравлениях химическими веществами 1. При термических ожогах первой степени (краснота и припухлость) обожженное место надо обработать спиртовым раствором танина, 96%-ным этиловым спиртом или раствором перманганата калия. При ожогах второй и третьей степени (пузыри и язвы) допустимы только обеззараживающие примочки из раствора перманганата калия, после чего необходимо обратиться к врачу. 2. При ожогах кислотами необходимо промыть пораженное место большим количеством проточной воды, а затем 3%-ным раствором гидрокарбоната натрия, после чего — снова водой. 3. При ожогах щелочами нужно промыть очаг поражения проточной водой, а затем разбавленным раствором борной или уксусной кислоты. 28 4. При попадании щелочи или кислоты в глаза необходимо промыть их проточной водой (3—5 мин), а затем раствором борной кислоты (в случае попадания щелочи) или гидрокарбоната натрия (в случае попадания кислоты), после чего обратиться к врачу. 5. При ожогах фенолом очаг поражения следует обработать 70%-ным этиловым спиртом, а затем глицерином до исчезновения белых пятен на коже. При отравлении парами фенола категорически запрещается пить молоко. 6. При ожогах бромом его нужно смыть 96%-ным спиртом или разбавленным раствором щелочи, после чего место поражения смазать мазью от ожогов и обратиться к врачу. При отравлении парами брома необходимо несколько раз глубоко вдохнуть пары этилового спирта, а затем выпить молока. 7. При попадании на кожу едких органических веществ, не растворимых в воде, их необходимо смыть большим количеством подходящего растворителя. После оказания первой помощи пострадавший должен быть направлен в медпункт. 29 Лабораторная работа №1. ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕГОНКА НЕФТИ Нефть представляет собой сложную смесь органических веществ, главным образом углеводородов. Перегонка нефти – процесс разделения её на фракции по температурам кипения лежит в основе переработки нефти в моторное топливо, смазочные масла и другие ценные химические продукты. С перегонки нефти начинают также изучение её химического состава. Основные фракции и продукты, которые получают при прямой перегонке нефти: 1. Бензиновая фракция (от начала кипения до 180°С) – смесь легких (С5-С9) парафиновых, ароматических и нафтеновых углеводородов. 2. Керосиновая фракция (180-270°С) – содержит углеводороды С10-С15,используется в качестве компонента моторного топлива для реактивных и дизельных двигателей, для бытовых нужд (осветительный керосин). 3. Газойлевая фракция (270-350°С) содержит углеводороды С16- С20, может быть использована в качестве компонента дизельного топлива, а также в качестве сырья для крекинга. 4. Мазут – нефтяной остаток, кипящий выше 350°С. Разгонка мазута на фракции осуществляется в вакууме для предотвращения его термического разложения. При этом получают следующие масла: соляровое, трансформаторное, веретенное, машинное и др. Порядок работы. В колбу Вюрца объёмом 100 мл наливают 50 мл сырой нефти. Колбу закрывают пробкой с термометром и через отводную трубку соединяют с холодильником, к концу которого присоединяют алонж. Массу взятой нефти вычисляют по формуле: m=Vρ, 30 где: V – объём нефти ρ – плотность нефти В качестве приёмника используют 3 небольшие конические колбы, которые предварительно взвешивают. Колбу Вюрца осторожно нагревают на песчаной бане или на асбестовой сетке. Отмечают начало кипения (н.к.) первой фракции и отбирают продукт, выкипающий до 180°С. При достижении температуры отгоняющихся паров 135°С прекращают подачу воды в холодильник. При температуре отгоняющихся паров 180°С колбу-приёмник меняют. Во второй приёмник отбирают керосиновую фракцию с интервалом температуры кипения 180-270°С. Газойлевую фракцию (270-350°С) отбирают в третий приёмник. Рис 1.1 Установка для перегонки нефти 1-перегонная колба (колба Вюрца); 2-холодильник; 3-алонж; 4-приёмник. Приёмники с отобранными дистиллятами взвешивают и по разности определяют массу каждой фракции. Затем при помощи мензурок определяют объём каждой фракции и вычисляют их плотность (вычисленная плотность). Убеждаются, что плотность фракций растёт с увеличением температуры их кипения. После этого аналогичные фракции от всех опытов сливают в одну мензурку, и плотность всех фракций определяется с помощью ареометров 31 (экспериментальная плотность). Полученные данные сравниваются с вычисленными. Результаты перегонки заносятся в таблицу 1.1 и составляется материальный баланс перегонки. Таблица 1.1 Материальный баланс фракционной перегонки нефти Название продукта (фракции) Пределы Объём, Масса, кипения, см , мл г 3 °С Плотность Выход в % выч. объм. вес. 100 100 100 100 эксп Взято: Нефть 50 Получено: 1. Бензин н.