Асфалыены
Cтраница 2
ТНО существенное влияние оказывает растворяющая способность дисперсионной среды, которая определяет значение так называемой пороговой концентрации асфальтенов. Если дисперсионная среда представлена парафино-нафтеновыми углеводородами, обладающими слабой растворяющей способностью ( т.е. являющимися плохим растворителем), асфалыены выпадают из раствора при низких их концентрациях. Наоборот, в среде хорошего растворителя, например полициклических ароматических углеводородов или смол, выпадение асфальтенов происходит только при превышении значения их пороговой концентрации. [16]
По-видимому, именно эти асфальтены являются базой для построения граничного слоя. Коэффициент светопоглощения смол ( рис. 24) по мере приближения к твердой поверхности растет, а коэффициент светопоглощения асфальтенов падает, т.е. в адсорбционном слое находятся асфалыены, не растворимые в н-гексане, но обладающие свойствами, близкими к свойствам смол. По результатам исследований можно ориентировочно оценить толщину адсорбционного слоя. [18]
В то же время величина оптической плотности резко возрастает, свидетельствуя об обогащении нефти на данном участке пути асфальтенами. Это значит, что по мере продвижения нефти через сорбирующую среду ( опыт 1) смолы и высокомолекулярные углеводороды ( главным образом ароматические) сорбируются более эффективно, чем асфалыены, в результате чего нефть обедняется смолами и, по-видимому, ароматикой. Вместе с тем в ней повышается содержание асфальтенов и, вероятно, метаново-нафтеновых углеводородов. [19]
Использование свежего и более активного катализатора усугубляет это явление. Частично тепло может быть отведено за счет испарения более легкой части сырья. Асфалыены и наиболее высокомолекулярные смолы обладают высокой теплотой адсорбции и менее подвижны. В связи с этим съем тепла адсорбции затруднен и создаются условия большего увеличения коксообразования. [20]
Эти наблюдения свидетельствуют о том, что картина совместной сорбции различных компонентов нефти зависит от соотношения последних как в самой нефти, так и в сорбирующей среде. Не исключена и возможность выпадения части асфальтенов из раствора вследствие обогащения его алканами. Во второй половине опыта это соотношение изменилось настолько, что на оставшемся участке пути оказалась возможной одновременная и, возможно, равномерная сорбция из нефти более широкого комплекса компонентов, включая асфалыены. В самом конце пути общий ход закономерности был нарушен подтоком новых порций флюида в связи с отбором пробы большого объема вещества. [21]
Маркуссоном [1926], асфальтово-смо-листая часть нефти с помощью селективных органических растворителей и сорбентов разделяется на три фракции. Первую из них составляют твердые, хрупкие вещества, нерастворимые в низкокипящих алканах, этиловом спирте, изоамиловом спирте, уксусной кислоте и сложных эфирах. Эти вещества принято называть асфальтенами. Асфалыены не плавятся и при температуре выше 300 С разлагаются с образованием газообразных продуктов и кокса. Они обладают отчетливо выраженными коллоидными свойствами и находятся в нефтях в виде высокодисперсного коллоидного раствора. При продолжительном нагревании или действии дневного света асфалыены переходят в нерастворимое и в других органических растворителях состояние. При коагуляции асфальтены активно сорбируют лиофильную часть раствора. Поэтому из нефтей их очень трудно выделить в чистом виде. Сорбция асфальтенами сопровождается экзотермическим эффектом, который, по наблюдениям АЛ. [22]
В БашНШ НП разработан способ выработки асфальтита из остатков нефгей. Принцип выделения его основан на различной растворимости отдельных групп углеводородов, входящих в состав остатков нефтей. Асфалыены, составляющие основу нефтяного асфальтита, нерастворимы в легких парафиновых углеводородах, а мглыены ( масла, смолы) растворимы. [23]
При взаимодействии битума с дисперсными породами происходят сложные физико-химические и химические процессы. Известно, что на упрочнение грунтов битумом значительно влияют химико-минералогический состав пород, а также состав самого вяжущего. Взаимодействие грунтов с битумом представляет процесс, очень близкий к физической адсорбции. При этом установлено, что битум адсорбируется грунтом, особенно активно адсорбируются асфалыены, смолы играют связующую роль, карбены и карбоиды выступают в роли твердых заполнителей, а легкие масла разжижают продукт, способствуя его проникновению в грунт. [24]
