Патент на изобретение №2285917

Published by on




РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ



ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(19) RU (11) 2285917 (13) C1
(51) МПК

G01N33/22 (2006.01)
G01N33/26 (2006.01)
G01N31/16 (2006.01)
C01B17/16 (2006.01)
C07C321/04 (2006.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

Статус: по данным на 28.12.2010 – действует

(21), (22) Заявка: 2005123081/04, 20.07.2005

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

20.07.2005

(46) Опубликовано: 20.10.2006

(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске:
RU 2155960 C1, 10.09.2000. SU 142804 A1, 1961. SU 1004871 A1, 15.03.1983. SU 286329 A1, 13.01.1971. SU 1696990 A1, 07.12.1991. SU 299795 A1, 07.06.1971. SU 1580253 A1, 23.07.1990. SU 1728790 A1, 23.04.1992.

Адрес для переписки:

423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32, “ТатНИПИнефть”, сектор создания и развития промышленной собственности

(72) Автор(ы):

Сахабутдинов Рифхат Зиннурович (RU),
Шаталов Алексей Николаевич (RU),
Гарифуллин Рафаэль Махасимович (RU),
Антонова Надежда Васильевна (RU)

(73) Патентообладатель(и):

Открытое акционерное общество “Татнефть” им. В.Д. Шашина (RU)

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СЕРОВОДОРОДА И ЛЕГКИХ МЕРКАПТАНОВ В НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТАХ И ГАЗОВОМ КОНДЕНСАТЕ

(57) Реферат:

Изобретение относится к методам аналитического контроля качества нефти, нефтепродуктов и газового конденсата и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей отраслях промышленности. Для осуществления способа пробу отбирают в количестве 2-5 г, термостатируют при температуре 50-70°С и одновременно вытесняют сероводород и легкие меркаптаны инертным газом или воздухом в последовательно расположенные поглотительные растворы в течение 2-5 минут, при этом в качестве поглотительного раствора для определения сероводорода используют раствор углекислого натрия, а в качестве поглотительного раствора для определения легких меркаптанов используют раствор гидроокиси натрия. После полного извлечения сероводорода и легких меркаптанов в полученных растворах определяют количественное содержание сероводорода и легких меркаптанов методом йодометрического титрования. Способ обеспечивает расширение диапазона анализируемых продуктов, повышение точности определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате, сокращение времени проведения анализа и возможность проведения анализа не только в пределах стационарной лаборатории, получение результатов анализа в условиях, максимально соответствующих стандартизованным методам. 1 табл., 1 ил.

Предложение относится к методам аналитического контроля качества нефти, нефтепродуктов и газового конденсата и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей отраслях промышленности.

Известен способ определения содержания сероводорода в нефти и нефтепродуктах (Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. – М.: Изд-во “Гостоптехиздат”, 1962, стр.428-431) методом экстрагирования в раствор хлористого кадмия, заключающийся в том, что 500 см3 испытуемого нефтепродукта загружают в делительную воронку и встряхивают в течение 10 минут со 100 см3 слабоподкисленного раствора хлористого кадмия. Реакция протекает по следующей схеме:

CdCl22S=CdS+HCl

Затем смесь отстаивают и сливают водный слой с содержащимся осадком сульфида кадмия CdS для дальнейшего количественного определения сероводорода любым известным методом (йодометрическое, потенциометрическое титрование и т.д.).

Недостатками данного способа являются большой объем анализируемой пробы, необходимость отстаивания экстракта и возможные потери осадка CdS в слое не разделившейся эмульсии и на стенках делительной воронки и связанное с этим снижение точности определения.

Известен способ определения содержания сероводорода и легких меркаптанов (метил- и этилмеркаптана) в нефти с помощью газовой хроматографии, основанный на испарении и вытеснении летучих компонентов нефти инертным газом-носителем в испарителе при температуре до 70°С, разделении компонентов нефти на хроматографической колонке при температуре 35-60°С, регистрации выходящих из хроматографической колонки сероводорода и легких меркаптанов пламенно-фотометрическим детектором и расчете результатов определения методом абсолютной градуировки (ГОСТ Р 50802-95). Данный способ закреплен в качестве стандартного метода испытаний в ГОСТ Р 51858-2002 “Нефть. Общие технические условия” для определения принадлежности нефти к определенному виду при поставке потребителям.

Недостатком данного способа является необходимость использования сложного и дорогостоящего оборудования, невозможность проведения анализа вне стационарной лаборатории, большая погрешность и разброс результатов измерений, связанные со слишком малым объемом анализируемой пробы и ограничение диапазона анализируемых продуктов практически только нефтями товарного качества.

Известен способ определения содержания сероводорода и меркаптанов в нефтепродуктах, основанный на потенциометрическом титровании (ГОСТ 17323-71 “Топливо для двигателей”). Данный способ включает в себя отбор пробы, разбавление ее растворителем и дальнейшее потенциометрическое титрование и построение кривой титрования, которая представляет собой зависимость значения электродного потенциала от объема титранта, нахождение точки эквивалентности по графику, позволяющее рассчитать концентрацию меркаптанов в пробе. Содержание сероводорода определяется по разности объемов титранта, израсходованных на титрование до и после удаления сероводорода из нефтепродукта.

