Химия твердого топлива, 2019, № 3, стр. 26-29
ИССЛЕДОВАНИЕ СМОЛЫ ПОЛУКОКСОВАНИЯ ВЫСОКОСЕРНИСТЫХ ГОРЮЧИХ СЛАНЦЕВ ВОЛЖСКОГО БАССЕЙНА
А. Л. Лапидус 1, 2, *, Н. Ю. Бейлина 3, **, Д. С. Худяков 1, ***, А. М. Козлов 1, ****
1 ФГАОУ ВО РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
119991 Москва, Россия
2 ФГБУН Институт органической химии имени Н. Д. Зелинского РАН
119991 Москва, Россия
3 АО Научно-исследовательский институт конструкционных материалов на основе графита “НИИграфит”
111524 Москва, Россия
* E-mail: albert@ioc.ac.ru
** E-mail: beilinan@mail.ru
*** E-mail: ltybc672@rambler.ru
**** E-mail: kozlov.a@gubkin.ru
Поступила в редакцию 10.12.2018
После доработки 10.12.2018
Принята к публикации 06.02.2019
Аннотация
Изучена сланцевая смола полукоксования горючего сланца Перелюбского месторождения. Определены характеристики смолы: плотность, фракционный и элементный состав, содержание свинца и марганца, а также проведен детальный анализ ее легких бензиновых фракций.
Учитывая ограниченность запасов нефти, а также сравнительно высокие расходы по ее добыче, в последнее время остро стоит проблема поиска альтернативных источников углеводородного сырья и создания комплексных технологий по его переработке. Дешевым сырьем могут быть горючие сланцы, разведанные запасы которых в России и за рубежом очень велики [1].
Горючие сланцы характеризуются высоким (близким к нефти) атомным соотношением Н/С в органической массе, а также уникальным составом органического вещества [2].
В качестве объекта исследования был выбран сланец Перелюбского месторождения крупнейшего в России Волжского бассейна [3].
В процессе термического разложения горючих сланцев при температуре 500–550°С, достигается наиболее высокий выход смолы из переработанного сланца.
Процесс термического разложения горючего сланца Перелюбского месторождения без доступа воздуха осуществляли в реакторе производительностью 8 кг сухого измельченного горючего сланца в 1 ч при температуре 560°С, скорости продвижения горючего сланца 23.5 см/мин в течение 7 мин.
Полученная сланцевая смола была разделена на две части простым отстаиванием. Верхняя (более легкая) часть смолы была разделена на фракции в аппарате ректификации нефти АРН-2. Характеристики легкой части смолы приведены в табл. 1. Из смолы от начала кипения до 410°С с интервалом в 20°С выделены 17 фракций, остаток после ректификации в сумме с потерями составил 29.3 мас. %.
Таблица 1.
Показатель | Значение показателя |
---|---|
Плотность, г/см3 | 1.036 |
Фракционный состав, мас. %: | |
н.к.–100°С | 2.2 |
100–120°С | 1.6 |
120–140°С | 2.4 |
140–160°С | 3.4 |
160–180°С | 4.7 |
180–200°С | 6.3 |
200–220°С | 0.8 |
220–240°С | 1.5 |
240–260°С | 2.5 |
260–280°С | 1.8 |
280–300°С | 4.6 |
300–320°С | 5.7 |
320–340°С | 5.0 |
340–360°С | 7.3 |
360–380°С | 6.3 |
380–400°С | 7.7 |
400–410°С | 6.9 |
Выше 410°С + потери | 29.3 |
В табл. 2 приведены экспериментальные данные элементного анализа сланцевой смолы и ее фракций. Наличие высокого содержания серы в низкокипящих фракциях (11.2–11.7 мас. %), скорее всего, объясняется высоким содержанием в них тиофена и его гомологов. Содержание серы в образцах, выделенных после 140°С, меньше, чем в бензиновой фракции, и неравномерно меняется в широком диапазоне – от 6.1 до 9.5 мас. %, в зависимости от температуры выкипания фракции.
Таблица 2.
