Газ колонки: Газовые колонки — купить газовые проточные водонагреватели по низким ценам с доставкой по Москве и РФ.

Газовые колонки в Самаре

Какую газовую колоноку купить?

В нашем каталоге представлен широкий выбор газовых проточных водонагревателей.

Вы можете выбрать прибор который будет соответствовать вашим требованиям. Цены указаны с учетом доставки по городу Самара. В продаже модели отечественных и импортных производителей.

Стоимость зависит от производителя, ее технических характеристик, типа розжига, а так же наличия модуляции пламени.

Виды газовых колонок

Современные колонки делятся на два типа:

  • Полуавтоматические — с пьезорозжигом. Розжиг осуществляется вручную кнопкой от встроенного пьезоэлемента. У этих моделей фитиль всегда горит. При открытии крана с горячей водой происходит автоматический розжиг основной горелки. Как только вы закрываете кран, основная горелка гаснет и горит только фитиль до следующего открытия крана. Если у Вас слабый напор воды лучше купить газовую колонку полуавтомат, т.к. они менее требовательны к давлению воды и срабатывают даже при минимальном напоре.
  • Автоматические — с электророзжигом. Розжиг горелки осуществляется либо от батареек (батарейки-R20), либо от встроенного гидрогенератора. В данных моделях при открытии крана горячей воды происходит розжиг от искры между электродом розжига и гоелкой. Как только кран закрывается колонка гаснет. Если давление воды хорошее можно остановить свой выбор на газовых колонках автомат.

Так же можно все колонки поделить на два типа — с автоматической регулировкой пламени и ручной. Первые имеют так называемую модуляцию пламени. Это функция позволяет поддерживать заданную температуру горячей воды за счет автоматической регулировки пламени. Модуляция бывает гидравлическая и электронная.

  • Электронная — когда с помощью датчика отслеживается изменение температуры воды на выходе и блок электроники регулирует газовый клапан уменьшая или увеличивая подачу газа на горелку. Позволяет достаточно точно поддерживать температуру воды, но очень инертна и срабатывает с небольшой задержкой. Что не очень комфортно.
  • Гидравлическая — когда подача газа на горелку регулируется пропорционально протоку воды. Как правило, эту функцию выполняет подпружиненная мембрана водяного узла, которая выталкивает шток. В зависимости от изменения протока воды. Который в свою очередь регулирует степень открытия газового клапана.

Выбор газовой колонки

В последние годы все больше набирают популярность автоматы с электророзжигом, но у них есть свой недостаток. Их не рекомендуется устанавливать в помещениях с повышенной влажностью (например ванная комната). Из-за повышенной влажности происходит окисление микропереключателей. При установке в такие помещения мы рекомендуем выбрать полуавтоматические модели. Если установка производится на кухне либо в другом месте с умеренной влажностью можно купить и установить газовую колонку с любым типом розжига.

Так же при покупке нужно обратить внимание на давление воды в доме. Если напор воды слабый, а вы решили установить автомат, есть вероятность, что она не всегда будет срабатывать. Так как они более требовательны к давлению воды чем полуавтомат.

Более подробно об устройстве и выборе газовых колонок можно прочить в статье — Газовая колонка: Как правильно выбрать

Газовые колонки в Белгороде

Газовые колонки

Интернет магазин «АкваСервис» предлагает большой ассортимент газовых колонок по доступным ценам. У нас в наличии представлены колонки известных производителей, таких как Ariston, Bosh, Electrolux, Oasis. Они заслужили хорошую репутацию среди покупателей, характеризуются высоким качеством, надежностью, длительной и стабильной работой. Имеют удобное, интуитивно понятное управление, регулируются под индивидуальные потребности.

Многие предпочитают купить газовые колонки для квартир и домов, потому что они отличаются рядом преимуществ:

  • Обеспечивают горячей водой в любом количестве – нагретая вода поступает через несколько секунд после открытия крана. В отличие от бойлера она не перестанет быть горячей даже если выльется 30,50,80 литров.

  • Компактные габариты – газовая колонка отличатся компактными размерами, её можно установить даже на кухне небольших размеров, поэтому она часто используется в квартирах.

  • Экономия – благодаря тому, что вода нагревается с помощью газа, можно сэкономить на коммунальных услугах, т.к газ в России стоит дешевле электроэнергии.

  • Возможность ремонта – даже бывшие в употреблении газовые колонки поддаются ремонту и после этого исправно работают еще длительное время.

У нас вы можете купить в Белгороде колонки как с обычным, так и с расширенным функционалом. Современные производители предлагают устройства с:

  • датчиками контроля дымовых газов;

  • предохранительными датчиками от перегрева;

  • возможностью работы даже при низком давлении в водо- и газопроводе;

  • электронным управлением;

  • модуляцией температуры;

  • другими возможностями.

Предлагаем профессиональную помощь в подборе необходимого оборудования и услугу доставки по городу Белгороду и области.

Газовые колонки

Мы предлагаем

Проточные газовые водонагреватели «Нева»(газовая колонка) обеспечивают быстрый нагрев воды для хозяйственных и бытовых нужд. Одна колонка может использоваться для нескольких источников потребления горячей воды, например, для кухни и ванны.

 Газовые колонки «Нева» очень надежны и просты в эксплуатации, способны работать с водой любой жесткости. Проточные газовые водонагреватели «Нева» оснащены датчиком тяги и автоматикой безопасности. Колонка автоматически начинает работу при открытии крана горячей воды и завершает ее при закрытии крана. При этом заданная температура и нужное давление газа поддерживается автоматически. Даже при низком напоре воды колонки «Нева» отлично справляются со своим предназначением.

 Газовые колонок компании Neva, изготовленны с учетом современных технологий и обеспечат постоянную бесперебойную подачу горячей воды в Вашем доме, квартире, коттедже.

Все газовые колонки НЕВА имеют одну принципиальную схему , в основе которой лежит газовая горелка и медный теплообменник, через который проходит вода. Газовые водонагреватели НЕВА проточного типа безопасны в эксплуатации. Система безопасности позволяет контролировать пламя запальной горелки и циркуляцию воды в теплообменнике.

Преимущества газовых колонок НЕВА:

  •  компактные размеры;

  •  отсутствие необходимости в электроподключении;

  •  неограниченный объем горячей воды;

  •  экономичность.

 Газовые водонагреватели «Neva» при необходимости могут оснащаться комплектом для работы с сжиженным газом.

Заводская гарантия газовых колонок «Neva» — 2 года.

  Модельный ряд и цены на газовые колонки «Нева Люкс»:

(при нажатие на любую из моделей, Вы сможете узнать более подробно о данной газовой горелке)

наименование колонки ВПГ

краткое техническое описание

Цена в рублях  с НДС

 NEVA-4510

17 кВт, 10 л/мин, автоматическое электр зажигание, компактные раз-ры, камера сгорания с водяным охлаждением, 650*356*218, вес 10 кг

запрос

NEVA-4610

20 КвТ 10 л/мин, 610*350*185, вес 10,5кг. , Электронное зажигание от батареек; Водонагреватель спроектирован специально для российских условий эксплуатации, поэтому надежно работает даже при пониженном давлении воды (0,15 атм).

запрос

 NEVA-4011

21 кВт, 11 л/мин, пьезоэлектрическое зажигание, компактные раз-ры, камера сгорания с водяным охлаждением, 565*290*2121, вес 10 кг

 запрос

NEVA-4511

21 кВт, 11 л/мин, автоматическое электр зажигание, камера сгорания с водяным охлаждением 565*290*221, вес 11 кг, лиц.часть полукруглая

 10 000

NEVA-5111

21 кВт, 11 л/мин,  565*290*211, вес 10 кг. пьезоэлектрическое зажигание и система гидравлической модуляции пламени горелки, обеспечивающая поддержание установленной температуры горячей воды с точностью до ± 5 °C. Эта модель оснащена турбулизаторами для исключения шума и вибраций на малых и больших расходах, а также препятствующим образованию местного закипания в калорифере.

 запрос

Nevalux-5611

21 кВт, 11 л/мин, пьезоэлектрическое зажигание,гидравлическое управление модуляцией пл. горелки, автоматическое огр.  давления газа, камера сгорания с вод охл, водогазовый блок (Германия), авт. поддерж.температуры воды, 565*290*221, вес 9,5кг

 запрос

Nevalux-5514

28 кВт, 14 л/мин, автоматическое электр зажигание, гидр. управление модуляцией пламени горелки, электронное управл. авт. безопасности, водогазовый блок (Япония), отключаемая запальная горелка, 650*240*350, вес 13кг

 запрос

Nevalux-6011

21 кВт, 11 л/мин, авт. электр зажигание, микропроцессорное управление модуляцией пламени горелки, системами самодиагностики и безопасности, цифровой дисплей,кнопочное управление, индикатор разряда эл питания,,отключаемая запальная горелка,камера сгорания с водяным охлаждением, водогазовый блок (Япония) 650*240*350, вес 13кг

 запрос

Nevalux-6014

28 кВт, 14 л/мин, авт электр зажигание, микропроцессорное управление модуляцией пламени горелки, системами самодиагностики и безопасности, цифровой дисплей,кнопочное управление, индикатор разряда эл питания,,отключаемая запальная горелка,камера сгорания с водяным охлаждением, водогазовый блок (Япония) 650*240*350, вес 13кг

 запрос

Для отопления газом жилых и производственных помещений, предагаем вам использовать качественные и не дорогие газовые котлы Боринского завода:

ГАЗОВЫЙ ВОДОНАГРЕВАТЕЛЬ Пермь — Бытовые проточные газовые колонки Electrolux, Halsen, Oasis, Zerten, цены

Проточная газовая колонка – это устройство, которое имеет надежную конструкцию и высокие рабочие показатели. Есть множество аргументов в пользу того, чтобы купить именно такой тип водонагревателя:

  • Надежность. Имеет прочный корпус и надежное крепление. Благодаря высокому качеству всех комплектующих, газовый проточный водонагреватель прослужит длительно время, оставаясь эффективным;
  • Безопасность. Система электронного розжига горелки обладает функцией автоматического поддержания пламени, и если оно потухло, то мгновенно зажжется вновь. Такая технология предотвращает утечку газа, поэтому вы можете не беспокоиться за свою безопасность;
  • Экономичность. Благодаря применению дешевого топлива, использование газовой горелки экономически выгодно. Именно поэтому в загородных домах чаще всего устанавливают такой тип водонагревателя. Он компактный, занимает немного места и не создает дискомфорт. Для его установки требуется монтаж дымохода, поэтому помещение должно иметь соответствующие технические характеристики.
  • Простота в использовании. Благодаря тому, что газовая колонка имеет современную систему управления и не требует особенного обслуживания, она удобна в эксплуатации;
  • Высокая мощность и производительность. Эффективно и быстро прогревает воду, а также имеет возможность регулировать температуру нагрева;

Если вам необходима бытовая проточная газовая колонка высокого качества по приемлемой цене, в компании «Энергоклимат» г. Пермь рады предложить оборудование таких известных брендов как Electrolux, Halsen, Oasis, Zerten. Делайте свой выбор на нашем сайте! Ждем Ваших заказов. Условия оплаты и доставки смотрите здесь. Также в нашей компании Вы можете заказать установку газового водонагревателя, мы произведем монтаж быстро и качественно!

