Способ определения содержания органического хлора в нефти после солянокислотных обработок
METHOD OF DETERMINING CONTENT OF ORGANIC CHLORINE IN OIL AFTER HYDROCHLORIC ACID TREATMENTS

Изобретение относится к области исследования или анализа материалов, в частности, нефти или других вязких маслянистых жидкостей, путем определения их химических или физических свойств, в частности к способам определения содержания органического хлора в нефти, добытой из скважин после проведения солянокислотной обработки.
Известен стандартный метод испытания ASTM (Американское Общество Испытаний и Материалов, 1916. Race St, Philadelphia, PA19103) D4929-94 для определения хлоридов в органических соединениях нефти. Этим методом определяют органические соединения, содержащие хлор (при концентрации хлора в виде органических соединений выше 1 мг/г, или 0,1 ppm) в сырой нефти, используя или первый метод: дистилляция, очистка и фильтрация, восстановление дифенилом натрия и потенциометрия, или второй метод: дистилляция, очистка и фильтрация, сжигание и микрокулонометрия. Дистилляцию сырой нефти (общая операция для обоих методов) производят для того, чтобы получить фракцию нефти с температурой кипения до 204°С. Фракцию нефти последовательно отмывают водой и каустиком. Промывка каустиком позволяет убрать сероводород, в то время как промывка водой способствует удалению следов неорганических хлоридов или первоначально присутствующих примесей в растворе каустика. Затем фракцию нефти отфильтровывают для удаления остатков воды. В полученной фракции нефти определяют содержание органически связанного хлора (органический хлор), либо по первому методу, либо по второму методу.
Недостатком известного метода является необходимость применения дорогостоящего оборудования и реагентов, вследствие чего снижается производительность аналитических исследований, а также то, что метод не предназначен для нефти, добытой после проведения солянокислотных обработок скважин, содержащей остаточное количество соляной кислоты.
Также известен способ определения хлорорганических соединений в нефти (патент RU № 2243552, МПК G01N 31/16, 27/48, 33\26, опубл. 12.27.2004), включающий отгонку из сырой нефти фракции нафты с ее последующим сжиганием в среде кислорода и кулонометрическим титрованием продуктов сжигания, фракцию нафты сжигают в токе очищенного воздуха при t=800-900°C, при этом продукты сжигания улавливают раствором перекиси водорода и углекислого натрия, затем полученную смесь разлагают кипячением, и после добавления ацетона и азотной кислоты образовавшийся хлорид титруют раствором азотнокислого серебра.
Недостатком известного способа является многостадийность процесса, что значительно увеличивает время выполнения анализа, необходимость использования агрессивных химических реагентов, а также то, что метод не предназначен для нефти, добытой после солянокислотной обработки скважин, содержащей остаточное количество соляной кислоты.
Наиболее близким является стандартный метод определения хлорорганических соединений по ГОСТ Р 52247-2004 «Нефть. Методы определения хлорорганических соединений». Сущность метода включает отбор нефти, перегонку нефти с целью получения фракции, выкипающей до температуры 204°С, - нафту, отмывку нафты от сероводорода и определение содержания органических хлоридов.
Недостатком метода является невозможность его применения для нефти, добытой после солянокислотных обработок скважин, так как полученный результат по содержанию органического хлора в нефти будет не корректным.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение точности и достоверности метода определения содержания органического хлора в нефти, добытой после солянокислотных обработок скважин, за счет отмыва нефти от остаточного количества соляной кислоты, исключение влияния соляной кислоты на образование хлорорганических соединений.
Технические задачи решаются способом определения содержания органического хлора в нефти после солянокислотных обработок, включающим отбор нефти, перегонку нефти с целью получения фракции нефти, выкипающей до температуры 204°С, - нафта, отмывку нафты от сероводорода и определение содержания органического хлора.
Новым является то, что после отбора нефти ее подвергают разделению под действием поля центробежных сил, полученную нефть промывают дистиллированной водой температурой 80-90°С при соотношении нефти и дистиллированной воды 1:3, при этом промывку осуществляют в течение 10-15 мин не менее трех раз до достижения показателя рН промывочной дистиллированной воды не менее 6, после чего нефть обезвоживают и направляют на перегонку с целью получения нафты.
Сущность способа определения содержания органического хлора в нефти после солянокислотных обработок заключается в следующем.
