Способ определения потенциального содержания углеводородов фракции @ - @ в нефти

Способ определения потенциального содержания углеводородов фракции @ - @ в нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОЮЗ СОВЕТС НИХ

ОО И

РЕСПУБЛИК

„.SU(„) з(я) С 01 N 31 08

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

fl0 ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н ABTOPCHCNIIV СВИДЕТЕЛЬСТБМ (21) 3552428/23-04 (22) 08.02.83 (46) 23.08.84. Бюл. 11 31 (72) А.К. Иановян и Д.А. Хачатурова (53) 543.42.062(088.8) (56)1.ГОСТ 13389/67.

2. Там же (прототип). (54)(57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНОГО СОДЕРЖАНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ

ФРАКЦИИ С,-С В НЕФТИ путем отбора пробы нефти в герметичный сосуд, стабилизации пробы с последующим хроматографированиеи и расчетои, отличающийся тем, что, с цел:") повышения точности способа, стабилизацию нефти ведут при температуре на 10-150С выше комнатной, определяют объем и плотность выделившейся при этом первой порции газа, .охлаждают нефть на 5-10 С ниже комнатной температуры, подают пробу в куб аппарата для перегонки нефти, и перегонку ведут до температуры 85 С при атмосферном давлении с раздельным отбором газа и жидкой фракции, определяют объем и плотность второй порции газа, массу жидкой фракции с последующим хроматографированием обеих порций rasa и жидкой фракции.

1109634

Изобретение относится к аналитической химии, а именно к способам определения содержания углеводородов фракции С„ "С в нестабильной нефти или нефтепродуктах.

Известен способ определения поте» циального содержания углеводородов фракции С .-С в нефти путем введе5 ния анализируемой пробы в колонке хроматографа с последующим расчетом содержания углеводородов по хроматограммам (1 g.

Недостатком этого способа является малая точность определения потенциального содержания углеводородов вследствие потерь легколетучих углеводородов при проведении анализа.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемым результатам является способ определения потенциального содержания углеводородов фракции С С в нефти путем отбора пробы нефти в герметичный сосуд, перевода пробы в другой герметичный сосуд, находящийся при атмосферном давлении для стабилизации иефти, анализа нефти и газовой фазы на содержание в них фракции С1 -С хроматографированием с последующим суммированием результатов обоих анализов » 2 ).

Недостатком известного способа является малая точность определения потенциального содержания углеводородов вследствие недостаточно полной стабилизации нефти до анализа и потерь легколетучих углеводо20

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определения потенциальногo содержания углеводородов фракции С1-С в нефти путем отбора пробы нефти в герметичный сосуд, стабилизации пробы с последующим хроматографированием и расчетом, стабилизацию нефти ведут при температуре на 10-15ОС вьппе комнатной, определяют объем и плотность выделившейся при этом первой порции газа, охлаждают нефть на

5-10 С ниже комнатной температуры, подают пробу в куб аппарата для перегонки нефти и перегонку ведут до температуры 85 С при атмосферо ном давлении с раздельным отбором га родов при проведении анализа.

Целью изобретения является повьппение точности способа.

»

50 за и жидкой фракции, определяют объем и плотность второй порции газа, массу жидкой фракции с последующим хроматографированием обеих порций газа и жидкой фракции и суммирова»»ие»» результатов трех анали— зов.

На фиг. 1-3 приведена схема уста" новки для осуществления предлагаемого способа.

Герметичный сосуд 1 с запорными вентилями 2 и3.и образцом 4 нестабильной нефти внутри нагревают (например, теплой водой) на 10-15 С выше температуры оКружающего воздуха. Затем при вертикальном положении сосуда 1 его соединяют трубкой 5 с гаэосборником 6, наполненным водой и имеющим приемный для газа патрубок 7 и спускной для воды патрубок 8. Последний трубкой 9 с зажимом 10 соединяют с канализационной воронкой 11 (фиг. 1). Открыв тием вентиля 2 газ, скопившийся над слоем нефти 4, перепускают в гаэосборник б, одновременно спуская иэ него воду по трубке 9 в воронку

11. Скорость поступления газа в газосборник 6 регулируют вентилем 2 и зажимом 10. Процесс ведут до выравнивания давлений в сосуде 1 и гаэосборнике 6, о чем свидетельствует прекращение вытеснения воды из последнего. После этого вентиль 2 и зажим 10 закрывают, трубку 5 отсоединяют и зажимают также зажимом. Отобранная на первой ступени стабилизации первая порция газа 12 хранится для анализа.

