книги / Химия нефти и газа
..pdf§ 1. Физико-химические методы разделения компонентов... |
41 |
удерживания высококипяших компонентов будет большим, по этому общая продолжительность анализа существенно возрастет. При более высокой температуре, близкой к концу кипения сме си, будут плохо разделяться легкие компоненты. Четкое и бы строе разделение компонентов и получение хроматограммы с симметричными пиками достигается в том случае, когда в про цессе анализа температура повышается по заданному режиму (ступенчато или плавно). Такой метод называют газовой хрома тографией с программированием температуры. Скорость подъе ма температуры может изменяться в широком интервале (от 0,5 до 30 °С/мин).
Адсорбенты в газовой хроматографии
В газоадсорбционной хроматографии в качестве неподвиж ной фазы используются адсорбенты. К адсорбенту предъявля ются следующие требования: он должен быть химически инер тен к компонентам разделяемой смеси, обладать развитой по верхностью, характеризоваться линейной изотермой адсорбции. Адсорбенты, применяемые в газовой хроматографии, подразде ляются:
1)на неполярные (активированный уголь, сажа);
2)полярные (оксид алюминия, оксид кремния, алюмосили
каты);
3)органические полимеры.
Часто в практике хроматографического анализа используют ся модифицированные адсорбенты. Модификация адсорбентов необходима по следующим причинам. Поверхность обычных ад сорбентов неоднородна и состоит из участков с сильно разли чающейся адсорбционной способностью. Наличие участков с повышенной адсорбционной активностью обусловливает размы вание зоны компонента в колонке за счет более прочной адсорб ции какой-то части компонента. В результате пик компонента на хроматограмме оказывается несимметричным, с так называе мой «хвостовой» асимметрией. Модификацию таких адсорбентов проводят с целью выравнивания адсорбционной активности раз личных участков поверхности. В качестве модификаторов ис пользуют в небольшом количестве (несколько процентов) мало летучие органические жидкости (например, вазелиновое масло). Модификатор адсорбируется на наиболее активных участках по верхности (блокирует их), и активность поверхности адсорбента выравнивается. Такая модификация называется ф и з и ч е с к о й .
§ 1. Физико-химические методы разделения компонентов... |
43 |
Таким адсорбентом может быть кристаллическое вещество с определенной кристаллической решеткой, так как только в нем возможно существование объемов одного размера, соответст вующих одинаковым по размерам порам. Так как в кристалле, как известно, нет пустот, то, чтобы они образовались, нужно удалить из него какие-то химические составные части вполне определенного размера, тогда в кристалле образуются пустоты — поры.
Например, если вода входит в структуру кристаллической решетки, то, удалив воду, можно образовать поры, однако при этом основная структура кристалла не должна нарушаться. Нельзя, скажем, получить такой адсорбент из кристаллов CuS04 • 5Н20 , так как удаление воды приводит к полному раз рушению кристаллической решетки. Нужно иметь такое веще ство, в образовании кристаллической решетки которого вода не играла бы основной роли. Такими веществами являются не которые минералы из группы цеолитов, например шабазит СаО • А120 3 • 4Si02 • 6Н20.
В 1925 г. О. Вейгель и Е. Штейнгоф обнаружили, что обез воженный шабазит очень легко и быстро сорбирует пары воды, метилового, этилового спирта и пропускает пары ацетона и бензола. В дальнейшем было установлено, что диаметр всех пор в шабазите равен 3,9 А. Примерно такой же диаметр имеют мо лекулы метилового и этилового спирта, а диаметр молекул аце тона и бензола больше, поэтому последние не адсорбируются. Способность цеолитов сорбировать молекулы, проникающие в их поры, и пропускать, не задерживая, более крупные молеку лы обуславливает так называемый м о л е к у л я р н о - с и т о в о й э ф ф е к т . Этот эффект противоположен обычному ситовому эффекту.