Угарный газ от газовой колонки — причины и последствия

Если проточный водонагреватель работает исправно, топливо сгорает со смешиванием с кислородом в необходимой пропорции. В процессе сжигания топлива выделяется обычный углекислый газ (CO₂), безвредный для человека. По своему химическому составу CO₂ похож на воздух, который люди выдыхают во время дыхания. Угарный газ от газовых колонок — это CO (окись углерода, монооксид углерода). Газ токсичен, может накапливаться в клетках крови и вызывать серьезное отравление организма.

Причины угарных газов из колонки

Главный катализатор появления CO: бедная газо-воздушная смесь; топливо сгорает с небольшим, недостаточным количеством кислорода. В процессе горения выделяется крайне токсичный угарный газ. Причинами нарушений и продуцирования CO выступают:

  1. Неисправные водонагреватели — засорившиеся жиклеры, отсутствие датчика угарных газов, затухание пилотной горелки (в полуавтоматических моделях). В последнем случае происходит отравление не продуктом горения, а непосредственно самим метаном.
  2. Нарушения правил подключения водонагревателя — наиболее частая причина трагедий. Отравление оксидом углерода при работе газовой колонки происходит:
    • если в кухне установлена принудительная вытяжка;
    • дымовые каналы повреждены или замусорены;
    • нет достаточного (согласно регламентирующим документам тройного) воздухозамещения;
    • недостаточная тяга.

В нормальном работоспособном состоянии проточные водонагреватели при нагреве воды будут выделять некоторое количество водяного пара и углекислого газа — абсолютно безвредных для человека.

Как проверить колонку на угарный газ

Для начала следует вспомнить, что угарный газ не имеет запаха. Соответственно определить его утечку можно только при помощи специальных датчиков и сигнализаторов. При отсутствии последних следует обратить внимание на следующие очевидные признаки неисправности колонки:

  • Отсутствует тяга — в корпусе колонок есть специальные отверстия, через которые воздух из помещения поступает на горелку. В результате циркуляции создается достаточное давление для выведения продуктов сгорания. Проверить тягу можно при помощи горящей спички. При поднесении ее к прорезям на кожухе проточного газового бойлера пламя должно втягиваться вовнутрь.
  • Изменение цвета огня на горелке — ярко-желтое пламя, признак загрязненных жиклеров. При правильных пропорциях газо-воздушной смеси цвет должен быть «голубым». Через несколько минут работы водонагреватель отключается, часто с хлопком.

Несмотря на существующие косвенные признаки, указывающие на неисправность бойлера, с точностью покажет существующую проблему только датчик угарного газа. Устройство выдаст сигнал о повышенном уровне CO.

Установка сигнализатора не обязательна, но после подключения обеспечивает спокойствие и безопасность жильцов частного дома или квартиры, использующих проточные или накопительные водонагреватели.

Чем опасен угарный газ от колонки

Вред от CO заключается в пагубном действии на организм человека. Угарный газ имеет способность проникать в кровь, препятствуя гемоглобину переносить жизненно важный для функциональности человеческого тела кислород. Опасность связана с тем, что CO долго остается в кровотоке. Распространены случаи, когда человек умирал через несколько дней после отравления.

Вторая причина высокой токсичности CO связана с тем, что запах угарного газа в квартире или доме отсутствует. Яд проникает внутрь организма незаметным для человека образом.

Симптомы отравления угарным газом от газовой колонки:

  • рвота;
  • спутанность сознания;
  • синюшный оттенок кожи;
  • головные боли и головокружения;
  • нарушение координации и способности ориентироваться в пространстве;
  • раздражительность без видимых причин.

При появлении симптомов отравления, необходимо перекрыть поступление газа и обеспечить беспрепятственный доступ кислорода к пострадавшему. Хорошо было бы устроить проветривание помещения. Если пострадавший в сознании можно выйти на улицу, чтобы подышать свежим воздухом. Вызвать скорую помощь!

Перенос и согласование газовой колонки в СПб

Как осуществить подключение газовой колонки по действующим требованиям СНиП или выполнить перенос газовой колонки.

Газовая колонка способна решить проблему перебоев с горячей водой, или же отсутствие централизованного водоснабжения в жилом помещении.

Однако демонтаж и установка столь опасного и сложного прибора, требует не только умения и мастерства,
но и профессиональных специализированных знаний не только в работе, но и в законодательстве.

Поэтому, если Вы планируете поменять или установить новую газовую колонку,
следует оценить предполагаемое место расположения прибора с точки зрения действующих нормативных документов.

Требования к месту размещения газовой колонки.
  1. Объем помещения, в котором предполагается монтаж газовой колонки, не должен быть менее 15 м3.
  2. Нормативами определена минимальная высота помещения расположения прибора – не менее 2 м.
  3. Недопустима установка газового прибора в санузлах.
  4. Помещение обязательно должно иметь вентиляционные выходы – окно, форточка, либо дымоход, диаметром не менее 120 мм (типовая вентиляция в квартирах к таковым не относится).
  5. Недопустимо установить газовую колонку над газовой плитой или монтировать ее на стену из горючих материалов (например, дерево или панели)

При соблюдении данных условий колонка будет работать исправно, а значит можно покупать новый прибор и прибегнуть к услугам мастера по монтажу газовой колонки.

Правила переноса газовой колонки.

Перенос газовой колонки может понадобиться при перепланировке и ремонте квартиры, или купили квартиру в которой ранее была установлена газовая колонка с нарушениями.
Многие домовладельцы сталкиваются с тем, что изменившиеся СНиПы и ужесточение законодательства сделали незаконной эксплуатацию газовых колонок,
изначально установленных в квартирах и домах. Так, это относится к приборам, установленным в санузлах. Действующее законодательство требует переноса газовой колонки на изначальное место. Узнать где она должна стоять по правилам.

Для того чтобы осуществить подобное мероприятие недостаточно просто перенести прибор, ведь потребуется прокладка по сути новой газовой магистрали.
По правилам необходим проект переноса газовой колонки, если ее перемещают более чем на 1,5 метра от старого места установки.
В проекте будет утверждено место нового размещения прибора и регламент его переноса, с учетом вышеуказанных требований к месту монтажа прибора.
Без этого разрешительного документа перенос газовой колонки незаконен и сопряжен с высокой долей опасности для потребителей.
Проект переноса газовой колонки согласовывается с ресурсоснабжающей организацией ГРО «ПетербургГаз». Срок выполнения всех этапов согласования занимает до 5 мес.

Этапы переноса газовой колонки
  1. Получение технических условий
  2. Разработка и согласование проекта
  3. Строительно-монтажные работы
  4. Сдача акта выполненных работ в ГРО «ПетербургГаз»

Чтобы избежать проблем с законом и не подвергать опасности себя и своих близких, мы рекомендуем доверить работу по переносу и подключению газовой колонки
в Санкт-Петербурге опытным профессионалам, имеющим допуски к работе с газовым оборудованием и обладающим высоким профессиональным опытом!

Перекрестная ссылка на колонку для ГХ

Restek
(Описание фазы)

Пористый
Слой

Приложение

Supelco

Alltech

Agilent
(J&W, Varian, Chrompack)

Quadrex

Оксид алюминия

Анализ чистоты углеводородов C1-C5 на этилен, пропилен, бутены и галоидоуглероды

Глинозем-сульфат

AT-Глинозем

GS-глинозем,
CP-Al 2 0 3 / Na 2 SO 4

Оксид алюминия

углеводородов C1-C8; Анализ чистоты изомеров C1-C5 этилена, пропилена, бутена и бутадиена

Хлорид алюминия

GS-Alumina KCl,
HP PLOT Al 2 0 3 ,
CP-Al 2 0 3 / KCl

Оксид алюминия

Полигалогенированные алканы, хлорфторуглероды (CFC) диапазона C1-C5

Уникальный продукт

Оксид алюминия

Анализ следов метилацетилена, пропадиена и ацетилена

Выбрать Al 2 0 3 MAPD

Молекулярное сито 5А

Постоянный анализ газов (He, Ne, Ar, O 2 , N 2 , Xe, Rn, CH 4 и CO)

Молсито 5А

AT-Molesieve

Сито HP PLOT Molesieve,
CP-Molsieve 5A

PLT-5A

100% дивинилбензол

Высокое удерживание растворителей, спиртов, полярных летучих веществ, CO 2 и воды на уровне ppm в растворителях

Supel-Q-PLOT

AT-Q

HP PLOT Q,
CP-PoraPLOT Q,
CP-PoraBOND Q

Rt-QS-BOND
[пористый полимер промежуточной полярности (полярность между Q-BOND и S-BOND)]

Пористый полимер промежуточной полярности

Растворители нейтральные, кетоны, сложные эфиры и углеводороды; базовое разделение этана, этена и ацетилена

GS-Q

Полимер винилпиридина DVB

Легкие газы в этилене и пропилене; кетоны, сложные эфиры, углеводороды

CP-PoraPLOT S

Полимер этиленгликоль-диметилакрилат DVB

Больше удерживания полярных соединений; след H 2 S, COS и меркаптаны в потоках углеводородов

HP PLOT U,
CP-PoraPLOT U,
CP-PoraBOND U

Информация о колонке для начинающих

Похоже, что мы получаем все больше звонков от пользователей, впервые использующих упакованные столбцы, поэтому я решил написать этот пост для этих новичков, чтобы помочь им понять терминологию, обычно используемую при описании этих продуктов.