Затем герметичный сосуд 1, давление в котором стало близким к атмосферному, охлаждают водой на 5-10 С ниже температуры окружающего воздуха (т.е. на 15-20 С ниже температуры, при которой шла первая стадия стабилизации) и к нижнему венткпю

3 соединяют куб 13 перегонного аппарата (фиг. 2). Открытием вентиля

3 и вентиля 2 в куб заливают определенное количество стабильной нефти 14 по весу.

Затем вентили 2 и 3 закрывают, а куб 13 со стабильной нефтью 14 переносят и соединяют герметично с аппаратом для перегонки нефти (фиг. 3). Включают нагреватель 15 и медленным нагревом куба 13 добиваются вытеснения остатков растворен

1109634 ного газа из нефти 14. Этот газ поднимается по колонне 16 и через холодильник 17 (при закрытом кранерегуляторе 18 и спускном кране 19 у приемника 20) по трубке 21 через патрубок 22 поступает в газосборник

23. Контроль начала поступления газа ведут по водяному манометру 24, подключенному к трубке 21. Отклонение столбиков воды в манометре от нулевого положения свидетельствует о начале поступления газа и для поддержания в системе атмосферного давления открытием зажима 25 на водосбросной трубке 26 регулируют сброс воды из газосборника 23 так, чтобы удерживать показание манометра у нулевого положения.

В дальнейшем, регулируя скорость нагрева куба 13 нагревателем 15 и скорость спуска воды зажимом 25, удерживают показание манометра 24 около нулевой линии в течение всего периода выделения второй порции газа из нефти и поступления его в газосборник 23. О прекращении постутшения газа свидетельствует начало поступления сконденсированной жидкой головной фракции нефти (НК-85 С) в приемник 20 и отклонение показания манометра 24 в обратную сторону (уровень жидкости в правом колене ниже) при закрытом зажиме 25.

После этого газосборник 23 с отобранной в него второй порцией газа 27 отсоединяют от трубки 21, герметизируют патрубок 22 и хранят для анализа.

Дальнейшим нагреванием куба 13 ведут перегонку нефти с отбором в приемник 20 головной жидкой фракции НК-85 С, регулируя скорость ее отбора краном-регулятором 18. Отобранную фракцию сливают в охлаждаемый сосуд 28. Определяют объемы первой (12) и второй (27) порций газа (по делениям на газосборниках) и их плотность, после чего определяют массу каждой из порций газа.

Взвешиванием определяют массу жидкой фракции НК-85 С в сосуде 28.

Хроматографически анализируют углеводородный состав первой и второй порций газа и жидкой фракции НК-85 С

Потенциальное содержание каждого индивидуального углеводорода до С в нефти определяют по уравнению г- + С" г- Сф 1 (1) где и число атомов углерода (n = 1-5); массы первой и второй порций газа и жидкой фракции

НК-85 C, массы исходной нестабильной нефти 4 в сосуде 1 и стальной нефти 14, отобран- ной в куб 13.

Г-l l г-у ф

10 э

Н cH

Верхние индексы при С„- Г-1, Г-2 и Ф обозначают отношение соответственно к первой и второй порции газа и жидкой фракции НК-85ОС °

Суммарное потенциальное содер20 жание в нефти углеводородов фракции п

С„ -С определяется как сумма

Z» с„ . 1

Пример 1. 10 кг нестабильной нефти (m о ) месторождение ОзекСуат отбирают в герметичный сосуд.

При комнатной температуре 21 С сосуд с нефтью подогревают теплой

30 водой до 31 С и по схеме, показано ной на фиг. 1, отбирают первую порцию газа в количестве 2,0.л.