В 1938 г. была установлена принципиальная возможность разделения углеводородных газов на цеолитах, или молекуляр ных ситах. Все цеолиты представляют собой полигидраты алю мосиликатов, состав которых в общем виде следующий:
(М е\ Ме+^О • (А120 3)д.• (S\02)y • wH20,
где Ме+: Na+, К+, Li+; Ме++: Са~, Ва**, Mg~ и т. д.
Природных цеолитов мало, поэтому их получают в промыш ленности синтетическим путем. Для приготовления цеолита с катионом Na+ смешивают растворы силиката, алюмината и гид
44 Глава I. Физико-химические методы исследования нефти и газа
роксида натрия. Соотношение этих веществ зависит от того, ка кого типа цеолит нужно приготовить. Смесь вводят в кристалли затор и выдерживают при 100 °С несколько часов. Затем обра зующиеся кристаллы промывают водой, добавляют глину в качестве связующего агента и формуют. Гранулированный цео лит прокаливают при 650 °С. По своей кристаллической структу ре цеолит можно рассматривать как соль поликремневой кисло ты, в которой часть атомов кремния заменена на атомы алюми ния. Пористость цеолитов может достигать 50 %, поверхность 800—1000 м2/г. В зависимости от природы катиона и от типа кристаллической решетки цеолиты подразделяют на следующие марки: NaA, СаА, NaX, СаХ, NaY и др., различающиеся соотно шениями Si0 2/Al20 3.
Цеолиты обозначают еще так: ЗА, 10Х и т. д.; цифра указы вает на размер пор, А. Для цеолитов типа А мольное соотноше ние оксида кремния и оксида алюминия равно 2, для цеолитов типа X — 2,5—3; Y — 4—6.
Молекулярные сита обладают рядом интересных свойств.
1. Вследствие малых размеров пор адсорбированная молеку ла очень прочно удерживается (проявляется роль противополож ной стенки поры). Этим объясняется высокая адсорбционная способность цеолитов даже при повышенных температурах.
2.Молекулярные сита имеют большое сродство к ненасы щенным соединениям. Поэтому с их помощью можно отделить этилен от этана, хотя размеры молекул этих углеводородов оди наковы.
3.Высокая адсорбционная способность молекулярных сит обеспечивает полное поглощение вещества даже при его малой концентрации в смеси. Это их свойство используется для глубо кой осушки газов и очистки их от примесей. С этой целью при меняются молекулярные сита марок ЗА и 4А.
4.С помощью молекулярных сит можно количественно отде лить алканы от изоалканов, аренов и нафтенов. В настоящее время цеолиты широко используются как катализаторы и в каче стве фазы в хроматографии. Разделение углеводородов с помо щью молекулярных сит проводят статическим и динамическим методами. По статическому методу обезвоженный в вакууме це олит смешивают с веществом, по динамическому — вещество пропускают через слой цеолита. Для выделения адсорбирован ного вещества цеолит нагревают в вакууме при 300—350 °С в те чение нескольких часов.
§ 1. Физико-химические методы разделения компонентов... |
45 |
1.2.3.Аналитические задачи в химии нефти, решаемые
спомощью газовой хроматографии
С помощью газовой хроматографии решается ряд аналитиче ских задач: качественный и количественный анализы, разделе ние смесей углеводородов нефти и других соединений, выделе ние в чистом виде отдельных углеводородов.
Качественный анализ
Задача качественного анализа углеводородных смесей с по мощью газовой хроматографии состоит в определении числа компонентов смеси и в идентификации каждого компонента. Чтобы определить число компонентов, необходимо подобрать условия для разделения всех компонентов смеси и получить хро матограммы с четкими пиками. Для идентификации пиков на хроматограмме в хроматограф вводят индивидуальные углеводо роды (эталоны) при тех же условиях, при которых проводился анализ смеси. Если время или объем удерживания эталонного углеводорода совпадает с таковыми для какого-то пика анализи руемой смеси, то пик идентифицируется.
Количественный анализ
Количественный состав анализируемой смеси определяют исходя из того, что содержание компонентов в смеси пропор ционально параметрам их пиков (высота, площадь). Имеется не сколько методов расчета хроматограмм с целью определения ко личественного состава.
