RODRIGUES, Rodrigo Vieira
RODRIGUES, Rodrigo Vieira. Naphthenhaltigen Säuren: Detektion und Identifizierung im Erdöl. Multidisziplinäre Kern Fachzeitschrift des Wissens. 03-Jahr, Ed. 06, Jg. 07, s. 81-90, Juni 2018. ISSN:2448-0959
Zusammenfassung
Die Natftênicos Säuren (AN) stellen einen sehr kleinen Gehalt in Rohölen, wie Derivate, von denen sie Komponenten sind. Die sehr geringe Konzentration dieser Säuren in Arrays mit breiten und vielfältigen Zusammensetzung behindert Ihre Extraktion. Daher erfordert die Trennung, Konzentration und Reinigung der Probe, neben der Analyse, Zeit und Mühe. Ziel dieser Studie war es, zu analysieren wie erreicht die Detektion und Identifizierung von naphthenhaltigen Säure im Erdöl und der endgültigen Anwendung. Eine beschreibende charakteristischen Literaturrecherche zum Thema. Die Studie zeigte, dass es keine validierten Extraktionsmethode, der es ermöglicht, das Öl in ausreichender Menge, um strukturelle Kennzeichnung zu extrahieren. Einige Techniken wie offene Säulenchromatographie und Hochleistungs-Flüssigkeitschromatographie (HPLC) sind weit verbreitet als analytische Techniken für die sauren Brüche, magnetischen Kernresonanz-Spektroskopie aus Wasserstoff und Kohlenstoff (NMR-H und NMR-C), Fourier-Transformation Infrarot-(FT-IR) 77,78 und Massenspektrometrie (MS). Jedoch wurde der Schluss gezogen, dass die Festphasenextraktion in einem nichtwässrigen, beschäftigen Anionen Austauscher Adsorbens ist eine selektive und relativ agile, effiziente Gewinnung und Isolierung von naphthenhaltigen Säuren aus Rohöl gewonnen.
Schlüsselwörter: naphthenhaltigen Säuren, Extraktion, Öl.
1. Einführung
Dies ist in den letzten Jahren viel des Öls behält sich in Brasilien entdeckt, Schweröl geringe API (< 20.), hohe Viskosität und hohen Säuregehalt (FORTUNY, Et al., 2008).
Die Ergebnisse zeigen, dass Rohöl in Südamerika, sind unter den Verbindungen mit höheren säurewerte in der Welt. Also das gibt der Öl-Säure einer Besonderheit, die führt zu einer oft unangemessene Nutzung bei der Verwendung dieses Rohstoffs für die Raffination und Wiederverwendung von Abfällen (JACQUES, Et Al, 2012).
Die naphthenhaltigen Säuren (AN) in unreifen Öle identifiziert werden, sind biologisch abbaubar, Schweröle und Gewässern mit Abfällen in Bitumen Extraktion (GRUBER Et Al., 2012). Ist eine Säure, die im Bereich der Geochemie, Handel, Umwelt und Korrosion Phänomene (WU Et Al., 2004) wichtig ist.
Nach Qian Et Al. (2001) chemisch naphthenhaltigen Säuren sind Carbonsäuren, die im Erdöl vorhanden, bilden einen Bruchteil, bestehend aus Tausenden von verschiedenen Verbindungen, wird häufiger mit Monocarboxylic Säuren die Carboxylgruppen zu einer Kette verknüpft Alicíclica mit einem oder mehreren Twin Cycloalkane.
Deshalb auch die Bezeichnung bedeutet, wenn diese Verbindung naphthenhaltigen durch gesättigte zyklische Verbindungen, die mit Ihrer Nutzung aller Arten von Fettsäuren im Erdöl entdeckt einstuft ist, fand auch der linearen und verzweigten gesättigten. Also auftauchen diese Art von Carbo Xílicos Fettsäuren in Öl als eine ernste Schwierigkeit für den Effectuation der Raffination und Rissbildung durch Korrosion Feature in Ihren Linien Stoffaustausch und Hitze, in den Abschnitten Eintrag und Reflow von Spalten (bei atmosphärischem Druck und Vakuum) und Kondensatoren der Raffinerie Destillation Einheiten und mit dieser Eigenschaft der Gelehrten durchführen oft Analysen, wie es um Ihre Struktur in der Richtung des Seins betrifft angezapft, um nicht zu stören das Öl (Kante, Et al., 2008).