к.-180 2. Керосин 180-270 3. Газойль 270-350 Остаток (мазут) выше 350 Всего получено 32 Лабораторная работа №2. МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ И ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДОВ (алканов, алкенов, алкинов, аренов) Опыт 1. Получение и свойства метана В ступке растирают одну часть ацетата натрия (СН3СООNa) с двумя частями натронной извести (NаОН). Смесь пересыпают в сухую пробирку с газоотводной трубкой и нагревают сначала осторожно, а затем сильно. CH 3 CH O ONa + NaOH t CH4 + Na 2CO3 Чтобы убедиться в том, что метан трудно вступает в химические реакции, его пропускают в пробирки, наполненные раствором перманганата калия и бромной водой. Окраска растворов при этом не изменяется, так как в обычных условиях метан не окисляется и не вступает в реакции замещения. Опыт 2. Получение и свойства этилена. В пробирку с газоотводной трубкой помещают 1 мл этилового спирта и, осторожно взбалтывая, приливают 4 мл концентрированной серной кислоты. В разогревшуюся смесь бросают кипелку и начинают медленно и осторожно нагревать пробирку до начала равномерного выделения газа. Реакционная смесь при этом темнеет: CH 3 CH 2 OH t CH 2 H2SO4 33 CH 2 + H 2O Заранее готовят две пробирки, заполненные на 2/3 объема бромной водой и раствором перманганата калия (розовый раствор). Как только из газоотводной трубки начинает выделяться этилен, опускают поочередно газоотводную трубку в эти пробирки. Непредельный характер этилена проявляется в быстроте его бромирования и окисления. Бромная вода обесцвечивается, так как бром присоединяется к этилену: CH 2 CH 2 + Br 2 CH 2 CH 2 Br Br При окислении этилена раствором перманганата калия образуется этиленгликоль, в результате чего также происходит обесцвечивание раствора: CH 2 CH 2 + H2O + [O] CH 2 CH 2 OH Эти две реакции (обесцвечивание OH бромной воды и раствора перманганата калия) используют как качественные реакции, позволяющие обнаружить непредельные углеводороды в нефтепродуктах. Опыт 3. Сравнение свойств жидких алканов и алкенов. В качестве примера жидких метановых углеводородов возьмем н-гексан (CH3CH2CH2CH2CH2CH3).В качестве примера жидких алкенов возьмем гексен-1 (CH2=CH-CH2-СH2-CH2-CH3) В две пробирки наливают по 1 мл н-гексана и н- гексена. В обе пробирки прибавляют 0,5 мл бромной воды. В первой пробирке обесцвечивания не происходит, т.е. в обычных условиях н-гексан с бромом не реагирует. Во второй пробирке наблюдается исчезновение окраски, т.е. гексен-1 прореагировал с бромом: 34 CH2 CH CH2 CH2 CH2 CH3 + Br2 CH2 CH CH2 CH2 CH2 CH3 Br Br Затем, готовят опять две пробирки с н-гексаном и гексеном и приливают по 1 мл раствора перманганата калия (KMnO4). После встряхивания содержимого пробирок отмечают, что в первой пробирке изменений не происходит, раствор не обесцвечивается, т.е. реакция не идет. Во второй пробирке характерный фиолетовый цвет исчезает, т.к. гексен реагирует с KMnO4. Опыт 4. Получение и свойства ацетилена. В сухую пробирку помещают кусочки карбида кальция, затем прикапывают несколько капель воды и быстро закрывают пробирку пробкой с газоотводной трубкой. В пробирке наблюдается вспенивание за счет выделения газа. Опустите газоотводную трубку в пробирки с заранее приготовленными растворами бромной воды и перманганата калия. Наблюдается обесцвечивание растворов: CaC 2+ 2 H2O HC CH + Ca(OH) Br Br HC CH +Br 2 HC CH Br Br 35 2 Опыт5. Свойства аренов. а) Бромирование бензола и толуола. В одну пробирку помещают 1 мл бензола, в другую – 1 мл толуола. В каждую из пробирок добавляют по 1 мл бромной воды и встряхивают. Пробирки нагревают на водяной бане. Бромирование бензола в этих условиях не происходит, а толуол бромируется – происходит исчезновение окраски брома. Бромирование бензола возможно только в присутствии катализатора (железные опилки). Если в первую пробирку добавить железных опилок, встряхнуть и нагреть на водяной бане, то произойдет исчезновение окраски, следовательно, бензол бромируется. +Br2 H 2O Br + HBr +Br 2 CH3 CH3 CH 3 Br 2 + 2 Br2 + + 2 HBr Br толуол орто-бром толуол пара-бромтолуол В молекуле толуола к ароматическому кольцу присоединена группа – СН3. Это заместитель 1-го рода, он облегчает введение следующего заместителя в ароматическое кольцо и направляет его в орто - и пара - положения. 