Фракция | N | C | H | S |
---|---|---|---|---|
Н.к.–100°С | 0.0 | 61.8 | 8.2 | 11.5 |
100–120°С | 0.0 | 64.4 | 8.1 | 11.7 |
120–140°С | 0.1 | 67.5 | 8.5 | 11.2 |
140–160°С | 0.1 | 67.3 | 8.9 | 9.5 |
160–180°С | 0.0 | 64.6 | 7.7 | 7.1 |
180–200°С | 0.1 | 65.6 | 8.0 | 6.1 |
200–220°С | 0.1 | 68.0 | 8.2 | 7.5 |
220–240°С | 0.2 | 63.1 | 7.9 | 7.8 |
240–260°С | 0.1 | 68.2 | 8.0 | 7.6 |
260–280°С | 0.2 | 73.1 | 8.8 | 8.6 |
280–300°С | 0.4 | 73.2 | 8.4 | 7.8 |
300–320°С | 0.5 | 75.1 | 8.6 | 7.6 |
320–340°С | 0.6 | 76.2 | 8.7 | 7.2 |
340–360°С | 0.7 | 76.3 | 8.6 | 6.7 |
360–380°С | 0.7 | 76.9 | 8.4 | 6.8 |
380–400°С | 0.7 | 76.4 | 8.3 | 6.6 |
400–410°С | 0.7 | 76.7 | 8.4 | 6.9 |
Выше 410°С + потери | 1.2 | 78.5 | 7.9 | 6.9 |
Сланцевая смола | 0.7 | 74.2 | 8.4 | 8.0 |
Пирогенетический синтез сероводорода и сероорганических соединений при термической переработке сланцев Поволжья обусловлен совокупностью взаимосвязанных процессов. Вероятно, значительная часть тиофена и его гомологов образуется вследствие деструктивных превращений керогена, включающего алкилзамещенные тиофеновые кольца и более сложные циклоалкил-замещенные структуры. Возможен также пирогенетический синтез тиофена и простых метилпроизводных из промежуточных продуктов термической деструкции керогена и превращения некоторых соединений минеральной части сланца [4]. Сероорганические (тиофеновые) соединения могут быть выделены из смолы методом экстракции, используемым в нефтехимии, и переработаны в ценные химические продукты – гербициды, полимеры, присадки к топливам, адсорбенты, антиоксиданты, флотореагенты (тем более, что указанные продукты в настоящее время в России практически не производятся).
Нефть богата водородом, массовое отношение углерода к водороду в органической массе нефти достигает 6–7, чего нельзя сказать об остальных видах твердых горючих ископаемых, где это соотношение превышает значение 10–15. Смола, полученная в результате переработки угля, также отличается по этому показателю. Однако смолы сланцепереработки имеют более близкое к нефти указанное выше отношение, что делает их наиболее вероятным заменителем нефти в будущем. В ходе элементного анализа было установлено отношение углерода к водороду в органической массе фракций исследуемой сланцевой смолы, которое составило 7.6–10.0 (7.6–8.4 для легких фракций, выкипающих до 200°С; 8.0–8.7 для средних фракций, выкипающих в интервале 200–300°С и 8.7–10.0 для тяжелых фракций, выкипающих выше 300°С). Отношение углерода к водороду для исходной сланцевой смолы составило 8.8. Из этого следует, что легкие дистилляты сланцевой смолы могут рассматриваться как альтернатива традиционным видам моторного топлива. Однако в случае использования поволжских сланцев в качестве сырья для этого топлива необходимо обессеривание (например, гидроочистка).
Зависимость массового отношения углерода к водороду от фракционного состава сланцевой нефти представлена на рисунке 1.
Проведен детальный хроматографический анализ бензиновых фракций, выкипающих до 140°С. Значения молекулярной массы фракций, относительной плотности и давления насыщенных паров приведены в табл. 3. Полученные значения содержания отдельных классов органических веществ в бензиновых фракциях (групповой состав) представлены в табл. 4.
Таблица 3.
Бензиновая фракция | Молекулярная масса, г/моль | $\rho _{4}^{{20}}$ | $\rho _{{15}}^{{15}}$ | Давление насыщенных паров, кПа |
---|---|---|---|---|
Фракция 1 (н.к.–100°С) | 108.029 | 0.748 | 0.752 | 12.711 |
Фракция 2 (100–120°С) | 117.078 | 0.757 | 0.761 | 6.955 |
Фракция 3 (120–140°С) | 125.411 | 0.769 | 0.773 | 2.307 |
Таблица 4.
Класс веществ | Фракция 1 (н.к.–100°С) | Фракция 2 (100–120°С) | Фракция 3 (120–140°С) |
---|---|---|---|
н-Парафины | 3.4 | 2.7 | 2.5 |
Изо-парафины | 18.9 | 27.9 | 35.3 |
Ароматические углеводороды | 17. 6 | 18.5 | 22.6 |
Нафтены | 7. 9 | 10.5 | 12.5 |
Олефины | 41.5 | 27.6 | 18.5 |
Оксигенаты | 4.8 | 0.3 | 0.1 |
Неидентифицированные | 5.9 | 12.5 | 8.5 |
ИТОГО | 100 | 100 | 100 |
Бензиновые фракции нефти состоят из 6–28 мас. % ароматических углеводородов, 21–75 мас. % нафтенов, 1–32 мас. % н-парафинов и 18–40 мас. % изо-парафинов [5]. Исследованные фракции сланцевой смолы содержат 17.6–22.6 мас. % ароматических углеводородов, 7.9–12.5 мас. % нафтенов, 2.5–3.4 мас. % н-парафинов и 18.9–35.3 мас. % изо-парафинов. При исследовании более широкой суммарной бензиновой фракции сланцевой нефти эти значения могут несколько отличаться от полученных. При использовании легких фракций сланцевой нефти в качестве компонентов моторного топлива необходима их дополнительная переработка. Исследованные бензиновые фракции также могут быть использованы для производства продуктов, аналогичных нефтяным растворителям (преимущественно относящимся к смешанным) [6].