In Reihenfolge für diese Säure im Zeitraum analysiert werden kann, die die Gewinnung von Erdöl tritt dient eine Technik, die den Inhalt durch Titration mit KOH, stammenden naphthenhaltigen Säurezahl oder Index bewertet. Dieser Index wird verwendet, um den Inhalt der Probe zu analysieren, aber Korrosion beeinträchtigt nicht die Qualität des Öls und der Art der Säuren (Felder, 2005).
Also, um diese Säuren zu charakterisieren, ist es notwendig zu extrahieren und sie individuell zu analysieren, um den Grad der Korrosion. Diese Studie soll daher analysieren wie Detektion und Identifizierung von naphthenhaltigen Säure im Erdöl und der endgültigen Anwendung durchgeführt.
2. Naphthenhaltigen Säuren
Säure-bezogene Studien stammt aus mehr als einem Jahrhundert, und diese sind in einer Vielzahl von Quellen von Kohlenwasserstoffen wie Rohöle und Ölsand. Im Jahre 1883 anerkannt Markownikoff die Anwesenheit von Säuren in Rohöle aus Aserbaidschan mit der carboxylic Gruppe zugeordnete karboxylhaltige Säuren. Seitdem der Begriff naphthenhaltigen Säuren eingesetzt wurde, zu erklären, die sauren Spezies mit der carboxylic Gruppe in Rohölen (CAMPBELL, 2005).
2,1 Eigenschaften naphthenhaltigen Säuren
Derzeit umfasst die Definition des American Petroleum Institute naphthenhaltigen Säuren Strukturen mit CYCLOPENTAN und Cyclohexan Ringen verschmolzen mit mehreren Strukturen oder einfach mit einer carboxylic Gruppe eine aliphatische Seitenkette oder Ring befestigt Cicloalifático (American Petroleum Institute, 2003). Es wurde üblich, die naphthenhaltigen Säuren in Rohöl durch die folgende allgemeine Formel darstellen:
CnH2n + ZO2 (01)
Wobei n die Anzahl der Kohlenstoff und Z ist, ist der Mangel an Wasserstoff. Z-Werte sind 0 oder eine negative Ganzzahl, wo der Z-Wert spiegelt den Verlust eines Wasserstoffatoms, das auftritt, wenn ein Cicloalifático Ring in sauren Struktur vorhanden ist. So Z =-2 ist gleichbedeutend mit einer Säure mit einem Ring (Mono-zyklische), Z =-4 ist gleichbedeutend mit einer Säure mit zwei Ringen (Bi-zyklisch). Mehr als ein Isomer besteht normalerweise für einen bestimmten Z-Wert und das macht die richtige speziesidentifizierung naphthenhaltigen Säuren, jedoch haben in der Regel die naphthenhaltigen Säuren aus Rohöl im Durchschnitt Molekulargewichte zwischen 200 und 700 Daltons (OLIVEIRA et Al., 2004).
Die naphthenhaltigen Säuren haben unterschiedliche Eigenschaften, die bei der Prüfung und variieren zwischen den dunklen Farbton und wenn bei der Destillation Prozess gehen auf um mehr Farbe auf hellgelb zu haben und kann gehen, um Amber Farbton. Sie haben auch eine Funktion als die Textur wird entsprechend Ihrer hohen Viskosität klassifiziert und oft von anderen Verbindungen zu unterscheiden ist eine Analyse auf Brechung und Dichte durchgeführt. Die mittlere Molmasse naphthenhaltigen Säuren abgeleitet von Dieselöl mit Gruppe-COOH direkt an den Ring angeschlossen ist 260, und für diejenigen mit n ≥ 4 ist 243, diejenigen mit höheren molekularen Kapazität von Bruchteilen von Ölraffinerien mit Ebuliç Punkt extrahiert werden mehr hoch (Felder, 2005; OLIVEIRA Et Al., 2004).
Worauf die naphthenhaltigen Säuren und ihrer Salze im Wasser und Öl in signifikanten Menge präsentieren, begünstigt so die Zusammensetzung des kolloidalen Lösungen. Aber was zu beurteilen ist die Emulsion durch Wasser und Öl führen zu Veränderungen und Komplikationen in Input- und Output-Systemen von Registerkarten zur Auswertung von Verbindungen geschaffen. So das Phänomen, das auftritt, der Abbau von schwerlösliche Metallsalze in Wasser, wie Ca und Mg ist, verursacht Keimbildung, erzeugen eine Zusammenballung von Teilchen, die für häufige Betriebsunterbrechungen in den Prozessen der Trennung verantwortlich sind (Johannes et Al., 1998).