Что такое насадочная колонка?

В отличие от капиллярных колонок для ГХ, которые называются WCOT (Wall Coated Open Tubular) или PLOT (Porous Layered Open Tubular), насадочные колонки — это то, что подразумевает их название, они заполнены мелкими частицами, а не «открытыми» (например, трубочка для питья). Поскольку они набиты, они имеют гораздо больший перепад давления в колонне. Вот почему они обычно намного короче капиллярной колонки.

  • Насадочные колонны состоят из:
  • Все насадочные колонки содержат частицы, как упоминалось ранее.Частицы могут быть без покрытия или с покрытием (с жидкой фазой). Когда частицы не имеют покрытия, их обычно называют просто «упаковкой».
  • При нанесении покрытия эти частицы называют «твердой подложкой». Другими словами, частица является опорой для жидкой фазы.

Так зачем использовать насадочную колонку вместо капиллярной?

  • Многие старые методы, которые используются до сих пор, были написаны с использованием упакованных столбцов.
  • Во многих случаях лучше справляется с разделением легких газов, чем капиллярные колонки.
  • Дешевле.
  • Намного больше составной емкости. Обычно предпочтительнее при использовании TCD в качестве детектора.
  • Множество уникальных фаз селективности / насадок, недоступных для капиллярных размеров.
  • Advantage — Упаковка:
    • Цена
    • Вместимость
    • Анализ легких газов
    • Доступны уникальные фазы селективности / упаковки
  • Преимущество — Капилляр:
    • На много больше теоретических тарелок (разделительная способность), чем в насадочной колонне.
    • Может использоваться с масс-спектрометрами из-за более узкого идентификатора.
    • Большинство современных ГХ предназначены для использования с капиллярными колонками.
    • Столбцы, используемые в большинстве современных методов.
  • Не забывайте:
    • Убедитесь, что у вас есть необходимая фурнитура для установки.
    • Какой-то расходомер — необходимость.
    • Никогда, никогда не обрезайте насадочную колонку, как если бы вы делали это с капиллярной колонкой. Это, скорее всего, приведет к обрушению кровати.

Надеюсь, вы нашли это полезным. Дополнительную информацию о заполненных столбцах можно найти в наших часто задаваемых вопросах и сообщениях в блогах. Спасибо.

Почему капиллярные колонки предпочтительнее насадочных в ГХ

Колонка является основным компонентом газового хроматографа, в котором происходит разделение компонентов пробы. Газохроматографические колонки подразделяются на две основные категории: насадочные колонки и капиллярные колонки.Типы колонок рассмотрены в бесплатном курсе по газовой хроматографии.

Насадочная колонка

Капиллярная колонка

Прежде чем перейти к сравнению этих колонок и посмотреть, почему капиллярные варианты лучше насадочных, давайте узнаем о каждой из этих колонок по отдельности. Это поможет вам лучше понять различия. Итак, приступим!

Капиллярные колонки для ГХ

Капиллярная колонка для газовой хроматографии — это популярный тип, в котором неподвижная фаза нанесена на ее внутреннюю поверхность.Эти колонки в основном предпочтительнее набивных вариантов, потому что они требуют меньшего количества пробы для хроматографического процесса. Когда мы говорим о размере колонны, ее диаметр составляет всего несколько десятых миллиметра.

Далее они делятся на две части:

  • WCOT: обозначает открытые трубчатые колонны с настенным покрытием. Он имеет жидкую неподвижную фазу, покрытую изнутри.
  • SCOT: обозначает открытые трубчатые колонны с опорным покрытием. Он не включает прямое нанесение неподвижной фазы на стены. Вместо этого на стенках колонны нанесен поддерживающий материал, например, кизельгур. Стационарная фаза поглощается этим материалом.

Материал носителя в SCOT обычно снижает его эффективность по сравнению с капиллярными колонками для ГХ типа WCOT. Однако оба этих типа более эффективны, чем ГХ с насадочной колонкой.

Что делает эти столбцы еще лучше, так это то, что они дают более высокое разрешение.Несмотря на то, что они немного дороги, их преимущества, такие как совместимость с полярным разделением проб, окупаются. Также следует знать, что капиллярные колонки поддерживают внутри себя низкое давление.

Насадочные колонки для ГХ

Другой популярной здесь колонкой является ГХ с насадочной колонкой. Самым первым фактором, который отличает его от предыдущего варианта, является то, что он состоит из мелкодисперсной фазы, которая полностью упакована внутри него. Кроме того, для успешного проведения газовой хроматографии требуется большое количество пробы.Вот почему большинство экспертов выбирают капиллярную колонку вместо этой.

Благодаря полностью заполненной неподвижной фазе давление внутри колонны поддерживается на высоком уровне. Его длина меньше, чем у капиллярной колонки, но диаметр здесь может доходить до нескольких миллиметров.

Здесь неподвижная фаза может быть как в твердой, так и в жидкой форме. В обеих средах в колонке присутствуют только мелкие частицы. Однако эти частицы хорошо покрыты жидкостью в жидком состоянии.

Основным преимуществом этих колонок является высокая эффективность разделения легких газов. К тому же эти варианты дешевле предыдущего. Тем не менее, вы должны помнить, что упакованные колонки в большинстве случаев обеспечивают меньшую эффективность и низкое разрешение.

Как выбрать колонки для ГХ

Из приведенной выше информации вы, должно быть, поняли основные различия в двух наиболее распространенных колонках для ГХ: капиллярной колонке и насадочной колонке. Поэтому вы можете удобно их сравнивать. Но выбор одного из них может сбить с толку.

Часто возникает вопрос, какой столбец использовать для конкретного анализа. Ваш выбор должен основываться на общих соображениях, обсуждаемых ниже:

Размер образца

Сегодня детекторы имеют высокую чувствительность, поэтому нет необходимости вводить большие образцы. В таких ситуациях предпочтительнее использовать капиллярные колонки. Однако, если чувствительность детектора низкая, можно рассматривать насадочные колонки, так как они имеют более высокую вместимость образца.

Стоимость

Насадочные колонки дешевле капиллярных колонок. Однако по сравнению с капиллярными колонками они имеют более низкую разрешающую способность и больший выход из колонки.

Мощность разрешения

Капиллярные колонки обеспечивают гораздо лучшее разрешение, что приводит к желаемому разделению между близко расположенными пиками

Экономия времени

Возможность легко разделять компоненты с помощью капиллярных колонок помогает увеличить производительность лаборатории, тем самым увеличивая количество проб проанализированы в то же время.

Полярность образца

Насадочные колонки обычно изготавливаются из нержавеющей стали или стекла. Колонки из нержавеющей стали, как правило, используются для разделения неполярных соединений, тогда как стеклянные колонки подходят для разделения полярных соединений.

Прочность

Металлические колонки прочны по своей природе и могут выдерживать все виды обращения, но следует соблюдать осторожность, чтобы не уронить их, поскольку это может нарушить упаковку внутри колонны и повлиять на разделительную способность.

С другой стороны, колонки со стеклянной насадкой обладают нулевой гибкостью и также требуют осторожного обращения.Капиллярные колонки хрупкие по своей природе и требуют очень осторожного обращения, особенно при установке и удалении внутри печи колонки.

Можно резюмировать, что капиллярные колонки обладают почти всеми характеристиками, необходимыми для газового хроматографа, и по этой причине заменили насадочные колонки почти во всех современных приложениях.

Капиллярная колонка с широким проходом с внутренним диаметром 0,53 мм способна вместить образцы большого объема и обеспечивает более высокую чувствительность, чем насадочная хроматографическая колонка.Такие колонки полезны для анализа следовых компонентов или скрининга чистоты с использованием прямых инъекций.

Поделитесь этой статьей со своими коллегами и оставьте ценные комментарии.

Газовая хроматография на капиллярных колонках

Анализ и проблемы колонок в газовой хроматографии

Это специальная страница по газовой хроматографии с некоторыми важными практическими и теоретическими соображениями: информация по теории, стационарным фазам, капиллярным колонкам, детекторам ГХ, аналитическим характеристикам и поиску и устранению неисправностей.

ГАЗОВАЯ ХРОМАТОГРАФИЯ

Газовая хроматография — это метод измерения газообразных компонентов
жидкий образец, который отбирается с помощью аналитического прибора, известного как газовый хроматограф.
Образец вводится в хроматограф, испаряется и транспортируется потоком инертного газа в разделительную трубку, называемую колонкой.
а детектор измеряет концентрацию разделенных компонентов на выходе из трубки.

Метод газовой хроматографии был впервые применен в Австрии, и первое использование этого метода было сделано Арчером Дж. П. Мартином и Энтони Т. Джеймсом в 1952 году, когда они сообщили о газовой хроматографии органических кислот и аминов.«Подложку» покрывали нелетучей жидкостью и помещали в нагретую стеклянную трубку. Смеси, вводимые в трубку и переносимые сжатым газом, давали четко определенные зоны.

Принципы газовой хроматографии

Хроматография — это разделение смеси соединений (растворенных веществ) на отдельные компоненты. Разделив пробу на отдельные компоненты, легче идентифицировать (квалифицировать) и измерить количество (количественно) различных компонентов пробы.Существует множество хроматографических методов и соответствующих инструментов.

Газовая хроматография (ГХ) является одним из таких методов. Подсчитано, что 10-20% известных соединений могут быть проанализированы с помощью ГХ. Чтобы подходить для ГХ-анализа, соединение должно обладать достаточной летучестью и термической стабильностью. Если все или некоторые соединения или молекулы находятся в газовой или паровой фазе при 400–450 ° C и не разлагаются при этих температурах, соединение, вероятно, можно проанализировать с помощью ГХ.