Недостатками данного способа являются длительность проведения анализа и высокая стоимость нитрата серебра, применяемого для титрования, вовлечение в анализ не только легких меркаптанов, но и тяжелых меркаптанов и сернистых соединений других классов, что приводит к пологим кривым потенциометрического титрования и связанной с этим погрешности при определении точки эквивалентности, а также к завышению результатов анализа по меркаптанам. Высока погрешность определения содержания сероводорода по разности результатов двух анализов в связи с неточностью самих определений и с потерями легких меркаптанов в процессе связывания сероводорода. Эти недостатки приводят к сужению диапазона анализируемых продуктов практически только нефтепродуктами, а именно топливами для двигателей.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ определения содержания сероводорода в мазуте (нефтепродукте), включающий отбор и подготовку пробы, вытеснение сероводорода из полученной массы инертным газом в поглотительный раствор, количественное определение сероводорода методом йодометрического титрования (Пат. №2155960, МПК G 01 N 33/22, опубл.10.09.2000). По известному способу берут навеску мазута 20-50 г и разбавляют в соотношении 1:1 органическим растворителем, размешивают до однородной массы, далее вытесняют сероводород инертным газом в течение 1-2 ч в поглотительный раствор (30%-ный раствор хлористого кадмия) и производят количественное определение содержания сероводорода методом йодометрического титрования.

Недостатками данного способа являются: необходимость разбавления и перемешивания нефтепродукта в процессе подготовки пробы, что ведет к потерям сероводорода и неточности результата анализа; относительно большой объем анализируемой пробы и связанная с этим длительность процесса продувки нефтепродукта инертным газом. Способ не обеспечивает одновременного определения сероводорода и легких меркаптанов в нефти и в газовом конденсате, и легких меркаптанов в нефтепродуктах.

Технической задачей предлагаемого способа является расширение диапазона анализируемых продуктов, повышение точности определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате, сокращение времени проведения анализа, возможность проведения анализа не только в пределах стационарной лаборатории и получение результатов анализа в условиях, максимально соответствующих стандартизованным методам.

Результат достигается способом определения сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате, включающим отбор и подготовку пробы, вытеснение сероводорода и легких меркаптанов инертным газом в поглотительные растворы и количественное определение сероводорода и меркаптанов методом йодометрического титрования. Новым является то, что пробу нефти, нефтепродукта или газового конденсата отбирают в количестве 2-5 г, термостатируют при температуре 50-70°С и одновременно вытесняют сероводород и легкие меркаптаны инертным газом или воздухом в последовательно расположенные поглотительные растворы в течение 2-5 минут, при этом в качестве поглотительного раствора для определения сероводорода используют раствор углекислого натрия, а в качестве поглотительного раствора для определения легких меркаптанов используют раствор гидроокиси натрия.

На чертеже приведена схема лабораторной установки для определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате.

С помощью лабораторной установки осуществляют вытеснение сероводорода и легких меркаптанов из нефти, нефтепродуктов и газового конденсата воздухом или инертным газом в поглотительные растворы. В течение небольшого промежутка времени, которое требуется для вытеснения сероводорода и легких меркаптанов и проведения анализа, сероводород не успевает в значительной мере окислиться кислородом воздуха, поэтому в качестве инертного газа может использоваться воздух.

Установка включает шприц-пробоотборник 1 для отбора анализируемых проб, склянку 2 для барботирования нефти, нефтепродуктов или газового конденсата воздухом или инертным газом, термостат 3, в котором для более полного вытеснения сероводорода и легких меркаптанов поддерживается температура 50-70°С, соединительные шланги 4, склянки с поглотительными растворами 5 и 6, кран 7, регулирующий подачу воздуха, насос вакуумный 8, баллон 9 с инертным газом, например с гелием.

Предлагаемый способ соответствует критериям патентоспособности: новизна и изобретательский уровень, и промышленная применимость.

Предлагаемый способ определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате апробирован в лабораторных и промысловых условиях на нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате с различным содержанием сероводорода и легких меркаптанов.

Пример конкретного выполнения.

Пример 1. Для определения использовали сернистую нефть с предполагаемым содержанием сероводорода 100-150 ppm, легких меркаптанов 5-10 ppm. Пробу нефти объемом 2 см3 отбирают медицинским одноразовым шприцем 1. Масса нефти определяется по разности масс шприца до и после ввода пробы. Ввод пробы нефти осуществляют путем выдавливания нефти из шприца 1 во входной патрубок склянки 2, которая помещена в термостат 3 с температурой 60°С, при включенном на всасывание вакуумном насосе 8. К склянке 2 последовательно подсоединены склянки 5 и 6, в которые залито соответственно по 10 см3 5%-ного раствора углекислого натрия (для поглощения сероводорода) и 5%-ного раствора гидроокиси натрия (для поглощения легких меркаптанов). Продувку воздухом осуществляют в течение 2 минут, после чего количественно определяют содержание сероводорода и легких меркаптанов методом йодометрического титрования. Содержание сероводорода составило 137 ppm, а легких меркаптанов – 7,8 ppm.