2.2 Anwendbarkeit der naphthenhaltigen Säuren
Naphthenhaltigen Säuren sind im Handel in der Regel in Bezug auf chemische Präparate gefunden und auch in technische Gemische, da diese Präparate als Kriterien für die Qualitätsindikatoren und Bewertung der Anwesenheit von AN verwendet werden, um zu charakterisieren Proben in Industrie und Forschung, da mit der Bewertung möglicherweise technische Zertifizierungen (CAMPBELL, 2005).
So kann eine Mischung mit naphthenhaltigen Säuren durch den Einsatz von Rohöl oder Brüche vorbereitet, da kommerzielle Säure in Destillate wie Kerosin und Diesel vorkommt. Es gibt mehrere Extraktionsverfahren für kommerzielle Zwecke, aber die häufigste ist die Extraktion mit Natronlauge, aber es ist möglich, auch zitieren, Destillation, Extraktion und Ionenaustausch Extraktion mit Lösungsmitteln (OLIVEIRA Et Al., 2004).
Auf diese Weise eine kommerzielle Vorbereitung Bezug auf die Reinheit Ihres Gemisches bezieht sich auf die Methode der Veredelung und Öl in der Quelle der extrahiert wurde verwendet. Die kommerzielle möglicherweise Komponenten in Ihrer Zusammensetzung phenolischen Verbindungen und Schwefelverbindungen, Fettsäuren und aromatisch, aber oft in Vorbereitungen durchgeführt durch den gleichen Prozess und signifikante Unterschiede (VAZ, 2005) präsentieren können.
Bevor die groß angelegte ausgesetzt Industrie verwendet diese Verbindung und die verschiedenen Mischungen, die ableiten, wie der metallische Salze dieser Säuren, wie die Naphthenates (Metallsalze naphthenhaltigen Säuren), dienen zur Herstellung von Malen, Trockner, Korrosionsinhibitoren, katalytischen organischen Reaktionen und Schmierstoffe (VAZ, 2005, OLIVEIRA Et Al., 2004).
Das kann auch für Kupfer-Extraktion sowie die vorherrschende Art und Weise Naphthenates verhält sich für den Einsatz im Umweltschutz in Bezug auf Holz auch genutzt wird, als Emulgatoren bei der Herstellung von verwendet werden Insektizide (GRUBER Et Al., 2012).
Die Quantifizierung der Säure gefunden in Ölen zielt auf die Bakterien, die durch Ihren Abbau erhöhte Säure fördern und in Öltanks identifiziert werden können, wo durch den biologischen Abbau des Öls manipuliert und als identifiziert werden können die Carbonsäuren. Da dies, und die Säure dieser mittlere Molekulargewicht Säuren (C10-C20), die schnell produziert wurden, fand Watson Et Al. (2002), dass die Produktion dieses Materials auch in Proben von n-Alkanen vorhanden war. Auch bewertet diese Besonderheit von Meredith Et al. (2000), die den Einfluss von Carbonsäuren in den Prozess der Versauerung der Rohöle identifiziert. In dieser Studie der Autoren vergleichen Werte der Säure und Säure Bruchteil Analyse von 33 Proben von verschiedenen Ölen und das Ergebnis zeigte, dass biologische Abbau ist eine ausschlaggebende Faktor für die Carbonsäuren in hoher Konzentration in Erdöl (GRUBER, Et Al, 2012).
Im Hinblick auf polaren Verbindungen sind wichtige Mengen an Ölen die Ergebnisse mit Biomarkern, gesättigte und aromatische Fraktionen waren Gegenstand eines großen Teils der geochemischen Untersuchungen führt Analysen, die die Quelle zu identifizieren und Reifung des Öls. So Nascimento Et Al. (1999) und Galimberti Et Al. (2000) diskutiert in seinen Studien die Verwendung von polaren Verbindungen, darunter die naphthenhaltigen Säuren als Biomarker, als diese wichtigen Stoffe mit Eigenschaften und wesentliche Informationen zu Wechselwirkungen von Wasser, Öl und Rock in Reihenfolge zu beurteilen um eine Analyse der Entstehung und Erhaltung dieser Verbindungen erreichen.