В ГХ подается один или несколько газов высокой чистоты.Один из газов (называемый газом-носителем) проходит в инжектор, через колонку и затем в детектор. Проба вводится в инжектор обычно с помощью шприца или внешнего устройства для отбора проб. Инжектор обычно нагревают до 150-250 ° C, что вызывает испарение летучих растворенных веществ пробы. Испаренные растворенные вещества переносятся в колонну газом-носителем. Колонку поддерживают в термостате с регулируемой температурой.

Растворенные вещества проходят через колонку со скоростью, в первую очередь определяемой их физическими свойствами, а также температурой и составом колонки.Различные растворенные вещества проходят через колонку с разной скоростью. Наиболее быстро движущееся растворенное вещество сначала выходит (элюируется) из колонки, затем следуют оставшиеся растворенные вещества в соответствующем порядке. По мере того, как каждое растворенное вещество элюируется из колонки, оно попадает в подогреваемый детектор. Электронный сигнал генерируется при взаимодействии растворенного вещества с детектором. Размер сигнала регистрируется системой данных и наносится на график в зависимости от прошедшего времени для получения хроматограммы.

Идеальная хроматограмма имеет близко расположенные пики без перекрытия пиков.Любые перекрывающиеся пики называются совместным элюированием. Время и размер пика важны, поскольку они используются для идентификации и измерения количества соединения в образце. Размер полученного пика соответствует количеству соединения в образце. Более крупный пик получается при увеличении концентрации соответствующего соединения. Если колонка и все рабочие условия сохраняются одинаковыми, данное соединение всегда проходит через колонку с одинаковой скоростью. Таким образом, соединение можно идентифицировать по времени, необходимому для его прохождения через колонку (так называемое время удерживания).

Идентичность соединения не может быть определена только по времени его удерживания. Необходимо проанализировать известное количество аутентичного чистого образца соединения и определить время его удерживания и размер пика. Это значение можно сравнить с результатами для неизвестного образца, чтобы определить, присутствует ли целевое соединение (путем сравнения времени удерживания) и его количества (путем сравнения размеров пиков).

Если какие-либо пики перекрываются, точное измерение этих пиков невозможно.Если два пика имеют одинаковое время удерживания, точная идентификация невозможна. Таким образом, желательно отсутствие перекрытия пиков или совместного элюирования

ВРЕМЯ УДЕРЖИВАНИЯ (tR)

Время удерживания (tR) — это время, за которое растворенное вещество проходит через колонку. Время удерживания соответствует соответствующему пику растворенного вещества. Время удерживания — это мера времени, в течение которого растворенное вещество находится в колонке. Это сумма времени, проведенного в стационарной фазе и мобильной фазе.

ВЫПУСК КОЛОНКИ:

Обрезка столбца — это фон, создаваемый всеми столбцами.Это непрерывное элюирование соединений, образующихся при нормальном разложении неподвижной фазы. Унос колонки увеличивается при более высоких температурах.

ОГРАНИЧЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ КОЛОННЫ:

Колонны имеют нижний и верхний пределы температуры. Если столбец используется ниже его нижнего предела температуры, получаются округлые и широкие пики (т.е. потеря эффективности).
Повреждения колонны не произошло; однако столбец не работает должным образом.
Использование колонки на нижнем пределе или выше его поддерживает хорошие формы пиков.
Верхние пределы температуры часто обозначаются двумя числами. Нижний — изотермический предел температуры. Колонку можно использовать неограниченное время при этой температуре, при этом достигается приемлемый слив и срок службы колонки.
Верхнее число — это предел температурной программы. Колонку можно поддерживать при этой температуре в течение 10-15 минут без значительного сокращения срока службы колонки или возникновения чрезмерно высокого утечки из колонки.
Воздействие на колонку более высоких температур или в течение более длительных периодов времени приводит к более высокому уносу из колонки и сокращению срока службы колонки.Превышение верхнего предела температуры может повредить стационарную фазу и инертность трубки из плавленого кварца.

ОБЪЕМ КОЛОННЫ:

Вместимость колонки — это максимальное количество растворенного вещества, которое может быть введено в колонку до того, как произойдет значительное искажение пика.
Перегруженные пики асимметричны по передней кромке. Перегруженные пики часто называют формой «акульего плавника». Хвостовые пики получаются, если столбец PLOT перегружен. Если столбец перегружен, повреждений не произойдет.

Типы gc Капиллярные колонки

Капиллярные колонки известны как открытые трубчатые колонки. Тонкая пленка (0,1-10,0 мкм) термостойкого полимера наносится на стенку трубки малого диаметра (внутренний диаметр 0,05-0,53 мм).

Большинство колонок изготовлено из стекла или силикатного стекла, такого как щелочно-боросиликатное стекло, боросиликатное стекло или алюмосиликатное стекло.
Были использованы другие материалы, такие как нержавеющая сталь, алюминий, медь и даже пластик. Однако у каждого есть свои относительные достоинства в зависимости от приложения.

PLOT Открытая трубка с пористым слоем.

Неподвижная фаза — это адсорбент, насадка или пористый полимер. К внутренним стенкам колонны добавляется только опора (набивка).
Столбцы
PLOT очень сохраняемы. Они используются для получения разделения, которое невозможно с обычными стационарными фазами. Кроме того, многие разделения с полисилоксанами или полиэтиленгликолями, для которых требуются температуры ниже окружающей среды, могут быть легко выполнены с помощью колонок PLOT.

Углеводородные и сернистые газы, благородные и перманентные газы, а также растворители с низкой температурой кипения являются одними из наиболее распространенных соединений, разделяемых колонками PLOT.

Некоторые колонки PLOT могут иногда терять частицы неподвижной фазы. По этой причине не рекомендуется использовать колонки PLOT, которые могут терять частицы, с детекторами, на которые негативно влияют твердые частицы. Масс-спектрометры особенно подвержены этой проблеме из-за наличия сильного вакуума на выходе из колонки.

Опора SCOT, открытая трубка с покрытием.

К стенке колонны добавлены как опора (насадка), так и неподвижная фаза.
Внутренняя стенка выстлана тонким слоем поддерживающего материала, такого как диатомит, который был адсорбирован неподвижной фазой.

Колонки Scot могут содержать больший объем неподвижной фазы, но все же имеют более низкую эффективность, чем колонки WCOT.

WCOT Открытая трубка с покрытием для стен.

К стенкам колонны этого типа добавляется только неподвижная фаза.

Стеклянные колонки WCOT можно подвергнуть химическому травлению газообразной или концентрированной кислотой для получения подходящей шероховатой поверхности.
для более прочного связывания неподвижной фазы.

FSWC Открытая трубчатая колонка с покрытием стенкой из плавленого кварца.

Это особый тип столбца WCOT, и
одна из самых популярных открытых трубчатых капиллярных колонок. Стенки этих колонн покрыты жидкой неподвижной фазой.

Колонка изготовлена ​​из чистого кремнезема и намного тоньше, чем стеклянные.Они имеют диаметр всего 0,1 мм и длину до 100 м.
Снаружи колонна обработана полиамидным покрытием, чтобы защитить ее и позволить ей изгибаться в спирали.
поместиться в духовку газового хроматографа.

Колонны FSWC обладают большой прочностью, гибкостью, низкой реактивностью, скоростью и эффективностью.

Стационарные фазы для газовой хроматографии

ПОЛИСИЛОКСАНЫ:

Полисилоксаны — наиболее распространенные стационарные фазы. Они доступны в самом большом разнообразии и являются наиболее стабильными, прочными и универсальными.

Самый основной полисилоксан — это 100% метилзамещенный. Когда присутствуют другие группы, количество указывается как процент от общего количества групп. Например, 5% дифенил-95% диметилполисилоксан содержит 5% фенильных групп и 95% метильных групп. Префикс «ди-» указывает, что каждый атом кремния содержит два из этой конкретной группы. Иногда этот префикс опускается, даже если присутствуют две идентичные группы.

Если процентное содержание метила не указано, предполагается, что он присутствует в количестве, необходимом для получения 100% (например,g., 50% фенилметилполисилоксана содержит 50% метильного замещения).

Значения процентного содержания цианопропилфенила могут вводить в заблуждение. 14% цианопропилфенилдиметилполисилоксан содержит 7% цианопропила и 7% фенила (вместе с 86% метила). Цианопропильная и фенильная группы находятся на одном атоме кремния, поэтому их количества суммируются.

ПОЛИЭТИЛЕНОВЫЕ ГЛИКОЛИ:

Полиэтиленгликоли (ПЭГ) широко используются в качестве стационарных фаз. Стационарные фазы, в названии которых есть воск или FFAP, представляют собой один из видов полиэтиленгликоля.Стационарные фазы полиэтиленгликолей не замещаются, поэтому полимер составляет 100% заявленного материала. Они менее стабильны, менее надежны и имеют более низкие пределы температуры, чем большинство полисилоксанов.

При обычном использовании они имеют более короткий срок службы и более подвержены повреждениям при перегреве или воздействии кислорода.

Уникальные разделяющие свойства полиэтиленгликоля делают эти обязательства приемлемыми. Стационарные фазы полиэтиленгликоля должны быть жидкими в температурных условиях ГХ.

ГАЗ — ТВЕРДЫЙ: пористые адсорбенты

Стационарные фазы газ-твердое вещество представляют собой пористые адсорбенты, состоящие из тонкого слоя (обычно

. Это колонки с открытыми трубчатыми отверстиями с пористым слоем (PLOT). Образцы соединений подвергаются процессу адсорбции / десорбции газ-твердое вещество с неподвижной фазой. таким образом, также происходят процессы исключения размера и селективности по форме.

Различные производные стирола, оксидов алюминия и молекулярных сит являются наиболее распространенными неподвижными фазами колонки PLOT.

СВЯЗАННЫЕ И СТАЦИОНАРНЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ ФАЗЫ:

Сшитые неподвижные фазы имеют отдельные полимерные цепи, связанные ковалентными связями.
Связанные неподвижные фазы ковалентно связаны с поверхностью трубки.
Оба метода придают стационарной фазе повышенную термическую стабильность и стабильность к растворителям. Кроме того, колонки со связанными и сшитыми неподвижными фазами можно промывать растворителем для удаления загрязнений.