1. Метод внутренней нормализации.
По этому методу процентное содержание какого-либо ком понента в смеси определяют как отношение приведенной пло щади его пика к сумме приведенных площадей всех пиков:
c ,= ^ L i o o ( % ) .
Площадь пика определяют как произведение высоты пика на его ширину на половине высоты пика (рис. 16):
S; = ha.
Приведенная площадь пика компонента S! — это произведе ние его площади на поправочный коэффициент К, учитываю щий чувствительность детектора по отношению к данному ком-
46 Глава /. Физико-химические методы исследования нефти и газа
Рис. 16. Параметры пика
поненту (в случае детектора по теплопроводности этот коэффи циент учитывает различие в теплопроводности компонентов разделяемой смеси): Sj = S;K = haK.
Если анализ сложной смеси углеводородов (например, аро матической части бензиновой фракции 60—150 °С) проводится с использованием капиллярной колонки и в режиме программи рования температуры, то пики на хроматограмме могут быть очень узкими. В этом случае расчет содержания углеводородов в смеси проводят, измеряя только высоты пиков, не определяя площади пиков.
2. Метод абсолютной калибровки.
В соответствии с этим методом процентное содержание ком понента в смеси можно найти с помощью калибровочного гра фика в координатах площадь пика (высота пика) — процентное содержание компонента в смеси. Калибровочные графики стро ятся на основании данных хроматографического анализа искус ственных смесей, в которых содержание каждого компонента известно. По хроматограммам определяют параметры каждого пика (площадь или высоту) и строят графики.
3. Метод внутреннего стандарта.
Но этому методу в анализируемую смесь вводят стандартное вещество, пик которого на хроматограмме должен четко отде ляться от других пиков. Концентрацию любого компонента сме си рассчитывают по формуле
ст
где S'; — приведенная площадь пика компонента;
S'„ — приведенная площадь пика стандартного вещества;
R — отношение массы стандартного вещества к массе смеси.
Выделение веществ в чистом виде
Эта задача решается с помощью препаративной хроматогра фии. При этом используют хроматографические колонки боль-
§ 2. Физико-химические методы идентификации |
47 |
того диаметра (10—100 мм). Объем жидкой пробы от 1до 20 мл; объем пробы газа 100—200 мл. Из хроматографической колонки небольшая часть потока идет к детектору, а основная часть на правляется на разделение. Компоненты разделяемой смеси из влекаются из подвижной фазы глубоким охлаждением с помо щью жидкого азота (-196 °С).
Продолжительность разделения и выделения в чистом виде компонентов смеси зависит от размера пробы. Например, разде ление смеси изопентана и //-пентана при пробе 20 мл проходит около 2 часов.
§ 2. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИДЕНТИФИКАЦИИ И КОЛИЧЕСТВЕННОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И ДРУГИХ КОМПОНЕНТОВ НЕФТИ И ГАЗА
Ранее мы рассмотрели в основном методы разделения угле водородов нефтяных фракций, включая выделение индивидуаль ных углеводородов в чистом виде.
После выделения углеводородов в чистом виде следующим этапом исследования является их идентификация. Идентифика ция может быть химической (установление строения углеводо рода путем его синтеза, так называемый встречный синтез, и изучение свойств его производных) и физико-химической, ко торая основана на определении физико-химических констант углеводорода (плотности, показателя преломления, рефракции) или исследовании его спектральных характеристик.
Рассмотрим основные физико-химические методы иденти фикации углеводородов нефти.
2.1. Физико-химические константы углеводородов нефти
иих роль в идентификации компонентов и анализе углеводородных смесей
Для характеристики индивидуальных углеводородов или нефтяных фракций необходимо определение их относительной плотности и показателя преломления. Определение этих кон
48 Глава L Физико-химические методы исследования нефти и газа
стант для индивидуальных углеводородов позволяет идентифи цировать их путем сравнения найденных констант с литератур ным данными для предполагаемого углеводорода. Совпадение найденных и литературных данных подтверждает предполагае мую структуру углеводорода.