Die AN sind weit verbreitet bei Umweltkatastrophen wie bei Heizöl Spill und können noch Anwendbarkeit in Fingerabdruckanalyse, unterstützen mehr als die nicht-polaren Alkan Kohlenwasserstoffe, Isoalkanes und Aquilcicloexano und dies können bei der Identifizierung der Herkunft des Öls verwendet werden, die den Absturz (GRUBER Et Al., 2012).
2.3 Schäden durch naphthenhaltigen Säuren
Die naphthenhaltigen Säuren können mehrere Schäden aus Ihrer Komposition in erster Linie im Hinblick auf Korrosion und diese Tatsache wurde in Aufbereitungsanlagen im Jahr 1920, wie diese zeigen, dass eine Säuren hauptsächlich verantwortlich sind in erster Linie beschrieben Korrosion von Werkstoffen in der flüssigen Phase bei der Raffination. Diese Art der Korrosion hat noch nicht untersucht und erklärt in einem idealen Kontext solcher leiden den Einfluss verschiedener Faktoren. Die Einflussfaktoren auf Korrosion untersucht sind die Art der Säure, ätzende Verbindungen der Rohöle Eigenschaften und die Art und Weise, die ihrer Verarbeitung als Ihre Temperatur unter anderem vorkommt. Die Studien zeigen, dass Korrosion durch auftritt und einen Mechanismus der Metall Chelat von carboxylat-Anion mit der Bildung von Wasserstoffgas (ZANIN, Et Al., 2002).
Korrosion durch naphthenhaltigen Säuren tritt auf, wenn bei Temperaturen zwischen 220 und 400 ° C verwendet, begleitende, auf Korrosion, die mit Öl wächst ist auch der Anstieg der Konzentration von AN, aber was passiert, wenn in den Studien ausgewertet wurde, dass die Größe und die Rate der Korrosion ist die Carboxylgruppe targeting die komplexen metallischen und zusammengesetzten Typ führt. Daher ist es wichtig, dass die Verteilung der Ring-Typ und Anzahl der Kohlebürsten seit der Korrosivität der Größe und Struktur des einen (ZANIN, Et Al., 2002) verbunden ist.
Nach Zanin Et al. (2002) ist es schwierig, AN über Ihre Präsenz in konventionellen Rohöle zu analysieren, ist dies aufgrund der Tatsache, dass, wenn Mangel an Arbeitsplätzen hat, die diesen Stoff in Raffinerien und in der Umwelt aufgrund der Schwierigkeiten für eine Analyse auswerten korrigieren und muss dieser Verbindungen. Wong Et Al. (2009) analysiert diese Verbindung mithilfe einer Aktivkohle-Einheit als Leitfaden verwendet werden, um Abwasser vorbehandelt, eine Raffinerie zu bewerten. Die AN, die diese Verbindungen gefunden wurden das Vorhandensein dieser Säuren in das endgültige Abwasser der Raffination, aber diese Behandlung half auch bei der Reduktion in der aquatischen Umwelt bestätigt.
Die Nutzung einer Industrie und seine Verbindungen stellen das Aussehen dieser Verbindungen in der Umwelt, durch den Verkauf der Raffinerie Abwasser sowie in Umweltkatastrophe die Heizöl verschüttet hat. Dies ist aufgrund der Tatsache, dass AN eigenen Wasserlöslichkeit reporting sowie Naphthenates in neutralen oder alkalischen pH mit dem charakteristischen Mobilität in ölverschmutzten Oberflächengewässer (WONG, Et al., 2009).
2.4 Öl
Öl hatte Ihren Ursprung aus dem Erscheinungsbild der Quelle Felsen, diese entstand aus der Formation in der Produktion, Ansammlung und Erhaltung eines bestimmten Bruchteils an organischer Substanz. Die erste Sache, die von Öl stammt von lebenden Organismen, sekundär zu diesem Prozess und diese Angelegenheit synthetisiert wird, wenn Segmente aus Erdöl (GALLARDO, 2009).