Большинство полисилоксанов и неподвижных фаз полиэтиленгликоля связаны и сшиты.
Несколько стационарных фаз доступны в несвязанной версии; некоторые стационарные фазы недоступны в связанных и сшитых версиях. Используйте связанную и сшитую неподвижную фазу, если таковая имеется.

Вернуться к началу

Деградация и загрязнение колонки

РАЗРЫВ КОЛОНКИ:

Колонки из плавленого кварца ломаются везде, где есть слабое место в полиимидном покрытии. Полиимидное покрытие защищает трубки из хрупкого кварцевого стекла. Непрерывный нагрев и охлаждение духовки, вибрации, вызванные вентилятором духовки, и намотка на круглую клетку — все это создает нагрузку на трубки.

В конечном итоге поломка происходит в слабом месте. Слабые места образуются при царапании или истирании полиимидного покрытия. Обычно это происходит, когда по трубке протягивают острый конец или край. Подвески и бирки для колонок, металлические края в термостате ГХ, ножи для колонок и прочие предметы на лабораторном столе — вот лишь некоторые из распространенных источников острых краев или точек.

Колонна самопроизвольно ломается редко. Практика производства колонок, как правило, обнажает любые слабые трубки и исключает их использование в готовых колонках.Колонны большего диаметра более склонны к поломке. Это означает, что следует проявлять большую осторожность и меры по предотвращению поломки с внутренним диаметром 0,45-0,53 мм. трубок, чем с внутренним диаметром 0,18-0,32 мм. трубка.

Сломанный столбец не всегда фатален. Если сломанная колонка поддерживалась при высокой температуре непрерывно или с несколькими прогонами температурной программы, очень вероятно повреждение колонки. Задняя половина сломанной колонки подверглась воздействию кислорода при повышенных температурах, который быстро повреждает стационарную фазу.

Передняя половина в порядке, так как газ-носитель проходил через колонну этой длины. Если сломанная колонка не нагревалась или подвергалась воздействию высоких температур или кислорода в течение очень короткого времени, задняя половина, вероятно, не получила каких-либо значительных повреждений.

Для ремонта сломанной колонны можно установить штуцер. Любой подходящий союз подойдет для воссоединения с колонной. На одну колонку следует устанавливать не более 2-3 штуцеров. Проблемы с мертвым объемом (остаточный пик) могут возникать при использовании нескольких соединений.

ТЕПЛОВОЕ ПОВРЕЖДЕНИЕ:

Превышение верхнего предела температуры колонки приводит к ускоренной деградации неподвижной фазы и поверхности трубки. Это приводит к преждевременному началу чрезмерного уноса колонки, отставанию пиков активных соединений и / или потере эффективности (разрешения).

К счастью, термическое повреждение — более медленный процесс, поэтому требуется длительное время превышения температурного предела, прежде чем произойдет значительное повреждение. Термическое повреждение значительно ускоряется в присутствии кислорода.Перегрев колонки с утечкой или высоким уровнем кислорода в газе-носителе приводит к быстрому и необратимому повреждению колонки.

Установка максимальной температуры печи на уровне или на несколько градусов выше предельной температуры колонки — лучший способ предотвратить термическое повреждение. Это предотвращает случайный перегрев колонки. Если колонка термически повреждена, она может оставаться в рабочем состоянии.

Снимите колонку с детектора. Колонку нагревают 8-16 часов при предельной изотермической температуре.Удалите 10-15 см от детекторного конца колонки. Переустановите колонку и приведите в состояние как обычно. Столбец обычно не возвращается к своему первоначальному виду; однако часто он все еще функционирует. После термического повреждения срок службы колонки сократится.

КИСЛОРОДНОЕ ПОВРЕЖДЕНИЕ:

Кислород — враг для большинства капиллярных колонок для ГХ. Хотя при температуре окружающей среды или около нее не происходит повреждения колонки, серьезное повреждение происходит при повышении температуры колонки.

Как правило, температура и концентрация кислорода, при которых возникают значительные повреждения, ниже для полярных стационарных фаз.Проблема заключается в постоянном контакте с кислородом. Кратковременное воздействие, такое как нагнетание воздуха или очень короткое снятие гайки перегородки, не является проблемой.

Утечка в пути потока газа-носителя (например, в газовых линиях, фитингах, инжекторе) является наиболее распространенным источником воздействия кислорода. По мере нагрева колонки происходит очень быстрое разложение неподвижной фазы. Это приводит к преждевременному началу чрезмерного уноса колонки, отставанию пиков активных соединений и / или потере эффективности (разрешения).

Это те же симптомы, что и при термическом повреждении. К сожалению, к моменту обнаружения кислородного повреждения уже произошло значительное повреждение колонны. В менее тяжелых случаях столбец может продолжать работать, но с пониженным уровнем производительности. В более тяжелых случаях колонна повреждается необратимо.

Обеспечение отсутствия кислорода и утечек в системе — лучшая профилактика от повреждения кислородом. Хорошее техническое обслуживание системы ГХ включает периодические проверки на герметичность газовых линий и регуляторов, регулярную замену перегородок, использование высококачественных газов-носителей, установку и замену кислородных ловушек и замену газовых баллонов до того, как они полностью опустеют.

ХИМИЧЕСКОЕ ПОВРЕЖДЕНИЕ:

Относительно немного соединений, повреждающих стационарные фазы. Введение нелетучих соединений (с высокой молекулярной массой или высокой температурой кипения) в колонку часто снижает производительность, но не происходит повреждения неподвижной фазы. Эти остатки часто можно удалить и восстановить рабочие характеристики, промыв колонку растворителем

.
Неорганические или минеральные основания и кислоты являются основными соединениями, которых следует избегать введения в колонку. Кислоты включают соляную (HCl), серную (h3SO4), азотную (HNO3), фосфорную (h4PO4) и хромовую (CrO3).Основания включают гидроксид калия (КОН), гидроксид натрия (NaOH) и гидроксид аммония (Nh5OH).

Большинство этих кислот и оснований не очень летучие и накапливаются в передней части колонки. Если им позволено оставаться, кислоты или основания повреждают стационарную фазу. Это приводит к преждевременному началу чрезмерного уноса колонки, отставанию пиков активных соединений и / или потере эффективности (разрешения). Симптомы очень похожи на термическое и кислородное поражение.

Соляная кислота и гидроксид аммония наименее вредны из группы.Оба имеют тенденцию следовать за любой водой, присутствующей в образце. Если вода не удерживается колонкой или плохо удерживается, время пребывания HCl и Nh5OH в колонке будет коротким. Это позволяет устранить или минимизировать любой ущерб, причиненный этими соединениями. Таким образом, если в образце присутствуют HCl или Nh5OH, использование условий или колонки без удержания воды сделает эти соединения относительно безвредными для колонки.

Сообщается, что единственными органическими соединениями, которые повреждают стационарные фазы, являются перфторированные кислоты.Примеры включают трифторуксусную, пентафторпропановую и гептафтормасляную кислоты. Они должны присутствовать на высоком уровне (например, 1% или выше). Большинство проблем возникает при безраздельном впрыске или при прямом впрыске Megabore, когда большие объемы пробы откладываются в передней части колонки.

Поскольку химическое повреждение обычно ограничивается передней частью колонки, обрезка или обрезка на расстоянии 1 / 2–1 метра от передней части колонки часто устраняет любые хроматографические проблемы. В более тяжелых случаях может потребоваться удаление 5 или более метров.Использование защитной колонны или удерживающего зазора минимизирует повреждение колонки; однако может потребоваться частая обрезка защитной колонны. Кислота или основание часто повреждают поверхность трубки из дезактивированного плавленого кварца, что приводит к проблемам с формой пиков для активных соединений.

ЗАГРЯЗНЕНИЕ КОЛОННЫ

Загрязнение колонки — одна из наиболее частых проблем, возникающих при капиллярной ГХ. К сожалению, он имитирует очень широкий спектр проблем и часто ошибочно воспринимается как еще одна проблема.Загрязненная колонка обычно не повреждается, но может быть приведена в негодность.

Есть два основных типа загрязнителей: нелетучие и полулетучие. Нелетучие примеси или остатки не элюируются и не накапливаются в колонке. Колонка покрывается этими остатками, которые мешают правильному распределению растворенных веществ в стационарной фазе и из нее.

Кроме того, остатки могут взаимодействовать с активными растворенными веществами, что приводит к проблемам с адсорбцией пиков (что проявляется в виде хвостов пиков или потери размера пиков). Активными растворенными веществами являются те, которые содержат гидроксильную (-ОН) или аминную (-NH) группу, а также некоторые тиолы (-SH) и альдегиды.

Полулетучие примеси или остатки накапливаются в колонке, но в конечном итоге элюируются. Могут пройти часы или дни, прежде чем они полностью покинут колонку. Как и нелетучие остатки, они могут вызывать проблемы с формой и размером пиков и, кроме того, обычно ответственны за многие базовые проблемы (нестабильность, дрейф, дрейф, фантомные пики и т. Д.).

Загрязняющие вещества происходят из ряда источников, наиболее распространенными являются закачанные пробы.Извлеченные образцы относятся к худшим типам. Биологические жидкости и ткани, почвы, сточные и грунтовые воды и аналогичные типы матриц содержат большое количество полулетучих и нелетучих материалов.

Даже при тщательных и тщательных процедурах экстракции небольшие количества этих материалов присутствуют во введенной пробе. Может потребоваться от нескольких до сотен инъекций, прежде чем накопленные остатки вызовут проблемы. В таких методах ввода, как на колонке, без разделения и Megabore, большое количество пробы помещается в колонку, поэтому загрязнение колонки более распространено среди этих методов ввода.

Иногда загрязняющие вещества возникают из материалов в газовых линиях и ловушках, частиц втулки и перегородки или всего, что контактирует с пробой (флаконы, растворители, шприцы, пипетки и т. Д.). Эти типы загрязняющих веществ, вероятно, являются причиной внезапного возникновения проблемы загрязнения, и аналогичные образцы в предыдущие месяцы или годы не вызывали никаких проблем.