36 Опыт 6. Окисление ароматических углеводородов Опыт проводят одновременно с бензолом и толуолом. В две пробирки помещают по 1 мл раствора перманганата калия и разбавленной серной кислоты, затем добавляют по 0,5 мл в одну пробирку бензола, в другую – толуола. Сильно встряхивают каждую пробирку в течение нескольких минут. Отмечают изменение окраски в пробирках. Бензол весьма устойчив к окислению и практически не реагирует с перманганатом калия ни в кислой, ни в щелочной среде. (Если реакция идёт, вероятно, бензол содержит примесь толуола). Гомологи бензола окисляются значительно легче. KMnO4 H2SO4 бензол CH3 COOH KMnO4 H2SO4 толуол бензойная кислота Опыт 7. Нитрование нафталина В пробирку наливают 2 мл концентрированной азотной кислоты. К азотной кислоте добавляют 0,5 г нафталина. Содержимое пробирки встряхивают и нагревают на горячей водяной бане 5 мин. Затем содержимое пробирки выливают в стаканчик с 37 холодной водой. Образовавшийся нитронафталин выделяется в виде оранжевого масла, которое быстро затвердевает при встряхивании. NO2 + H2O + HNO( 3 к) нафталин - нитронафталин Нафталин нитруется значительно легче, чем бензол и толуол. Поэтому нитрование нафталина проводят не нитрующей смесью, а только концентрированной азотной кислотой. Опыт 8. Качественная реакция на ароматические углеводороды (формолитовая реакция) Ароматические углеводороды образуют с формалином в присутствии серной кислоты, ярко окрашенные продукты конденсации. Это свойство используют как качественную реакцию на присутствие ароматических углеводородов в нефтепродуктах. В фарфоровую чашечку капают 6-8 капель концентрированной серной кислоты, затем прибавляют 3-4 капли формалина и 2-3 капли исследуемого вещества. При отсутствии ароматических углеводородов смесь остается бесцветной. Появление яркого красно-бурого окрашивания свидетельствует о наличии ароматических углеводородов в испытуемом продукте. 38 Лабораторная работа №3 АНАЛИЗ ГРУППОВОГО СОСТАВА БЕНЗИНОВОЙ ФРАКЦИИ Так как нефть представляет собой смесь большого числа органических соединений, исследование ее химического состава – весьма сложная задача. Сравнительно простым составом характеризуются лишь самые легкие бензиновые фракции нефтей, выкипающие в пределах от начала кипения до 180-200°С. В их состав входят углеводороды и гетероатомные соединения, содержащие от 5 до 10 атомов углерода в молекуле. Бензиновые фракции, выделенные из нефтей прямой перегонкой, в зависимости от состава исходной нефти могут содержать в различных соотношениях арены, алканы, циклоалканы, а также некоторые гетероатомные соединения. В состав бензиновых фракций, выделенных из продуктов термокаталитической переработки нефтяного сырья, кроме перечисленных групп соединений входят ещё алкены, а иногда в незначительных количествах алкины и алкадиены. При изучении химического состава бензиновых фракций ставятся две основные задачи: 1) определение группового состава, когда находят содержание по- отдельности различных групп углеводородов: алканов, циклоалканов, аренов и алкенов (если последние содержатся в исследуемом образце); 2) определение индивидуального компонентного состава, когда в исследуемой фракции идентифицируют компоненты. 39 все составляющие её 1.Определение группового углеводородного состава методом анилиновых точек Метод анилиновых точек, основан на неодинаковой растворимости углеводородов различных классов в анилине. При смешении нефтяной фракции с анилином при комнатной температуре обычно образуются два слоя, т.е. не происходит полного растворения нефтепродукта в анилине. Если эту смесь нагреть, постоянно температуры перемешивая, произойдет полное то при достижении взаимное растворение определенной анилина и нефтепродукта, слои исчезнут и жидкость станет однородной. Температуру, соответствующую полному взаимному растворению анилина и нефтепродукта, называют анилиновой точкой или критической температурой растворения данного нефтепродукта в анилине. Наиболее низкими анилиновыми точками среди углеводородов характеризуются арены, наиболее высокими – алканы; циклоалканы занимают промежуточное положение. В пределах одного гомологического ряда анилиновые точки, как правило, возрастают с увеличением молекулярной массы и температуры кипения углеводорода. Существует два метода определения анилиновых точек: метод равных объемов и метод максимальных анилиновых точек. Мы будем пользоваться методом равных объемов, при котором берут равные объемы исследуемой фракции и анилина и определяют температуру их полного смешения. При анализе группового химического состава прямогонного бензина его сначала разгоняют на узкие