После отбора первой порции газа сосуд с нефтью охлаждают на 10 С ниже комнатной температуры (до 11 С)

45 и после этого 1,5 кг нефти переливают из него в куб перегонного аппарата (фиг. 2), который затем соединяют с последним (фиг. 3).

При нагревании сосуда по мини50 мальной границе (на 10 С свыше комнатной температуры), охлаждают его по максимальной границе (на 1О С ниже комнатной).

Охлаждение ниже 10 С допустимо с точки зрения точности метода, но нецелесообразно из-за технических трудностей в достижении более низких темт..ератур. После соединения куба с перегонным аппаратом куб нагПодогрев сосуда менее чем на о

35 10 С выше комнатной температуры существенно уменьшает количество первой порции газа и создает опасность потери части газа при переливке нефти из сосуда в куб перегонного ап40 парата.

09634

Таблица ) Содержание в мас. 7. на нефть

1-я порция 2-я порция Головка НК-85 С Потенциаль газа газа

Углеводороды ное содержаwe

0,001

0,005

0,014

Метан

О, 001

0,043

0,350

0,250

0,572

0,232

0,232

1,680

0,002

0,048

0,374

0,303

0,888

0,855

1,273

3, 743

Этан

Пропан

Иэобутан

0,010

0,050

0,310

0,620

1,030

2,020

0,03 и -Бутан

0,006

0,003

0,011

0,043

Изопентан н-Пентан

Сумма до С

3 11 ревают так, чтобы в сосуд 27 газ поступал со скоростью не более

200 мп/мин и отбирают вторую порцию газа объемом 9,8 л. Затеи отбирают жидкую головную фракцию НК-85 С со скоростью не более 2 мп/мин, регулируя эту скорость интенсивностью обогрева куба, Количество этой фракции 0,126 кг.

Измеряют плотность двух порций газа ((,526 и 2,026) и соответственно их мас ы (0,0043 кг и 0,0249 кг).

Анализ ос ява двух порций газа и головки НК-8 С дает результаты, приведенные в табл. 1, а потенциал

С„-С составляет 3,743 мас.7. на нефть.

Пример 2. Образец н по примеру 1 нагревают в сосуде на

15 С выше комнатной температуры (до 36 С) и отбирают гаэ в количестве 3,1 л. Подогрев более чем на

15 С выше комнатной температуры нецелесообразен, так как возрастает в газе количество более тяжелых, чем С углеводородов и в последующих анализах и расчетах это снижает точность метода. Сосуд с нефтью после этого охлаждают на 5ОС ниже

I комнатной температуры (до 16 С) и далее выполняют все операции как описано в примере 1 °

Охлаждение менее чем на 5 С нео допустимо из-эа возрастания потерь газа при переливе нефти в куб перегонного аппарата.

Отбирают вторую порцию газа в количестве 8,9 л и фракцию НК-85 С в количестве 0,124 кг.

По плотностям газа (1,645 и

2,057) находят из массы и хроматографически определяют составы, приведенные в табл. 2, где приведен так15 же потенциал всех углеводородов и их сумма.

Суммарное содержание в нефти фракции С -С, найденное известным спо20 собом, равно 1,55 мас. 7.

Таким образом, предлагаемый способ определения потенциального содержания углеводородов фракции С1-С в нефти позволяет получить более точные и надежные результаты и более надежно рассчитывать и практиковать промышленные мощности по извлечению ценных газовых компонентов из нефти.

1109634

Та блица 2

Содержание в мас.X на нефть

Углеводороды

2-я порция Головка НК-85 С Потенциальrasa ное содержание

1-я порция газа

Метан

Эта и

Пропан

Изобутан

Н-Бутан

Изопентай

H-Пентан

Сумма до С

l3

Фиг 2

ВНИИПК Заказ 6021/28 Тираж 823 Поддисиое

4%LIDl4L31 IIDI1 Патент", г. Ужгород, ул.Проектная,4

0,001

0,007

0,015

0,005

0,007

О, 004

0i012

0 051

0,042

0,349

О, 249

0,570 . 0,231

0,232

1,673

0,010

0,050

0,308

0,620

1,030

2,018

0,001

° 0,049

0,374

0,304

0,885

0,855

1,274

3,742