Сведение к минимуму количества полулетучих и нелетучих остатков пробы — лучший способ уменьшить проблемы загрязнения.К сожалению, наличие и идентичность потенциальных загрязнителей часто неизвестны. Тщательная и тщательная очистка образца — лучшая защита от проблем с загрязнением. Использование защитной колонки или удерживающего зазора часто снижает серьезность или задерживает возникновение проблем, вызванных загрязнением колонки.

Если колонка загрязнена, лучше всего промыть колонку растворителем для удаления загрязнений.
Не рекомендуется поддерживать загрязненную колонку при высоких температурах в течение длительных периодов времени (это часто называется прогреванием колонки).Прогрев колонки может превратить некоторые загрязняющие остатки в нерастворимые материалы, которые нельзя смыть из колонки растворителем. Если это произойдет, в большинстве случаев колонку не удастся спасти.

Иногда столбик можно разрезать пополам, а заднюю половину можно использовать. Прогрев колонки должен быть ограничен 1-2 часами при изотермическом пределе температуры колонки.

В начало

Источник: Каталог J&W «Газовая хроматография» 1998 г.

Щелкните эту ссылку, чтобы просмотреть руководство по устранению неполадок ГХ.
Поиск и устранение неисправностей ГХ

Щелкните эту ссылку, чтобы просмотреть аналогичные и сравнительные этапы ГХ

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ ФАЗЫ

5 способов продлить срок службы газовой хроматографической колонки Хроматография сегодня

Колонка для газовой хроматографии (ГХ), пожалуй, самый важный компонент в приборе для анализа. Можно использовать различные подходы для продления срока службы колонки, чтобы она всегда работала с оптимальной эффективностью, что позволяет колонке эффективно и точно выполнять функцию разделения компонентов.

1) Правильная установка

Продление срока службы колонны начинается с ее правильной установки. Новые столбцы обычно не имеют определенного направленного потока. Поэтому рекомендуется решить, какой конец колонны должен быть входным концом.

Некоторые загрязнители могут вызвать проблему, известную как утечка из колонки. Один из самых простых способов справиться с этим — отрезать короткий участок от входа в колонну. Маркируя вход, колонна всегда обрезается с одного и того же конца.Если оба конца колонны использовались как входные, решить проблему может быть сложно.

При обрезке колонны, будь то во время установки или для решения будущей проблемы, всегда используйте соответствующие инструменты, чтобы обеспечить аккуратный и прямой надрез без зазубрин по краям.

2) Кондиционирование колонки

Важно удалить кислород из новых и хранящихся колонок. Если колонка нагревается кислородом внутри, это может привести к повреждению неподвижной фазы, сокращая срок службы колонки.

Рекомендуется выполнять продувку газом, когда колонка вставляется в ГХ перед ее нагревом. Обычно газ-носитель используется для удаления кислорода из колонки. Впоследствии колонки можно нагреть до максимальной рабочей температуры и выдерживать при этой температуре до тех пор, пока не будет достигнута стабильная базовая линия.

3) Подготовка образца

Не допускайте загрязнения системы в первую очередь!

Многие продукты были специально изготовлены для очистки образцов перед их вводом в ГХ.Очистка пробы должна изолировать анализируемые компоненты от потенциально загрязняющих химикатов. Например, если матрица пробы содержит нерастворенные твердые частицы, их следует отфильтровать перед вводом пробы в колонку для ГХ.

4) Защита колонны

Защита колонки предотвращает доступ нелетучих остатков к колонке. Защитное ограждение колонки обычно представляет собой отключенную трубку длиной 5-10 м с таким же внутренним диаметром, что и основная аналитическая колонка. Защитный кожух колонки обычно присоединяется к аналитической колонке с помощью вставного стеклянного соединителя.

Если результаты хроматографии ухудшают аналитические характеристики, ограждение колонки можно обрезать, чтобы облегчить удаление любых загрязнений на входе, тем самым предотвращая необходимость укорачивать основную колонку.

Полное обсуждение преимуществ защиты колонки можно найти в статье «Защита колонки ГХ».

5) Выпекать

Один из простейших способов продлить срок службы колонки — встроить период «отжига» в методологию ГХ. Отжиг — это короткий высокотемпературный этап в конце цикла ГХ, который помогает удалить высококипящие загрязнения из колонки.

Источник изображения

Состав и судьба газа и нефти, попавших в толщу воды во время разлива нефти Deepwater Horizon

В течение 3 месяцев после 20 апреля 2010 г. из скважины Macondo было выброшено несколько миллионов баррелей газа и нефти на морское дно Мексиканского залива. после затопления буровой платформы Deepwater Horizon. По сравнению с разливами нефти, происходящими на поверхности моря, нефтяные углеводороды испытали уникальный набор процессов после их выброса в 1.Глубина 5 км (1⇓⇓ – 4). Этот разлив демонстрирует важность взаимосвязанных химических, физических и биологических процессов в регулировании переноса и судьбы углеводородов в глубоководной морской среде. Информация о составе нефти (газа и нефти), выбрасываемой скважиной на морское дно, важна для оценки судьбы углеводородов в море. Более того, такая информация обеспечивает прямые ограничения на оценки общей массы отдельных углеводородов, выброшенных в окружающую среду, и скорости потока на месте разлива (5).Газы представляют особый интерес, потому что газовая фракция представляет собой большой компонент выделяемого углерода, и он быстро подвергался биологическому разложению в толще воды (3, 4). Данные о составе выпущенной нефти также необходимы для судебно-медицинской экспертизы при различении скважинной нефти Макондо от углеводородов, выброшенных из других источников в Мексиканском заливе.

В ходе многочисленных исследований изучались факторы, влияющие на изменение состава нефти, разлитой на поверхности моря (6⇓⇓⇓ – 10), где испарение и растворение могут одновременно удалять углеводороды из плавающей нефти.Поскольку эти конкурирующие процессы усложняют попытки отличить растворение в воде от других процессов потери, в нескольких исследованиях предпринимались попытки количественно оценить растворение углеводородов в воде в толще воды (11). Однако нефть, выпущенная из скважины Macondo на глубине 1,5 км, позволяет изучать разделение углеводородов на водную фазу в отсутствие испарения из атмосферы.

Для получения репрезентативной конечной части газа и нефти 21 июня 2010 г. были отобраны две пробы флюидов, выходящих из скважины Макондо, с использованием изобарных газонепроницаемых (IGT) пробоотборников, развернутых с дистанционно управляемого транспортного средства (ROV) (Рис.1 и рис. S1) (12). Газонепроницаемые пробоотборники поддерживали собранные жидкости при гидростатическом давлении на морском дне, тем самым предотвращая потерю летучих веществ до анализа в наших береговых лабораториях. Один образец (MW-1) был взят между заглушкой нижнего морского стояка (LMRP) и нижним кольцевым пространством устройства для сбора Top Hat # 4. Второй образец (MW-2) был собран над одним из вентиляционных отверстий Top Hat # 4. Эти жидкости, собранные на месте во время разлива с использованием подхода, который сохраняет целостность состава газа и нефти, предоставляют уникальную возможность для химического анализа нефтяных углеводородов в жидкости конечной части, выбрасываемой из скважины.

В период с 19 по 28 июня 2010 г. мы также собрали пробы водяного столба в районе глубоководного шлейфа юго-западного простирания, определенного Camilli et al. (1). Первоначально этот шлейф был идентифицирован по повышенным уровням метана и легких ароматических углеводородов (бензола, толуола, этилбензола и общего количества ксилолов, вместе именуемых BTEX). В этом исследовании мы представляем исчерпывающий набор данных для более широкого круга соединений, включая н-алканы, разветвленные алканы, моноароматические углеводороды и полициклические ароматические углеводороды (ПАУ) (рис.S2) (13). Эволюция состава углеводородов во время их прохождения через толщу воды может использоваться для диагностики физических, химических и биологических процессов, воздействующих на нефть, попадающую в глубокое море.

Результаты и обсуждение

Из-за того, что образец MW-1 был взят из LMRP, он содержал преимущественно нефтяные углеводороды (газ и нефть) и небольшое количество (приблизительно 5% об. / Об.) Водного флюида состава морской воды. Напротив, MW-2 содержал приблизительно 23% морской воды, предположительно из-за турбулентного перемешивания восходящей нефти, газа и воды в месте сбора на несколько метров выше LMRP.Наблюдение за тем, что оба образца содержали только морскую воду, указывает на то, что значительное количество соленых пластовых вод не выпускалось из скважины вместе с газом и нефтью (14). Химический анализ обоих образцов дал сопоставимые результаты и показал, что общие углеводородные компоненты C 1 -C 5 (Таблица 1) состоят преимущественно из метана, составляющего приблизительно 80 мол.%. Стабильные соотношения изотопов углерода и водорода в газах показывают увеличение содержания 13 C и 2 H с увеличением числа атомов углерода, что указывает на термогенное происхождение (16), что соответствует добыче из глубокого нефтяного пласта, вскрытого скважиной Macondo.

Таблица 1.

Состав углеводородных газов (C 1 до C 5 ) и нефти MW-1 из скважины Macondo 21 июня 2010 г., а также сравнение конечных элементов газа, оцененных по полевым данным за июнь. 2010 г. Валентайн и др. (3)

Содержимое образца MW-1 позволило определить соотношение газа и нефти (газовый фактор, определяемый как стандартные кубические футы на нефтяной баррель при 15,6 ° C и 1 бар) для флюидов, поступающих из скважины Macondo LMRP. . Хотя химический и изотопный анализы MW-1 и MW-2 дают почти одинаковые составы для газовой и нефтяной фракций, измеренные газовые факторы различались между образцами.MW-1 дал газовый фактор 1600, тогда как MW-2 дал значение 2470 (Таблица 1). Мы подозреваем, что газовый фактор, определенный для MW-2, был изменен фазовой сегрегацией во время нескольких метров подъема до точки сбора и, возможно, был дополнительно смещен модифицированным двигателем ROV, который направил высокоскоростную струю воды на Top Hat # 4 вентиляция для удаления скважинных флюидов из поля зрения во время отбора проб. Соответственно, MW-1, вероятно, представляет более точное представление о жидкости, выходящей из скважины.Значение MW-1, равное 1600, аналогично ГФ, предсказанному на основе показателей термической зрелости нефти, которые указывают на значение 1730 (Таблица 1) (15). Окружающее гидростатическое давление и температура (150 бар, 5 ° C) в месте утечки скважины Макондо предполагают, что этан и высшие углеводороды будут обнаруживаться преимущественно в жидкой нефтяной фазе, тогда как метан в основном находится в газовой фазе (17).