Пример 2. Для определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефтепродуктах использовали насыщенное минеральное масло, через которое в течение 10 минут барботировали сероводородсодержащий газ. Определение сероводорода и легких меркаптанов проводили по той же схеме, что и в первом примере. Пробу нефтепродукта отбирали в количестве 5 г и продувку осуществляли инертным газом (гелием) в течение 5 минут. Содержание компонентов составило: сероводорода 35,1 ppm, а легких меркаптанов 6,5 ppm.

Пример 3. Исследование газового конденсата с очень высоким содержанием сероводорода и легких меркаптанов проводили по той же схеме, что и в первом примере, только продувку воздухом осуществляли в течение 5 минут для более полного извлечения исследуемых компонентов. Содержание сероводорода составило 3486 ppm, а легких меркаптанов – 726,6 ppm.

В таблице приведены результаты определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате при различных технологических условиях по предлагаемому способу и по прототипу. Ввиду того, что для определения сероводорода в минеральном масле не требуется разбавление растворителем и перемешивание, в данном примере прототипу соответствовали масса пробы и время продувки гелием.

Таблица

ппп
Наименование исследуемого продукта Масса пробы, г Продувка Подготовка пробы Время продувки, мин Содержание, ppm
Температура, °С Разбавление и перемешивание сероводорода легких меркаптанов
1 Нефть 5,21 воздухом 55 5 24,9 5,9
2 Нефть 5,33 гелием 55 5 25,1 5,9
3 Нефть 3,14 воздухом 60 3 137 7,8
4 Нефть 3,09 гелием 60 3 137 7,7
5 Нефть 2,05 воздухом 70 2 556 12,5
6 Нефть 2,12 гелием 70 2 548 13,8
7 Газовый конденсат 2,03 воздухом 64 2 3486 727
8 Газовый конденсат 2,04 гелием 60 2 3522 733
Сравнение способов определения
9 Минеральное масло (предлагаемый) 2,11 гелием 60 2 35,1 6,5
10 Минеральное масло (предлагаемый) 5,24 гелием 60 5 35,3 6,2
11 Минеральное масло (прототип) 20,2 гелием 24 60 29,8 не подлежит определению
12 Минеральное масло (прототип) 50,3 гелием 24 90 25,1 не подлежит определению
13 Мазут (предлагаемый) 5,31 гелием 60 5 13,6 5,7
14 Мазут (предлагаемый) 5,12 гелием 60 5 13,2 5,5
15 Мазут (прототип) 20,1 гелием 24 + 60 10,8 не подлежит определению
16 Мазут (прототип) 50,5 гелием 24 + 90 8,3 не подлежит определению

Из приведенных данных видно, что при варьировании температур, масс проб и времени продувки в указанных диапазонах результаты определения сероводорода и легких меркаптанов по предлагаемому способу имеют незначительные расхождения (0,5-1,5%) или хорошую сходимость.

При определении содержания сероводорода в нефтепродуктах (насыщенном минеральном масле и мазуте) по способу прототипа сходимость составляет 9,5-17,5%. Значение содержания сероводорода при определении по прототипу ниже чем при определении его по предлагаемому способу на 9,6-19%.

Предлагаемое техническое решение может быть использовано для аналитического контроля содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате.

Использование предлагаемого технического решения позволит сократить время проведения анализа, ликвидировать необходимость использования дорогостоящего оборудования и реактивов. Достоинством данного технического решения является расширение диапазона анализируемых продуктов, повышение точности определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате, сокращение времени проведения анализа и возможность проведения анализа как в стационарной лаборатории, так и вне ее, получение результатов анализа в условиях, максимально соответствующих стандартизованным методам.

Диапазон определения сероводорода по предлагаемому способу составляет 1-5000 мг/л, а меркаптанов – 5-1000 мг/л.

Формула изобретения

Способ определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате, включающий отбор и подготовку пробы, вытеснение сероводорода и легких меркаптанов инертным газом в поглотительные растворы, количественное определение сероводорода и легких меркаптанов методом йодометрического титрования, отличающийся тем, что пробу отбирают в количестве 2-5 г, термостатируют при температуре 50-70°С и одновременно вытесняют сероводород и легкие меркаптаны инертным газом или воздухом в последовательно расположенные поглотительные растворы в течение 2-5 мин, при этом в качестве поглотительного раствора для определения сероводорода используют раствор углекислого натрия, а в качестве поглотительного раствора для определения легких меркаптанов используют раствор гидроокиси натрия.

РИСУНКИ

Categories: BD_2285000-2285999