В последние годы в изучение асфаль-тово-смолистого комплекса нефтей серьезно стали вовлекаться технологи, химики и физхимики, ведущие исследования в направлении разработки путей более эффективного использования всех компонентов нефти, включая и асфальтены. Одни исследователи [ Васильев, 1931; и др. ] предполагают, что асфальтены и смолы обладают конденсированными ароматическими структурами, унаследованными от углеводородов, за счет которых мыслится образование этих компонентов в нефтях. Другие считают, что это полициклические образования с короткими ( 4 - 6 атомов углерода) боковыми цепочками, соединенные полимерными или хелатными связями в многослойные пачки. Сложилось убеждение о чрезвычайно низкой в сравнении с другими составляющими нефтей подвижности асфальтенов, об их высокой полярности, а соответственно и сорбционной активности. Следствием этого является предположение, что асфалыены первыми сорбируются при контактировании нефти с сорбирующей средой и наиболее прочно удерживающейся в сорбированном состоянии. Однако при экспериментальном изучении изменений нефти в процессе ее движения через сорбирующую среду нами обнаружено, что на первых этапах движения содержание асфальтенов в нефти не понижается, а наоборот, возрастает, достигая более чем двукратного увеличения, и лишь после достижения некоторого предела начинает снижаться. Сущность выявленного эффекта заключается, по-видимому, в том, что асфальтены, как коллоидные вещества, находятся в нефтяном растворе в форме многомолекулярных ассоциаций, препятствующих проявлению истинной сорбционной активности молекул асфальтенов во взаимоотношениях с сорбирующей средой. [25]
Следующая серия опытов была ориентирована на выяснение характера и направления изменений смол из нефтей под воздействием повышенных температур. В качестве исходного продукта были взяты фракции бензольных и хлороформенных смол, выделенные при фракционировании смол из нефтей Речицкого месторождения ( скв. В продуктах изменения бензольных смол в качестве новообразований выделены петролейно-эфирные, хлороформенные, спиртобензольные смолы, асфалыены и вещества, соосажденные с асфалыенами. [26]
 |
Зависимость степени превраще-ння тиофена от количества добавляемого в него испытуемого вещества. [27] |
Процесс гидрообессеривания остаточного сырья характеризуется рядом специфических особенностей. Это большие диффузионные затруднения для протекания основных реакций, обусловленные наличием значительной жидкой фазы в зоне реакции и большими размерами молекул сырья. Другой важный фактор - быстрая дезактивация катализатора, обусловленная высоким содержанием коксообразующих и металлсодержащих соединений. Все это резко снижает эффективность реакции удаления серы. В качестве примера могут быть приведены результаты изучения влияния металлсодержащих порфиринов и асфалыенов на степень гидрогенолиза тиофена. В качестве модельного соединения использован протопорфирин IX диметилэфира и асфалыены, выделенные из нефти. В этой работе показано, что для асфалыенов более характерно отложение на внешней поверхности гранулы катализатора ввиду больших размеров их частиц и ассоциатов ( до 4 - 5 им) и, соответственно, создание условий для больших диффузионных затруднений в процессе. Порфирины, хотя и в большей степени проникают в поры катализатора, также отрицательно влияют на реакции удаления серы из тиофена. [28]
За эталон принимается раствор продукта с нулевым содержанием асфалыенов. Трудность приготовления полностью освобожденного от асфалыенов продукта и постоянное изменение концентрации асфалыенов в растворе затрудняют практическое использование данного метода. В отличие от существующих методов определения асфалыенов нами разработан и используется метод количественного определения асфалыенов в нефтепродуктах измерением оптической плотности раствора асфалыенов в бензоле. В этом случае за эталон принимается частый растворитель - бензол. Определение содержания асфалыенов производится по предварительно построенной калибровочной кривой. Для продуктов с содержанием зсфалыенов до 10 % навеску испытуемого продукта в количестве 0 05 - 0 1 г, с содержанием выше 10 % - 0 01 г растворяют в 10 мл н-гептана и отстаивают в течение 15 мин. Асфалыены отфильтровывают через бумажный фильтр синяя лента и промывают горячим ( 80 С) н-гептаном до тех пор, пока стекающий с фильтра н-гептан не перестанет оставлять масляное пятно на фильтровальной бумаге. С фильтра асфалыены смываются горячим бензолом ( 60 С) в мерную колбу емкостью 100 мл, раствор охлаждают до комнатной температуры, объем доводят до метки чистым бензолом и на фотоэлектроколориметре определяют его оптическую плотность. По предварительно построенной калибровочной кривой находят соответствующую ей концентрацию асфалыенов. [29]
Страницы: 1 2