Ранее сообщаемые значения газового фактора для флюидов, выпущенных из скважины, ограничиваются оценками с нефтедобывающих судов после того, как углеводороды, уловленные на морском дне, были закачаны на поверхность моря.Жидкости, собранные из штуцера противовыбросового превентора в период с 17 по 23 июня 2010 г. на резервуаре для сбора нефти Q4000, характеризовались значениями газового фактора в диапазоне от 1760 до 1965 (среднее значение = 1810 ± 70) (18), что близко к определенному значению. в этом исследовании 21 июня. 24 июня 2010 г., однако, газовый фактор для флюидов, извлеченных в 4-м квартале, резко увеличился до значений около 2400 и оставался на этом уровне до 16 июля 2010 г. (рис. 2) (18).

Рис. 2.

Графики газового фактора в зависимости от (A) даты и (B) суточной нефти, собранной судами для сбора нефти Discoverer Enterprise и Q4000 (19).

Анализ ежедневных значений газового фактора за 4 квартал за два периода показывает, что их средние значения и распределения статистически различаются с уровнем достоверности более 99%. Напротив, углеводороды, одновременно уловленные на судне Discoverer Enterprise с использованием Top Hat # 4 в течение обоих периодов, не демонстрируют этого резкого изменения газового фактора, что указывает на то, что очевидная изменчивость газового фактора, зарегистрированная этими надводными судами, связана с самим процессом сбора, а не с изменчивостью в конечный член GOR.Действительно, суточные значения газового фактора для флюидов, извлеченных из Top Hat # 4, показывают обратную корреляцию с увеличением скорости сбора нефти (рис. 2). Экстраполяция этих тенденций на более высокие показатели сбора нефти приведет к уменьшению значений газового фактора, которые согласуются с конечным газовым фактором MW-1, который также был получен из Top Hat # 4. Аналогичные тенденции существуют для жидкостей, собранных до и после ступенчатого изменения на Q4000.

Используя федеральный оценочный чистый выброс жидкой нефти в 4,1 миллиона баррелей в Мексиканский залив (19), общий чистый объем выбросов углеводородов C 1 -C 5 в толщу воды составил 1.7 × 10 11 г. Сравнение наших расчетов с другими исследованиями (Таблица S1) показывает различия, которые в первую очередь связаны с используемыми значениями газового фактора. Например, Valentine et al. (3) использовали газовый фактор 3000, который дает общие выбросы метана, этана и пропана, которые в два раза превышают наши значения. Для сравнения, Joye et al. (20) обнаружили потоки почти в четыре раза больше, чем наши, для своей верхней оценки.

Состав нефтяной фракции MW-1 содержал 74% предельных углеводородов, 16% ароматических углеводородов и 10% полярных углеводородов (Таблица 1).Наряду с другими результатами, эти данные согласуются с умеренно зрелой легкой сладкой сырой нефтью без каких-либо признаков биоразложения под дном (рис. S2 и S3, таблица 1 и таблица S2). Полярная фракция (10%) состоит из молекул, содержащих кислород, азот и серу, в широком диапазоне молекулярных масс. Многие из этих соединений устойчивы к испарению, биоразложению и фотолизу. Следовательно, они могут оставаться в окружающей среде еще долгое время после удаления или разложения других компонентов масла (21, 22).Поскольку многие из этих полярных соединений обычно не анализируются в полевых пробах, полученные в результате 0,41 миллиона баррелей полярных углеводородов, выброшенных в Мексиканский залив, могут быть не учтены в исследованиях, изучающих судьбу нефти, выпущенной во время этого разлива.

В дополнение к объемным анализам, газовая и нефтяная фракции были проанализированы на наличие выбранных соединений (Таблица S2). Мы использовали наши результаты анализа и относительные количества газовых и нефтяных фракций для расчета общего количества выброшенного и состава «восстановленного» пластового флюида на основе массы / массы.Это упражнение показывает, что наиболее распространенным соединением, выпущенным из скважины Macondo по массе, был метан в концентрации 0,15 г / г -1 восстановленной жидкости. Общее количество углеводородов от C 1 до C 5 составляло 0,24 г / г -1 , а другие 140 углеводородных соединений составляли 0,24 г / г -1 от общей массы восстановленной жидкости. Это указывает на то, что традиционные методы определения характеристик нефти на молекулярном уровне могут учитывать только половину материала, вытекшего из скважины Macondo.

Чтобы ограничить судьбу углеводородных компонентов, выбрасываемых в глубокое море, необходимо рассмотреть несколько сложных процессов. Нефть, выбрасываемая из LMRP, быстро разделяется на четыре фазы в глубоководной толще: газовая фаза, жидкая нефтяная фаза, водная фаза и гидратная фаза. Попав в толщу воды, эти фазы могут физически разделяться во время подъема капель легкой жидкой нефти и пузырьков газа к поверхности моря и спуска более тяжелых капель жидкой нефти, обогащенных плотными компонентами, такими как длинноцепочечные н-алканы (23). ), к морскому дну.Более того, в условиях ближнего поля, где могут сосуществовать отдельные нефтяная, газовая и водная фазы, разделение компонентов между фазами будет происходить непрерывно из-за зависящих от глубины изменений давления и температуры. На эти процессы, вероятно, повлияла закачка на морское дно диспергаторов, которые могут усилить растворение в воде и стабилизацию нефтяных капель. Управляемый током адвективный перенос шлейфов, богатых углеводородами, предоставил возможность для непрерывного растворения в воде и микробной деградации биодоступных компонентов.

Количественные данные о составе газа и нефти, выходящих из скважины Макондо, дают возможность изучить химические, физические и биологические процессы, влияющие на их численность во время транспортировки через толщу воды. Здесь мы оцениваем роль растворения в воде как возможной движущей силы для ранее описанного образования глубоководных, обогащенных углеводородами шлейфов нейтрально плавучей воды на глубине 1100 м. Обилие низкомолекулярных н-алканов и ароматических соединений, наблюдаемое в богатом углеводородами шлейфе на высоте 1100 м, намного ниже их значений водной насыщенности в условиях окружающей среды, что позволяет предположить, что капли газа и нефти не достигли полного равновесия с водной фазой, и разделение на глубоководную толщу — это кинетически управляемый процесс.Однако на скорость растворения углеводородных соединений из пузырьков газа и капель масла, вероятно, влияет их растворимость в воде (11). Чтобы исследовать взаимосвязь между растворимостью в воде и распространенностью в шлейфе длиной 1100 м, мы оценили фракционирование углеводородных компонентов в глубоководной толще воды по сравнению с двумя сильно растворимыми в воде компонентами нефти: метаном и бензолом.

Имеются многочисленные свидетельства того, что метан, выброшенный на морское дно, количественно улавливался на глубине 1100 м.Водный метан был самым распространенным углеводородным компонентом в глубоководных шлейфах, достигнув значений 183 мкмоль кг -1 в ходе разведки в середине июня 2010 г. в радиусе примерно 10 км от скважины (3). Метан практически отсутствовал на более мелких глубинах, что позволяет предположить, что пузырьки метана полностью растворились при достижении глубины 1100 м (1, 3). Это дополнительно подтверждается наблюдаемыми концентрациями метана на естественных фоновых уровнях в атмосфере над нефтяным пятном на поверхности моря (24) и измеренными потоками от моря к воздуху, показывающими, что приблизительно 0.01% метана, выпущенного из коллектора, было выброшено в атмосферу (25). Наблюдаемое почти полное растворение метана в глубоких водах согласуется с предыдущими полевыми и модельными исследованиями в системах с аналогичной глубиной водяного столба (26, 27).

Предполагая, что весь выпущенный метан находится в глубоководных шлейфах, количество удерживаемого этана и пропана может быть оценено путем изучения их содержания по отношению к количеству метана. Для этого мы определяем индекс фракционирования для данного соединения как [1], где F i, метан — индекс фракционирования для вида i, C i, столб воды — наблюдаемая мольная концентрация компонента i в воде. столбец, C метан, водяной столб — молярная концентрация метана в водяном столбе, C i, MW-1 — молярная концентрация компонента i в исходной нефти (образец MW-1) и C метана. , MW-1 — молярная концентрация метана в образце MW-1.Полученный индекс является показателем химического фракционирования компонента i в глубоководной толще относительно метана. Значение F i, метан , равное единице, соответствует материалу, который полностью направляется в глубоководные шлейфы в той же степени, что и метан. Нулевое значение F i, метана соответствует материалу, который полностью удерживается в восходящей нефти и, вероятно, достигает поверхности моря.