стандартные фракции, пределы выкипания которых соответствуют пределам выкипания аренов в смеси с другими углеводородами: Фракция, 0С н. к – 60 не содержащая аренов; 60 – 95 бензольная; 95 – 122 толуольная; 40 122 – 150 ксилольная и этилбензольная; 150 – 200 содержащая арены С9-С10 Каждую фракцию анализируют по отдельности. Сначала определяют анилиновую точку исходной фракции (Т), затем удаляют арены и для деароматизированной фракции вновь определяют анилиновую точку (Т 1). Массовую долю аренов А, % рассчитывают по формуле: А = К(Т1- Т) где:(Т1- Т) – депрессия анилиновой точки, зависящая от содержания аренов; К – коэффициент, соответствующий процентному содержанию аренов, вызывающему понижение анилиновой точки в деароматизированной фракции на 10С. Таблица 3.1 Коэффициент для количественного определения Аренов в бензиновых фракциях, выкипающих до 150 0С Фракция, 0С Массовая доля аренов, % до 20 20-40 60 – 95 1,15 1,14 95 - 122 1,20 1,18 122 - 150 1,26 1,22 Массовую долю циклоалканов Н, %, находят по формуле: Н = (100-А)Н1/100, где Н1 – содержание циклоалканов в деароматизированной фракции, % Значение Н1 находится из таблицы 3.2 по известной анилиновой точке Т1. Массовую долю алканов П, %, определяют по формуле: П = 100 – (А+Н), где А – массовая доля аренов, %; Н – массовая доля циклоалканов, % 41 Определение анилиновой точки (ГОСТ 12329-77) Аппаратура, реактивы, материалы: Пробирка с муфтой вместимостью 15 мл; Стакан из термостойкого стекла вместимостью 750-1000 мл; Термометр с длинной ножкой, цена деления 0,05 0С; Анилин свежеперегнанный марки «ч»; Пипетки вместимостью 2 мл; Бюретки с ценой деления 0,1 мл. Метод равных объемов. В чистую и сухую пробирку 1 (рис.3.1) помещают по 2 мл анилина и анализируемой бензиновой фракции, плотно закрывают пробкой со вставленным в нее термостатом 3 и мешалкой 4, укрепляют в муфте и погружают в водяную баню 2. Термостат помещают так, чтобы середина ртутного шарика находилась на уровне линии раздела слоев анилина и продукта. Температуру водяной бани медленно повышают, при этом непрерывно перемешивают мешалкой продукт с анилином. Отмечают температуру полного смешения жидкостей (при этом раствор становится прозрачным), прекращают нагревание и дают воде медленно остывать. Когда в пробирке 2 появляется муть, что свидетельствует о начале разделения фаз, снова начинают перемешивать раствор мешалкой. Вначале при перемешивании муть исчезает, но затем наступает момент неисчезающего помутнения. Как анилиновую точку отмечают наивысшую температуру, при которой муть при перемешивании не исчезает. Температуры полного смешения и помутнения не должны расходиться не более чем на 0,10С. Определение анилиновой точки повторяют с новым 42 образцом исследуемой фракции. Расхождение анилиновых точек в параллельных опытах не должно превышать 0,20С. Таблица 3.2 Массовая доля циклоалканов, % в деароматизированной бензиновой фракции в зависимости от анилиновой точки. Соотношение анилина и фракции 1:1 Анилиновая Фракция,0С точка,0С 60 - 95 95 - 122 122 - 150 150 - 200 78 - - - 0 77 - - - 5 76 - - - 10 75 - - - 15 74 - - - 20 73 - - 0 25 72 - - 4 30 71 0 0 9 35 70 3 4 13 40 69 6 8 18 45 68 9 12 22 50 67 12 16 26 55 66 15 19 31 60 65 18 23 35 65 64 21 27 40 70 63 24 31 44 75 62 27 34 48 80 61 30 38 52 85 60 33 42 56 90 59 36 45 60 95 43 58 39 49 65 100 57 42 53 69 - 56 45 56 73 - 55 47 60 77 - 54 50 63 81 - 53 52 67 85 - 52 55 70 88 - 51 58 74 92 - 50 61 77 96 - 49 64 81 100 - 48 67 84 - - 47 70 87 - - 46 73 90 - - 45 75 93 - - 44 77 97 - - 43 80 100 - - 42 82 - - - 41 85 - - - 40 87 - - - 39 90 - - - 38 92 - - - 37 95 - - - 44 2.Удаление аренов адсорбцией на силикагеле Аппаратура, реактивы, материалы Стеклянная колонка высотой 650 мм, диаметром 8-10 мм, с расширением в верхней части; Этиловый спирт-ректификат; Силикагель; Формалин; Серная кислота 98%; Мерные цилиндры (градуированные пробирки) с ценой деления 0,1 мл. Проведение анализа. Колонку заполняют силикагелем (15 г), укрепляют в штативе, под нижний конец колонки подводят мерный цилиндр (градуированную пробирку). Исследуемую фракцию в количестве 15 мл заливают в колонку и после того, как она полностью впитается в силикагель, добавляют в качестве десорбирующей жидкости 15 мл этилового спирта. Сначала с низа колонки будет выходить насыщенная (алкано-циклоалкановая) часть исследуемой фракции, которая адсорбируется силикагелем менее прочно. Отбирают первую порцию в количестве 1 мл, проверяют ее на отсутствие ароматики с помощью формалиновой реакции. Если не происходит окрашивания формалина (ароматика отсутствует), отбирают вторую порцию – 1 мл и снова проводят формалиновую реакцию. Формалиновая реакция В маленькую фарфоровую чашечку помещают 1 мл 98%-ной бесцветной серной кислоты, добавляют 2-3 капли 10%-го раствора формалина и столько же продукта. При отсутствии аренов смесь остается бесцветной или слегка желтеет. Ярко-красное окрашивание указывает на появление в отобранной фракции аренов. 