Содержание олефиновых углеводородов во фракции 1 (н.к.–100°С) составило 41.5 мас. %, а во фракции 2 (100–120°С) и фракции 3 (120–140°С) – 27.6 и 18.5 мас. % соответственно. Наибольшее содержание оксигенатов получено для фракции 1 (н.к.–100°С) – 4.8 мас. %. В каждой исследованной бензиновой фракции смолы содержание ароматических углеводородов не превышает 20 об. %.
Методом атомно-абсорбционной спектроскопии (ААС SavantAA, GBC Scientific Equipment) в сланцевой смоле и ее фракциях определено содержание свинца в соответствии с ГОСТ 32350–2013 и марганца в соответствии с ГОСТ 33158–2014.
Из-за высокой вязкости смолы и ее фракций исследуемые пробы были разбавлены в 12 раз: на 1 мл пробы приходилось 10 мл 4-метил-2-пентанона и 1 мл толуола, который был добавлен, так как не все фракции достаточно хорошо растворились в 4-метил-2-пентаноне. В результате проведенного анализа было установлено, что содержание свинца в сланцевой смоле и ее фракциях не превышает 1 мг/л.
Содержание марганца в исследуемых продуктах приведено в табл. 5. Во всех пробах, кроме 14 и 18, содержание марганца не превышает 0.02 мг/л, следовательно, только во фракции 340–360°С (содержание марганца 3.12 мг/л) и в сланцевой смоле (содержание марганца 0.48 мг/л) содержание марганца более 0.24 мг/л.
Таблица 5.
Проба | Содержание в разбавленной пробе | Содержание в пробе |
---|---|---|
1 | 0.00 | 0.00 |
2 | 0.00 | 0.00 |
3 | 0.01 | 0.12 |
4 | 0.01 | 0.12 |
5 | 0.01 | 0.12 |
6 | 0.01 | 0.12 |
7 | 0.02 | 0.24 |
8 | 0.00 | 0.00 |
9 | 0.00 | 0.00 |
10 | 0.00 | 0.00 |
11 | 0.00 | 0.00 |
12 | 0.02 | 0.24 |
13 | 0.02 | 0.24 |
14 | 0.26 | 3.12 |
15 | 0.00 | 0.00 |
16 | 0.00 | 0.00 |
17 | 0.00 | 0.00 |
18 | 0.04 | 0.48 |
Таким образом, в процессе термического разложения при 560°C высокосернистых горючих сланцев Перелюбского месторождения получена сланцевая смола, аналогичная нефти, пригодная для производства моторных топлив и ряда востребованных химических продуктов.
Список литературы
Стрижакова Ю.А., Усова Т.В., Козлов А.М., Лапидус А.Л., Мовсумзаде Э.М. // Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. 2010. № 8. С. 3.
Лапидус А.Л., Шпирт М.Я., Малиновская Ю.А., Мовсумзаде Э.М., Худяков Д.С. // ХТТ. 2017. № 6. С. 15. DOI: 10.7868/S0023117717060020 [Solid Fuel Chemistry, 2017, vol. 51, no. 6, p. 349. DOI: 10.3103/S0361521917060040]
Лапидус А.Л., Бейлина Н.Ю., Худяков Д.С., Жагфаров Ф.Г., Илясов В.Н. // ХТТ. 2018. № 2. С. 6. DOI: 10.7868/S0023117718020020 [Solid Fuel Chemistry, 2018, vol. 52, no. 2, p. 62. DOI: 10.3103/S0361521918020088]
Каширский В.Г., Атоян Э.М. // Сб. матер. Междунар. науч. конф. “Горючие сланцы – альтернативный источник топлива и сырья. Фундаментальные исследования. Опыт и перспективы”. Саратов: СГТУ, 2007. С. 86.
Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: Учебное пособие для вузов. Л.: Химия, 1985. С. 10.
ГОСТ 26377–84. Растворители нефтяные. Обозначение.
Дополнительные материалы отсутствуют.
Инструменты
Химия твердого топлива