О т н о с и т е л ь н а я п л о т н о с т ь представляет собой отно шение плотности углеводорода при 20 °С к плотности воды при 4°С:
Относительные плотности углеводородов возрастают в ряду: алканы < олефины < нафтены < ароматические углеводороды. В одном гомологическом ряду относительные плотности повы шаются с увеличением молекулярной массы.
Относительную плотность определяют с точностью до 0,0001 с помощью пикнометров, представляющих собой стек лянные ампулы объемом обычно от 0,5 до 5 мл, в которых взве шивают одинаковые объемы исследуемого углеводорода и воды при 20 °С. Вначале находят относительную плотность углеводо рода к воде при 20 °С р™, а затем пересчитывают это значение и находят р$° по формуле, учитывающей также величину потери веса пикнометра в воздухе:
p f = 0,99703 • рЦ + 0,0012.
П о к а з а т е л ь п р е л о м л е н и я характеризует степень преломления луча света при его прохождении через границу раз дела двух сред различной плотности.
Показатель преломления данного вещества представляет со бой, строго говоря, отношение скорости распространения света в вакууме к скорости света в веществе:
Это абсолютный показатель преломления. На практике обычно изучают преломляющую способность среды п2 относи тельно воздуха, для которого пх= 1,00027:
«2 п = — .
Л|
§ 2. Физико-химические методы идентификации |
49 |
Согласно закону Снеллиуса (рис. 17),
sin а , |
п2 |
|
|
= — = п. |
|
s i n a 2 |
П\ |
|
|
|
|
v |
а > |
Воздух |
|
|
|
|
777777777 |
|
|
Л |
Среда |
а |
/ |
|
Рис. 17. Преломление луча на границе воздух—среда
Если заменить направление света на противоположное, то при некотором критическом угле а2 наблюдается явление полно го внутреннего отражения (рис. 18). Для каждого вещества име ется вполне определенный угол а2. На измерении этого угла и основано определение показателя преломления вещества.
Рис. 18. Полное внутреннее отражение луча
Действительно, так как
sin а, = sin 90°= 1 и л, = 1,
то
1
------ = п2 = п. sina2
Показатели преломления измеряются с помощью рефракто метров. Показатель преломления для данного вещества зависит от длины волны луча света и температуры. Для большинства уг-
4 - 1312
50 Глава /. Физико-химические методы исследования нефти и газа
леводородов нефти с увеличением длины волны п уменьшается. Обычно определяют показатель преломления nDдля желтой ли нии спектра натрия D (X = 5896 А), реже лс и лР для С и F — крас ной и голубой линий спектра водорода (Хс = 6563 А; Л.Р = 4681 А). Показатель преломления уменьшается для углеводородов в по следовательности: ароматические углеводороды > нафтены > оле фины > алканы. В одном и том же гомологическом ряду п возрас тает с увеличением плотности.
Показатель преломления подчиняется правилу аддитивности для смесей углеводородов, что позволяет определить содержание того или иного компонента в бинарной смеси, если известен по казатель преломления этой смеси лсм и каждого компонента:
лсм • 100 = п}х + /22(100 - х).
Кроме простых констант, таких как р и л , для характеристи ки углеводородов и нефтяных фракций используют сложные константы, являющиеся функцией простых. Так, широко ис пользуются, например, сложные константы — у д е л ь н а я и м о л е к у л я р н а я р е ф р а к ц и и . Удельная рефракция является функцией л и р (формула Лоренца — Лорентца):
Молекулярной рефракцией называется произведение удель ной рефракции на молекулярную массу:
п2 -1 М
R= rM
л 2 + 2 Т *
Удельная и молекулярная рефракции связаны с поляризуе мостью молекул а следующими зависимостями:
4л
г
3
Л = у а =2,5210г4а.
Таким образом, молекулярная рефракция по Лоренцу — Лорентцу является мерой средней поляризуемости молекул. В электромагнитном поле видимого света поляризуемость моле-