45 Лабораторная работа№4 АНАЛИЗ СМЕСИ УГЛЕВОДОРОДОВ МЕТОДАМИ ГЖХ И РЕФРАКТОМЕТРИИ Сочетание рефрактометрических измерений с другими физико- химическими методами анализа вещества (ГЖХ, ИКС, УФ и др.) позволяет определить состав многих сложных смесей органических соединений и природных продуктов. Задачей данной работы является определение процентного содержания ароматического углеводорода в смеси гептан: толуол с использованием метода газо-жидкостной хроматографии (ГЖХ) и рефрактометрического метода. 1. Определение процентного содержания компонентов в смеси методом ГЖХ Определение процентного содержания толуола в смеси проводится методом газовой хроматографии на хроматографе с применением набивной колонки из нержавеющей стали длиной 1 мл, диаметром 0,2 см. Колонка заполнена неподвижной фазой (15%) Карбовакс на носителе (20%) Хроматон NAW. Применяют пламенно-ионизационный детектор (соотношение воздуха и водорода 1:8). Анализ смеси проводится в изотермическом режиме при температуре хроматографической колонки, равной 110-1400С. Хроматограмма состоит из двух четко разделенных пиков. 46 Расчет состава анализируемой смеси проводится методом внутренней нормализации по формуле: Р1=S1*100%/ S1+S2; Р2= S2*100%/ S1+S2 где: Р1 и Р2 – процентное содержание соответственно гептана и толуола; S1 и S2 – соответствующие приведенные площади пиков. Приведенные площади пиков находят по формулам: S1= S1*Kr; S2= S2* Kr где S1 и S2 – площади пиков гептана и толуола, определяемы как произведение высоты пика h на ширину пика на середине высоты μ0,5: S1=h1*μ1 ; S2=h2*μ2 Kr и Кт – поправочные коэффициенты для гептана (1,1) и для толуола (1,0). 2. Определение процентного содержания компонентов в смеси методом рефрактометрии Показатель преломления является характерной константой вещества. При переходе светового луча А (рис.4.1) из воздуха на поверхность какого-либо тела он частично отражается (луч Б), а частично проходит внутрь тела (луч В); при этом он изменяет свое направление, т.е. преломляется. рис.4.1 Отношение синуса угла падения к синусу угла преломления называется показателем преломления (n): n=sinα1/sinα2 47 Показатель преломления зависит от длины волны падающего луча. Чаще всего определяют показатель преломления для желтой линии натрия (D). Кроме того он зависит от температуры. С повышением температуры показатель преломления понижается. Поэтому необходимо указывать температуру, при которой проводилось определение (nDt). Стандартные определения проводят при температуре 200С. Прибор, с помощью которого проводят определение показателя преломления называют рефрактометром. Показатель преломления определяют для того, чтобы установить чистоту индивидуальных соединений, а также для определения состава бинарных углеводородных смесей. Показатель преломления входит в расчетные формулы при определении структурногруппового состава фракций 200-5400С. Рис 4. 2 Рефрактометр ИРФ-22 а-вид справа; б-вид слева; 1-измерительная головка; 2-маховик для измерения положения плоскостей призм; 3-осветительное зеркало Перед определением показателя преломления откидывают измерительную головку 1 рефрактометра и промывают ее поверхность призмы 10 диэтиловым эфиром с помощью пипетки, затем протирают ватой или мягкой тканью. Затем на поверхность призмы 10 наносят 2-3 капли исследуемого 48 нефтепродукта и накрывают измерительной головкой 1. Наблюдая в окуляр 4 трубы, с помощью специального винта 6 устанавливают четкую границу между темной и светлой половинами поля и совмещают эту границу с точкой пересечения креста. По шкале определяют показатель преломления с точностью до четвертого знака. После определения призму рефрактометра открывают и снова промывают эфиром. Если при определении показателя преломления температура окружающей среды отличалась от 200С, необходимо внести температурную поправку. Для большинства органических жидкостей при повышении температуры на 10С показатель преломления в среднем понижается на величину 0,00045. Зависимость показателя преломления от температуры выражается следующей формулой: nD20 = 0,00045(t-20), где: t-температура, при которой проводилось определение; 0,00045 – поправочный коэффициент Для индивидуальных углеводородов различных гомологических рядов показатель преломления растет с увеличением числа атомов углерода и понижением температуры. углеводородов выше, чем Показатели преломления циклических алифатических. Наибольшими показателями преломления обладают ароматические углеводороды, наименьшими – алканы. Показатель преломления бинарной системы является аддитивной величиной, поэтому процентное содержание одного из компонентов Х (например, толуола) может быть рассчитано по формуле: 20 20 20 𝑛𝐷(смеси) ∗ 100 = 𝑛𝐷(𝑇) ∗ 𝑋 + 𝑛𝐷(Г) ∗ (100 − 𝑋), 20 где 𝑛𝐷(Г) – показатель преломления гептана, равный 1,3878; 20 𝑛𝐷(𝑇) – показатель преломления толуола, равный 1,4970. На основании каждого значения 𝑛𝐷20 смеси рассчитывают процентное содержание н-гептана и толуола. Цель работы – сопоставить результаты 49 определения состава бинарной смеси рефрактометрическим методом и методом газовой хроматографии. Определить относительную ошибку измерения хроматографическим методом и среднеквадратичную ошибку определения рефрактометрическим методом. Расчет среднеквадратичной ошибки производится по формуле: σ=√ 𝛴(𝑎𝑖 −𝑎̅)2 𝑛−1 , где аi – i-ый результат; 𝑎̅ – среднее арифметическое значение; вычисляется по формуле: 𝑎̅ = n – число измерений. 50 ∑ а𝑖 𝑛 Лабораторная работа №5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОКТАНОВОГО ЧИСЛА СМЕСИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ХРОМАТОГРАФИЧЕСКОГО АНАЛИЗА Октановое число – это условная величина, характеризующая антидетонационные свойства бензинов. Октановое число бензина зависит от его компонентного состава, а именно от содержания нормальных и разветвлённых алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Каждый индивидуальный углеводород характеризуется своей устойчивостью к самовоспламенению, т.е. обладает определенным октановым числом. Октановые числа некоторых углеводородов приведены в таблице 5.1. Зная количественное содержание отдельных углеводородов в смеси и их октановые числа можно рассчитать октановое число смеси. Таблица 5.1 Углеводород О.Ч. Углеводород О.Ч. н-гептан 0 метилциклогексан 71 2-метилгексан 45 1,2-диметилциклогексан 78 3,3-диметилпентан 84 метилциклопентан 80 2,2,4-триметилпентан 100 этилциклопентан 61 2,2,3-триметилбутан 106 изопропилциклопентан 76 2,2,3,3- 130 бензол 108 циклопентан 85 толуол 104 циклогексан 77 изопропилбензол 99 тетраметилбутан Количественное определяется методом содержание отдельных газо-жидкостной компонентов хроматографии, смеси описанным в лабораторной работе №4. По полученной хроматограмме методом внутренней нормализации рассчитывается процентное содержание отдельных компонентов, результаты 51 заносятся в таблицу 5.2, и вычисляется вклад каждого компонента в общее октановое число. Затем, складывая полученные значения, определяем октановое число анализируемой углеводородной смеси. Таблица 5.2 Название Площадь %-ное углеводорода пика содержание О.Ч. Вклад компонента О.Ч. смеси 1. 2. 3. Октановое число смеси 52 в Лабораторная работа №6 КОЛИЧЕСТВЕННОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОЛЕФИНОВ В НЕФТЕПРОДУКТЕ МЕТОДОМ ИОДНЫХ ЧИСЕЛ Олефины обычно не содержатся в сырой нефти, нет их и в природных газах. В значительных количествах они находятся в продуктах деструктивной переработки нефтяного сырья. В газах различных процессов крекинга и пиролизе содержание олефинов зависит от условий процесса и колеблется от 10 до 50%, в газах пиролиза – до 80%. В бензинах различных процессов крекинга содержание олефинов составляет от 10 до 45%. Из химических методов количественного определения содержание олефинов в жидких нефтепродуктах наиболее распространенными являются методы иодных и бромных чисел. В основе метода иодных или бромных чисел лежит реакция галоидирования олефинов. Известно, что олефины легко реагируют с галогенами при комнатной температуре и даже при минусовых температурах. При этом происходит присоединение молекулы галогена по месту двойной связи. Однако реакциям присоединения сопутствуют также реакции замещения водорода в молекуле олефина на галоид. Для того чтобы провести количественное присоединение галогенов по двойной связи, реакцию ведут при возможно более низких температурах и в отсутствие света. Иодным числом называется количество граммов иода, присоединяющегося при определенных условиях к 100 г исследуемого вещества. Если непредельность исследуемого вещества выражают в граммах 53 брома, присоединенного к 100 г вещества, то полученную характеристику называют бромным числом. Сущность метода заключается в том, что навеска продукта, растворенного в соответствующем растворителе, обрабатывается определенным количеством титрованного раствора галогена, взятым в избытке. По истечении установленного времени непрореагировавший иод оттитровывают тиосульфатом натрия и вычисляют количество иода, вступившего в реакцию: 2Na2S2O3 + I2 2NaI + Na2S4O6 Цель данной работы: определение процентного содержания олефинов в нефтепродукте, которое рассчитывается по следующей формуле: Р= И.