Öl-Generation tritt aus der Entwicklung der organischen Substanz mit seinen wichtigsten Etappen der Entwicklung der organischen Substanz; Diagenese, Katagenese und Metagênese, sind diese Phasen in alle Arten von Sediment. Aber der wichtigste Faktor, der den Prozess der Generierung von Öl identifiziert ist die Quelle von organischer Substanz, Temperatur und Zeit. Die Menge der vorhanden Kohlenwasserstoffe, die Zusammensetzung und die Tiefe der Öl- und Gasindustrie Generation sind daher die wichtigsten wie sie variieren (GALLARDO, 2009).
Auf dem exponierten Öl in verfeinerter Form hat die Nomenklatur von Rohöl und Ihre Zusammensetzung kann durch verschiedene Faktoren und vor allem in seinen Kompositionen wie Migration, Biodegradações und chemischen Umwandlungen beeinflusst werden. Auf diese Weise ist das daraus resultierende Öl ein Verbund aus verschiedenen Proportionen was zusammengesetzte Öle und verschiedene Eigenschaften wie Farbe, Viskosität, Dichte, Säure und Schwefel Inhalt (CAMPBELL, 2005).
2.5 Öl-Zusammensetzung
Nach Campos (2005) lassen sich die Komponenten von Erdöl und seine Fraktionen einteilen: Kohlenwasserstoffe und Heterocompostos. Kohlenwasserstoffe sind organische Verbindungen aus Kohlenstoff und Wasserstoff und zeichnen sich durch als die häufigste Verbindung gefunden in Öl mit Konzentrationen von 50 bis 90 % in Gewicht und gliedern sich in:
- Alkane oder Paraffine zeichnen sich durch eine normale Kette oder verzweigt, auch den normalen Alkanen und Isoalkanes angesehen.
- Zyklische Alkane, aus, sind in Ihrer Komposition ein, zwei oder mehr gesättigte Ringe wird so eingestuft als Mono, di und polyzyklische Moschus. Seine Struktur hat fünf oder sechs Kohlenstoffatome, aber kann mit einem oder mehreren Zweigen Alquílicas im Ring präsentieren.
- Alkenen oder Olefine zeichnen sich mit Strukturen, die verzweigt werden können oder zyklische, normal, aber die Olefine sind nicht in Rohölen und deren Derivate.
- Aromatisch, haben im Durchschnitt ein Benzolring und kann Alquílicas und Naftênicas Zweige. Werden aus der Anzahl der Ringe in der Struktur, die dem Namen des Mono, di oder polyzyklischen aromatischen erhalten diejenigen mit einem, zwei oder mehr aromatische Ringe sortiert.
Nach Oliveira Et Al. (2004) Kohlenwasserstoffe sind eine Gruppe sehr analysiert in geochemischen und ökologische Studien, vor allem die normalen Alkane und Isoalkanes, aus und aromatisch, und auch in molekularen Fossilien klassifiziert werden können oder Biomarker. Diese Verbindungen sind für die Berichterstattung Tiefsee Ablagerungsbedingungen Umgebungen verbreitet und in diesen Fällen deuten auf das Vorhandensein von Verunreinigungen und Ihre Quelle in Wasser und Sediment, Grad der Reifung der Quelle Felsen und Abbau organischer Substanz .
Nach Zanin Et al. (2004) sind die Heterocompostos der zuletzt gefundenen mit insgesamt bis zu 15 % des Gewichts des Rohöls in Ihrer Komposition ist Teil von Kohlenstoff und Wasserstoff, entstehen die das Heteroatom wenn nach deiner Gegenwart sortieren :
- Schwefel-Verbindungen: aliphatische, aromatische und sind, kann man Schwefel in elementarer Form.
- Stickstoffverbindungen: präsentieren in Konzentrationen von 0,2 bis 2 % und im Durchschnitt 90 % der der Rohöle haben einen Gehalt von weniger als 0,2 % nach Gewicht von Stickstoff. Wenn in neutralen, grundlegende Stickstoffverbindungen und Säuren aufgeteilt.
- Sauerstoff-Verbindungen: der Sauerstoff, der in die meisten rohen Öle sind gering und liegt bei etwa 0,1 bis 1,5 %. Karboxylhaltige Säuren in verschiedenen Verbindungen und unter ihnen gibt es die Phenole, naphthenhaltigen Säuren, Furane und Fenilcetonas.
Diese Verbindungen auch präsentieren sich in Form von Salzen oder ihre entsprechenden Säuren, wie z.B.:
- Verbindungen mit Metallen: Öl enthält eine Vielzahl von Metallen, Vanadium, Nickel und Eisen zu gewinnen.