Одним из важных показателей качества товарной нефти является содержание в ней хлорорганических соединений. Наличие хлорорганических соединений является потенциально опасным для нефтеперерабатывающих процессов. Хлорорганические соединения в нефти могут быть как природного происхождения, так и привнесенными в процессе нефтедобычи, а также образоваться вследствие применения химических реагентов. Например, в процессах нефтедобычи активно применяется соляная кислота и составы на ее основе. После проведения солянокислотных обработок продукция скважин с высоким содержанием химреагентов должна быть выведена в желобную систему для последующей утилизации. При нарушении регламента выполнения работ сырая нефть - водонефтяная эмульсия с высоким содержанием кислотных компонентов может поступить из скважины в систему нефтесбора. При анализе подобной пробы водонефтяной эмульсии с целью определения содержания органического хлора в нефти по методике, регламентированной в ГОСТ Р 52247-2004, результат испытаний будет некорректным. Так как в процессе отгона нафты в условиях высоких температур в результате взаимодействия соляной кислоты с различными соединениями, содержащимися в нефти, как природного характера (например, непредельные и ароматические углеводороды), так и привнесенных извне на различных стадиях добычи и подготовки нефти (например, спирты), образуется дополнительное количество хлорорганических соединений.
Отбирают нефть (водонефтяную эмульсию) со скважины после проведения солянокислотной обработки. Далее ее подвергают разделению методом центрифугирования под действием поля центробежных сил на пластовую воду и нефть. Полученную нефть промывают дистиллированной водой температурой 80-90°С при соотношении нефти и дистиллированной воды 1:3. Промывку нефти осуществляют в экстракторе. При этом промывку осуществляют в течение 10-15 мин не менее трех раз до достижения показателя рН промывочной дистиллированной воды не менее 6. Температура дистиллированной воды, равная 80-90°С, и время обработки 10-15 мин являются достаточными и обеспечивает необходимую промывку нефти. Увеличение времени промывки больше 15 мин является нецелесообразным по временным показателям.
Промывку осуществляют не менее 3 раз. По завершении каждой промывки дистиллированную воду сливают. После третьей промывки в промывочной воде определяют показатель рН. Если значение показателя рН после трех промывок менее 6, то промывку нефти дистиллированной водой повторяют до тех пор, пока не будет достигнуто требуемое значение рН - 6 и более. После завершения промывки нефть обезвоживают, направляют ее на перегонку с целью получения фракции нефти, выкипающей до температуры 204°С, - нафта. Затем производят отмывку нафты от сероводорода гидроокисью калия и дистиллированной водой. Потом определяют содержание органического хлора в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52247-2004.
Пример конкретного выполнения предлагаемого способа.
3
3
3
3
3
3
3
-1
Пробу нефти (водонефтяной эмульсии) в объеме 400 см, отобранную из скважины после проведения солянокислотной обработки, подвергли разделению в поле центробежных сил. С помощью делительной воронки нефть отделили от пластовой воды, получили 300 см нефти и 100 см воды. Далее, используя рН-метр, определили значение рН показателя отделившейся пластовой воды. Показатель рН составил 4, что свидетельствует о наличии кислоты в пробе нефти. Пробу нефти, отделившуюся в результате центрифугирования, в количестве 300 см поместили в делительную воронку экстракционного аппарата, добавили дистиллированную воду температурой 80°С в количестве 900 см, рассчитанном исходя из соотношения нефть-дистиллированная вода 1:3. Включили перемешивающее устройство и осуществили перемешивание в течение 10 мин. Во избежание образования эмульсии в содержимое воронки добавили несколько капель деэмульгатора (марки СНПХ 4315Д), не содержащего органический хлор. По истечении времени перемешивания промывочную (дистиллированную) воду отделили. Затем в пробу нефти добавили 900 см дистиллированной воды температурой 85°С, включили перемешивающее устройство и осуществили перемешивание в течение 13 мин. По истечении времени перемешивания промывочную (дистиллированную) воду отделили. Снова в пробу нефти добавили 900 см дистиллированной воды температурой 90°С, включили перемешивающее устройство и осуществили перемешивание в течение 15 мин. По истечении времени перемешивания промывочную (дистиллированную) воду отделили. В промывочной воде посте третьей промывки определили рН, значение показателя составило 5. Процедуру промывки повторили еще дважды. В результате рН промывочной воды составил 6,1. Далее пробу отмытой нефти подвергли обезвоживанию под действием поля центробежных сил. После обезвоживания из пробы нефти отогнали нафту, которую последовательно отмыли гидроокисью калия, дистиллированной водой и определили в ней массовую долю органического хлора в соответствии с требованиями метода В ГОСТ Р 52247-2004. Содержание органического хлора составило 5 млн.
Предлагаемый способ определения содержания органического хлора в нефти после солянокислотных обработок повышает точность и достоверность определения содержания органического хлора в нефти после солянокислотных обработок, а также позволяет исключить влияние соляной кислоты на образование хлорорганических соединений.