Ч.∙М , 254 где Р – содержание олефинов, % вес; И.Ч. – иодное число; М – молекулярная масса исследуемой фракции; 254 – молекулярная масса иода. В случае определения бромных чисел расчёт содержания олефинов производят по формуле: Р= Б.Ч.∙М 160 , где М – молекулярная масса нефтепродукта; 160 – молекулярная масса брома. Вычисленное содержание олефинов по иодным и бромным числам применимо только для бензинов и керосинов. Для более высококипящих фракций расчётные данные значительно отличаются от фактического содержания олефинов в нефтепродуктах. В этом случае на точность определения иодных и бромных чисел отрицательно влияют неполнота присоединения галогена и значительное возрастание доли реакций замещения водорода на галоген. 54 Определение иодного числа по Маргошесу Необходимые приборы и реактивы: Бюретки для титрования (25 мл) – 2 шт. Банки с притертыми пробками или конические колбы с притертыми пробками (на 500 мл) – 3 шт. Ампулки с оттянутыми горлышками на 0,5-2 мл. Раствор иода 0,2н в 95%-ном этиловом спирте. Этиловый спирт 95%-ный. Раствор тиосульфата натрия 0,1н (Na2S2O3). Раствор крахмала 0,5%-ный, водный свежеприготовленный. Проведение опыта и обработка результатов Берут две параллельные навески исследуемого бензина в ампулки. Для этого взвешивают на аналитических весах две пустые ампулки (отдельно каждую). Шарик каждой ампулки слегка нагревают в пламени горелки и опускают оттянутый конец ампулки в анализируемый бензин. В результате охлаждения шарика, бензин засасывается в каждую ампулку. После того как заполнилась 1/2-1/3 объема шарика ампулки, ее переворачивают и осторожно запаивают оттянутый конец в пламени горелки. После охлаждения каждую ампулку с бензином взвешивают вновь на аналитических весах. Разница между вторым и первым взвешиванием составляет навеску испытуемого бензина. Навеска обычно берется в пределах 0,2-0,3г. Ампулку с веществом вносят в стеклянную банку с притертой пробкой емкостью 500 мл, в которую заранее наливают 10 мл этилового спирта – ректификата. Ампулку в банке разбивают стеклянной палочкой. Смывают палочку через горло банки 5 мл спирта и к содержимому банки приливают 15 мл 0,2 н раствора иода (избыток иода должен составлять 85-90% от теоретического) и 170 мл дистиллированной воды (воду добавляют для образования тонкой эмульсии между иодом и анализируемым веществом). Банку плотно закрывают пробкой, смесь тщательно взбалтывают 5 55 мин. Затем пробку и стенки банки обмывают 30 мл дистиллированной воды, снова закрывают банку пробкой и оставляют стоять в темном месте в течение 5 мин. После этого непрореагировавший иод оттитровывают тиосульфатом натрия до слабо-желтого окрашивания, затем добавляют крахмал и титруют до обесцвечивания. Повторяют определение со второй навеской. Параллельно ставят холостой опыт без навески анализируемого вещества, но с теми же количествами реактивов. Иодное число рассчитывают по формуле: И. Ч. = 100(𝑉1 − 𝑉2 ) ∗ 0,012692 ∗ К , 𝑔 где V1 – количество раствора тиосульфата натрия, израсходованного на титрование иода в холостом опыте, мл; V2 – количество раствора тиосульфата, израсходованного на титрование иода в пробе с навеской исследуемого вещества, мл; g – навеска вещества, г; 0,01292 – количество иода, эквивалентное 1 мл 0,1н раствора тиосульфата; К – поправка к титру тиосульфата натрия. 