- Harze und Asphaltenen: sind komplex, die haben hohe C/H, auch besteht aus Schwefel, Stickstoff und Sauerstoff. Asphaltenen werden untersucht, als der Anteil des Öls, die unlöslich in Heptan oder Pentan, ist noch in kolloidaler Form in das Öl. Die Harze haben den gegenteiligen Effekt der Asphaltenen und sind in der gleichen Lösungsmitteln leicht löslich. Vanadium und Nickel Porphyrine sind Teil des Asphaltenen. Die molekularen Strukturen von Asphaltenen und Harze sind nicht bekannt aufgrund der chemischen Komplexität.
Nach Campos (2005) bei der Verwendung von Öl Brüche Produkte und Komponenten häufig werden durch die Art und Weise, in dem sie gewonnen wurden oder durch operative Verfahren beteiligt. Es gibt Vergleichsdaten zwischen leichte Fraktionen und hohe an Aromaten, die schwerer auf der Grundlage von Paraffin im Vergleich zu bekommen. Angesichts der Tatsache, dass die schweren Fraktionen bestimmt werden, weil es eine durch Anreicherung von polaren Verbindungen Handlung, solche Verbindungen auch als Öl-Verunreinigungen mit Molekülen der Aromatizität und Variable verschiedene Heteroatome bezeichnet werden können und funktionelle Gruppen.
2.6 Identifikation von naphthenhaltigen Säure im Erdöl
Die Komponenten, aus denen sich die Öl-Säuren zeichneten sich durch das Jahr 1955, und in dieser Arbeit haben wir zwei Säuren mit bis zu zehn Kohlenstoffatomen, mit Ausnahme der Fettsäuren (OLIVEIRA Et Al., 2004) identifiziert.
Nach Oliveira Et Al. (2004) haben andere Studien gezeigt, dass in mehreren Rohöl Proben gesammelt auf der ganzen Welt, die bis zu 5 % des Erdöls Säuren hatte. Diese Studien hat zudem festgestellt, dass Konzentrationen und Kompositionen von naphthenhaltigen Säuren die Herkunft des Öls, verknüpft sind, so dass die geringe Präsenz von naphthenhaltigen Säure im Erdöl es notwendig macht, vor der Fusion Schritte oder mehrere verwenden Extraktionen, ausreichende Mengen zur späteren Analyse zu entfernen. Derzeit gibt es eine Methode zu identifizieren oder zu einzelnen Säuren zu quantifizieren und die analytischen Methoden viel mit solchen Säuren als Gruppen- oder Untergruppen anhand der Verteilung der n und Z (Anzahl der Kohlebürsten und Ringe) verwendet.
Die Arbeit von Rogers Et Al. (2003) Berichte Tests veröffentlicht Auszüge aus Ölsand, die von einem höheren Anteil an Isomeren naphthenhaltigen Säuren des höheren Molekulargewichts bestand wo drei und vier Ring Bestandteile 38 verstanden % des Prüflings. Abbildung 1 zeigt die Verteilung der n und Z.
Nach Campos (2005) und Seifert Et Al. (1969) verändert die Extraktion mit alkalischen Lösungen, offene Säulenchromatographie, Hochleistungs-Flüssigkeitschromatographie mit Kieselsäure Ionenaustausch und Chromatographie sind Techniken, die häufig verwendet, um zu erreichen Öl und Säure Fraktionen wichtig ist die Verwendung von separationsschritte und ausreichende Mengen an Lösungsmitteln um arbeiten und komplexe Lösungen von polaren Verbindungen. Ist auch ganz in Studien, die der Rückzug der Säure extrahiert durch flüssig-flüssig beschrieben mit alkalischen Lösungen und Ammoniak ist eine weit verbreitete Methode. Die Autoren Seifert und Teeter (1970), Seifert Et Al. (1969), Dzidic Et Al. (1988) und Wang Et Al. (2006) erschöpfende Extraktion Systeme erfassen und mit großem Volumen von Lösungsmitteln kann dazu führen, dass einen Mangel Säuren isoliert durch die Bildung von Emulsionen und co-Extração sauren Verunreinigungen wie Phenole und Carbazóis.