Изменение состава метана, этана и пропана на высоте 1100 м предполагает, что процессы разделения фаз по-разному влияли на эти низкомолекулярные углеводороды.Valentine et al. (3) использовали пространственные вариации изотопного и химического состава углеводородов C 1 -C 3 в образцах воды в шлейфе, чтобы продемонстрировать преимущественное микробное разложение пропана в шлейфе. Изотопный состав углеводородов C 1 -C 3 в нашем образце MW-1, собранном на LMRP, почти идентичен значениям шлейфа ближнего поля Valentine et al. (3) (Таблица 1), что согласуется с отсутствием биоразложения в области шлейфа, ближайшей к скважине Макондо.Однако относительные распределения метана, этана и пропана для этих небиодеградированных образцов шлейфа показывают небольшие, но заслуживающие внимания различия по сравнению с образцом MW-1. Например, молярное отношение метан / этан 10,85, постоянно наблюдаемое в образцах не биодеградированных шлейфов (3), немного выше, чем значение 9,9, наблюдаемое в чистой нефти. Эти соотношения концентраций дают значение этана F , метана , равное 0,91, что указывает на то, что большая часть этана, выброшенного из скважины Macondo, осталась в глубоком море, но в несколько меньшей степени, чем метан. Аналогичным образом, значение 0,78 пропана F , метана для образцов, не подвергшихся биоразложению, указывает на то, что большая часть пропана, выпущенного из скважины Макондо, находилась под землей, но в меньшей степени, чем этан и метан. Эти результаты означают, что значительная часть этана (9%) и пропана (22%) осталась в плавучей жидкой нефтяной фазе, которая продолжала подниматься к поверхности моря. Быстрое растворение метана, этана и пропана согласуется с их высокой растворимостью в воде (Таблица S3) в условиях окружающей среды в глубоководной толще (100–150 бар и 4–6 ° C).Поскольку растворимость в воде короткоцепочечных н-алканов уменьшается с увеличением длины цепи, наблюдаемая тенденция предполагает, что водное растворение управляло фракционированием этих газов в глубоководной толще.

Joye et al. (20) измеряли газы от C 1 до C 5 на глубине 1100 м от 2 до 11 км к юго-западу и западу от скважины Macondo с 25 мая по 6 июня 2010 г. и не наблюдали обратной корреляции метан / этан. и отношения метан / пропан с общим содержанием углеводородов, задокументированные Valentine et al.(3). Они наблюдали отношения метан / этан и метан / пропан, равные 9,9 и 14,7, соответственно, значения, которые очень похожи на образец MW-1 (Таблица 1). Объяснение различий в данных Valentine et al. (3) и Joye et al. (20) остается неуловимым, но может быть связано с многочисленными работами на скважине в конце мая и в начале июня, которые, вероятно, повлияли на поток и распределение выпущенных газов. Например, вставная труба стояка была удалена 25 мая, «забой сверху» начался 26 мая и закончился 29 мая, начальное срезание стояка произошло 1 июня, а за ним последовала вторая срезка 2 июня. 3 (28) июня произошла установка устройства сбора Top Hat # 4.Следует отметить, что все работы Valentine et al. (3) образцы были собраны после этих событий.

Помимо углеводородных газов, мы исследовали фракционирование компонентов нефти с более высокой молекулярной массой в глубоководной толще, сравнивая их содержание с бензолом. Бензол хорошо растворим в воде, что позволяет предположить, что он тоже мог быстро раствориться в глубоком море. Действительно, концентрации бензола систематически повышались (0,4–21,7 мкг L -1 ) в плюме глубиной 1100 м и практически отсутствовали на глубинах менее 1000 м (1) (рис.3 и Таблица S4). Всестороннее исследование углеводородов в воздухе над буровой площадкой Макондо показало, что очень мало бензола достигло поверхности моря (24). Взятые вместе, измерения водяного столба и поверхности предполагают, что бензол преимущественно задерживался в глубоководной толще. Замена метана C , водяного столба и метана C , MW-1 в уравнении. 1 с концентрациями бензола в воде (бензол C , водяной столб ) и исходной нефти (бензол C , MW-1 ), соответственно, мы рассчитали нормированные на бензол индексы фракционирования (F i, бензол ) для менее водорастворимые углеводороды.

Рис. 3.

Профили водяного столба BTEX, собранные в (A) 2.3, (B) 6.1, (C) 16.5 и (D) в 27 км от скважины Macondo. Эти станции находились в районе глубоководного шлейфа, идентифицированного Camilli et al. (1) в июне 2010 г. (см. Таблицу S4, где указаны фактические значения BTEX в этих пробах воды). БТЭК составляет 2,2% от общего объема нефти в МВт-1 (Таблица S2).

Используя нормированный по бензолу индекс фракционирования, F i, бензол , мы проверили гипотезу о том, что водное распределение контролирует предпочтительное удерживание негазовых компонентов нефти.Мы исследовали взаимосвязь между наблюдаемыми значениями F i, бензола и растворимостью соединений в воде () для набора из 33 обнаруженных компонентов нефти, включая моноароматические алкилированные углеводороды, нафталины, дибензотиофены и несколько других алкилированных и незамещенных ПАУ (Таблица S3). (Предполагая идеальное поведение Рауля, растворимость в воде данного соединения в масле MW-1 равна растворимости в воде чистой жидкости, умноженной на мольную долю в масле. Для соединений, которые являются твердыми в условиях окружающей среды, растворимость в воде относится к растворимости в воде переохлажденной жидкости; см. SI Text.) В этом наборе соединений мы обнаружили, что индекс фракционирования систематически снижался с уменьшением растворимости в воде (Таблица S3). Эта тенденция легко прослеживается на репрезентативных станциях, показанных на рис. 4. Подобные тенденции наблюдались в 20 точках отбора проб (позиции с уникальной широтой, долготой и глубиной), где были обнаружены углеводороды, на расстояниях от 1,7 до 34,6 км от Макондо. скважина и при глубине воды от 1065 до 1221 м (рис. S4). За единственным исключением, н-алканы не были обнаружены в обнаруживаемых концентрациях в местах отбора проб, где присутствовал бензол.Уникально то, что образец глубины 1201 м на станции 19 содержал значительные уровни н-алканов и других труднорастворимых соединений, но был обеднен водорастворимыми соединениями, такими как BTEX (рис. S5). Этот исключительный образец соответствует улавливанию капель жидкого масла, которые были частично растворены в окружающей воде, тем самым демонстрируя обогащение труднорастворимыми компонентами по сравнению с водорастворимыми компонентами.

Рис. 4. Индекс фракционирования

(F i, бензол ) как функция растворимости в воде для 33 различных углеводородных соединений, наблюдаемых в юго-западном углеводородном шлейфе, наблюдаемом Camilli et al.(1) на четырех разных станциях на расстоянии от 2,3 до 27 км от скважины Макондо (те же станции, что и на рис. 3). Значение индекса фракционирования 1 соответствует материалу, который полностью покинул восходящую нефть по сравнению с бензолом и вносит свой вклад в шлейф. Низкий индекс фракционирования соответствует материалу, который преимущественно удерживается в восходящей нефти. Для соединений, которые являются твердыми в условиях окружающей среды, растворимость в воде относится к растворимости в воде переохлажденной жидкости; см. SI Text для более полного обсуждения этого термина.

В совокупности наблюдаемые относительные содержания углеводородов C 1 -C 3 и более длинноцепочечных компонентов нефти предоставляют убедительные доказательства того, что шлейф длиной 1100 м, идентифицированный Camilli et al. (1) состоит из растворенных углеводородов. В свою очередь, результаты убедительно свидетельствуют о том, что адвективный перенос в растворе является основным средством переноса углеводородов из скважины в глубокое море. Доказательства наличия капель масла наблюдались только в одном образце.Селективное разделение водорастворимых нефтяных компонентов в морских глубинах также согласуется с результатами Ryerson et al. (24), которые задокументировали положительную корреляцию между растворимостью в воде нескольких углеводородных компонентов и степенью их истощения в атмосферных образцах, собранных над разливом нефти. Эти авторы предположили, что обедненные соединения, вероятно, задерживались в толще воды. Быстрое растворение хорошо растворимых компонентов нефти в глубокой воде также согласуется с сообщениями о почти количественном связывании высокорастворимого в воде диспергирующего компонента диоктилсульфосукцината на глубине 1100 м (29).

Конечная судьба этих водорастворимых углеводородов нефти в глубоководном шлейфе неизвестна, хотя биоразложение могло быть важным процессом. Однако абсолютные и относительные содержания соединений БТЭК не показывают систематических пространственных тенденций (рис. 3 и 4), что позволяет предположить, что незначительное разбавление или биоразложение произошло в течение 4 дней, необходимых для их переноса в шлейфе на расстояние 27 км (1). . Это согласуется с ранее опубликованными оценками скорости дыхания, которые указывают на то, что разложение углеводородов в шлейфе вряд ли превысит 7 мкг л -1 d -1 , включая разложение углеводородных газов и нефти (1).Поскольку Валентин и др. (3) предположили, что микробное дыхание углеводородных газов опережает дыхание нефти как минимум в два раза, скорость разложения нефтяных углеводородов могла быть порядка 2 мкг л -1 d -1 . Эта скорость разложения в сочетании с указанными здесь концентрациями углеводородов дает период полураспада нефтяных углеводородов порядка 1 мес. Напротив, Hazen et al. (2) сообщили о периоде полураспада н-алканов порядка нескольких дней.Отсутствие наблюдаемых градиентов концентраций соединений БТЭК в этом шлейфе наряду с предыдущим расчетом периода полураспада указывает на то, что водорастворимые углеводороды нефти сохраняются дольше, чем газовая и н-алкановая фракции.

Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности. Если ваш браузер не принимает файлы cookie, вы не можете просматривать этот сайт.


Настройка вашего браузера для приема файлов cookie

Существует множество причин, по которым cookie не может быть установлен правильно.Ниже приведены наиболее частые причины:

  • В вашем браузере отключены файлы cookie. Вам необходимо сбросить настройки своего браузера, чтобы он принимал файлы cookie, или чтобы спросить, хотите ли вы принимать файлы cookie.
  • Ваш браузер спрашивает вас, хотите ли вы принимать файлы cookie, и вы отказались.
    Чтобы принять файлы cookie с этого сайта, нажмите кнопку «Назад» и примите файлы cookie.
  • Ваш браузер не поддерживает файлы cookie. Если вы подозреваете это, попробуйте другой браузер.
  • Дата на вашем компьютере в прошлом.Если часы вашего компьютера показывают дату до 1 января 1970 г.,
    браузер автоматически забудет файл cookie. Чтобы исправить это, установите правильное время и дату на своем компьютере.
  • Вы установили приложение, которое отслеживает или блокирует установку файлов cookie.
    Вы должны отключить приложение при входе в систему или проконсультироваться с системным администратором.

Почему этому сайту требуются файлы cookie?

Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности, запоминая, что вы вошли в систему, когда переходите со страницы на страницу.