56 Лабораторная работа №7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КИСЛОТНОГО ЧИСЛА Кислотное число является показателем содержания в нефтепродуктах соединений кислого характера, к числу которых в первую очередь относятся нафтеновые кислоты, а также жирные и ароматические кислоты, содержание которых в нефтепродуктах значительно ниже. Кислотным числом называется количество мг КОН, необходимое для нейтрализации 1г анализируемого вещества. Исследуя химический состав нефти и нефтепродуктов, кислотное число определяют при изучении: 1) Качества нефтепродуктов; 2) Свойства нафтеновых кислот. Цель работы состоит в определении кислотного числа нефтепродуктов и определении процентного содержания нафтеновых кислот. Определение кислотного числа методом объемно-метрического титрования Точную навеску исследуемого образца (нефтепродукта или нафтеновых кислот), примерно 0,3-0,5 г, взвешенную на аналитических весах, растворяют в 25 мл спирто-бензольной смеси в колбе Эрленмейера и титруют из бюретки 0,1 н раствором КОН в присутствии фенолфталеина до появления малинового окрашивания. Записывают в рабочий журнал количество мл КОН, пошедшее на титрование. Расчет кислотного числа Кислотное число рассчитывают по формуле: 5,6 ∗ В ∗ К , А где: 5,6 – количество мг КОН в 1 мл 0,1н раствора КОН; К. ч = А – вес навески исследуемого образца, г; 57 В – количество мл 0,1н раствора КОН, пошедших на титрование (нейтрализацию) взятой навески вещества; К – поправка к титру раствора КОН (получить у лаборанта). Таким образом, на основании данных, полученных при титровании исследуемого вещества, мы находим кислотное число этого образца. Зная кислотное число, можно вычислить среднюю молекулярную массу исследуемого продукта, в частности молекулярную массу нафтеновой кислоты. Так как нафтеновые кислоты являются монокарбоновыми кислотами, на нейтрализацию каждой молекулы кислоты должна быть затрачена одна молекула КОН. Отсюда при известной молекулярной массе кислоты, теоретическое кислотное число может быть выражено формулой: К. ч. = 56 ∗ 1000 . мол. масса Зная кислотное число исследуемой кислоты, можно вычислить ее молекулярную массу: Мол. масса = 58 56 ∗ 1000 . К. ч. Лабораторная работа №8 КИСЛОРОДСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ Опыт 1. Образование и гидролиз алкоголятов 2 С 2Н 5ОН + 2 Na 2C2H 5ONa + H2 C2H5 ONa + H2O С2Н5 ОН+NaОН В сухую пробирку помещают маленький кусочек металлического натрия. Добавляют 3 мл этилового спирта и наблюдают за растворением натрия в спирте с выделением водорода. К образовавшемуся этилату натрия приливают 2-3 мл дистиллированной воды, добавляют 1 каплю спиртового раствора фенолфталеина – появляется малиновое окрашивание. Алкоголяты – подобно солям очень слабых кислот при действии воды гидролизуются с образованием спирта и щелочи. Опыт 2. Окисление этилового спирта хромовой смесью Окисление спиртов в лабораторных условиях чаще всего осуществляют хромовой смесью. В сухую пробирку помещают 2 мл этилового спирта, добавляют 1 мл раствора серной кислоты и 2 мл раствора двухромовокислого калия. Оранжевый раствор нагревают на пламени горелки до начала изменения окраски на синевато-зелёную. Одновременно ощущается характерный запах уксусного альдегида. Опыт 3. Свойства фенола а) Растворимость фенола в воде В пробирку помещают 0,5 г фенола и 5 мл воды. Смесь встряхивают и дают отстояться. Наблюдается расслоение смеси, фенол полностью в воде не растворяется. Затем смесь встряхивают и нагревают на горячей водяной бане. Образующийся раствор разливают в две пробирки. б) Качественная реакция на фенол 59 В пробирку с раствором фенола добавляют 2-3 капли раствора хлорного железа (FeCl3). Появляется фиолетовое окрашивание за счёт образования комплексной соли: OH . FeCl 3 OH + FeCl 3 в) Получение трибромфенола В пробирку с раствором фенола добавляют по каплям раствор брома. При этом наблюдают появление белой мути за счёт нерастворимого в воде трибромфенола. OH Br OH Br + 3HBr + 3 Br2 l Br фенол 2,4,6 – трибромфенол Опыт 4. Окисление альдегидов оксидом серебра (реакция серебряного зеркала). 2AgNO3 + 2NH4OH Ag2O + 2NH4NO3 + H2O Ag2O + 4NH3 + H2O 2[Ag(NH3)2]+OH– H C O H + 2[Ag( NH3 )2OH] 60 H C O H + 2Ag + 4NH3 +H2O Предварительно готовят аммиачный раствор оксида серебра, добавляя к 4-5 мл раствора нитрата серебра разбавленный водный аммиак до растворения первоначально образующегося осадка. К раствору альдегида приливают 1 мл свежеприготовленного аммиачного раствора окиси серебра и добавляют 2-3 капли разбавленного раствора щелочи. Пробирку встряхивают и ставят в штатив. Если серебро не выделяется, пробирку нагревают. Опыт 5. Растворимость в воде различных кислот и взаимодействие со щелочами В каждую пробирку поместите несколько капель или кристаллов: 1) уксусной кислоты, 2) стеариновой кислоты, 3) бензойной кислоты, 4) щавелевой кислоты. Добавьте по 3-4 мл воды, слегка нагрейте пробирки. Горячие растворы охладите и отметьте выделение кристаллов кислот, растворившихся при нагревании. Прибавьте немного раствора щелочи. Наблюдается растворение выпавших в осадок кислот. Соли карбоновых кислот и щелочных металлов, как правило, растворимые в воде. 61