2,7-Techniken für die Analyse von naphthenhaltigen Säuren
Santestevan Et Al. (2008) beschreibt die petrochemischen Unternehmen beschäftigen Analysen für die sauren Brüche, magnetischen Kernresonanz-Spektroskopie aus Wasserstoff und Kohlenstoff (H-NMR und NMR-C), Infrarot-(FT-IR) und Massenspektrometrie (MS) Fourier-Transformation.
Studien von Tomczyk Et al. (2001) identifizieren 40 % sauren Verbindungen mit dem Einsatz von flüssig-flüssig-Technik, nur 10 % hatten zwei Sauerstoffatome in der Struktur als typische Carbonsäuren identifiziert und das Ergebnis dieser Studie wurde klar die sauren Bestandteile in das Öl durch biologischen Abbau durch Mikroorganismen vorhanden.
Die Technik der Massenspektrometrie gemäß Qian Et Al. (2001) in Massen für sauren Bruch durch Festphasen-Extraktion (SPE) gewonnen von Rohölen Bewertung festgestellt, die Anwesenheit von Säuren mit n variierend von 15 bis 55 und Z zwischen-2 und-12 (sechs Anéi naphthen) und das Vorhandensein von aromatischen Säuren mit bis zu 3 Ringe und Strukturen, die mehr als zwei Sauerstoffatome enthalten. Bevor sie validiert ist der Grad der Komplexität der sauren Fraktion des Erdöls Öle und zeigen die Prävalenz von Phenolen und anderen Carbonsäuren.
Angesichts der Tatsache, dass nach Gruber Et Al. (2009) belegt wurde, dass die Technik der Gaschromatographie-Massenspektrometrie gekoppelt ist (GC/MS) die am besten geeignete Methode für die Bereitstellung von so viel Informationen, um die Strukturen der anorganischen Säuren identifizieren aus. Aber die Technik stellt einen Nachteil, da die elektronischen Auswirkungen Ionisation (EI) zu großen Zersplitterung der Verbindungen führt, Generierung von komplexen Spektren, die begrenzte Informationen über Struktur und Molekulargewicht dieser Säuren.
Auf diese Weise St. John Et al. (1998) untersucht und entwickelt eine einfache Technik für Derivatizar ein in Ester (Tert-Butildimetilsilil oder t-BDMS) mit der Analyse der von GC/MS mit EI Ionisation Massenspektren mit eine einfachere Interpretation erhalten wo die t-BDMS Ester werden durch Reaktion von Derivatizante N-methyl-N-(t-butildimetilsilil) Trifluoracetamida, Abkürzung für MTBDSTFA, mit dem Wasserstoff einer Säure erhalten.
Schlussfolgerungen
In den letzten Jahren das Öl entdeckt kommt präsentiert in Ihrem setzt sich eine saure Struktur verursachen Schwierigkeiten für die Verfeinerung und so Ihre für Ihre Kennzeichnung in Bezug auf Marketing, die im Laufe der Zeit kommt immer mehr verlangen Qualität und Klarheit in der Beschreibung dieser Verbindung. Die Ansicht, dass es derzeit eine Anforderung, die Art von Säuren festzustellen führen, die zu Problemen in der Öl- und wie Sie am besten davon profitieren.
Dies wurde in der Studie zu isolieren die naphthenhaltigen Säuren und führen Sie eine Analyse der Korrosion oder Ihre Konzentration im Öl eine Technik, die zufrieden stellende Ergebnis präsentiert wurde die feste Phase in einem nichtwässrigen Medium, zusammen mit einer Adsorbens Anionen Austauscher. Dieses Verfahren erwies sich als effektiv, selektive und schnelle naphthenhaltigen Fettsäuren des Öls in Öl gewonnen werden kann und dieser Praxis begleitende Studien zeigten auch, dass diese Ergebnisanalyse für Infrarot-Spektroskopie ermöglicht bestimmen Sie die Anzahl der naphthenhaltigen Säure (NAN) Öl im Vergleich zu der Anzahl der Gesamtsäuregehalt (NAT), aber ohne das Risiko von Störungen durch andere Verbindungen.
So ist ersichtlich, dass die primäre Anwendbarkeit der naphthenhaltigen Säuren in Öl Identifikation ist die Überwachung der Ebenen der Säuregehalt des gleichen, die den Säurewert von Öl zu qualifizieren und somit bestimmen den Grad der Korrosion für die Industrie Es ist wichtig für Ihre Öl-Anwendbarkeit und Markt-Expansion.
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