способ определения содержания смол в нефтях

Формула изобретения

Способ определения содержания смол в нефтях, заключающийся в том, что нефть деасфальтизируют, готовят 0,5% раствор деасфальтизата в толуоле, фотоколориметрируют его при длине волны 510 нм, определяют оптическую плотность, по ее значению рассчитывают коэффициент светопоглощения (К_сп) раствора деасфальтизата из соотношения:

К_сп=100%·D/0, 4343 CL, [см^-1],

где D - величина оптической плотности при полосе поглощения 510 нм;

С - концентрация деасфальтизата в толуоле, %;

L - толщина поглощающего слоя раствора деасфальтизата в используемой жидкостной измерительной кювете, см;

и по значению К_сп рассчитывают содержание смол в нефти по эмпирически установленной формуле:

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам определения компонентного состава нефтей с использованием фотоколориметрического метода в видимой части спектра, в частности к способам определения содержания смол в нефти, и может быть использовано в промысловых и научно-исследовательских лабораториях при комплексном анализе нефтей и нефтепродуктов..

Известен способ определения смол в нефти с помощью хроматографического метода ГОСТ 11868-66 [см. Богомолов А.И., Темянко М.Б., Хотынцева Л.И. Современные методы исследования нефтей. - Л.: Недра, 1984, с.182-192]. В соответствии с этим способом полученный после осаждения, промывки и фильтрования асфальтенов деасфальтизат заливают в подготовленную хроматографическую колонку, наполненную силикагелем. После того как исходный продукт полностью впитается в силикагель, приступают к десорбции. Для десорбции масел в резервуар колонки заливают петролейный эфир, и одновременно снизу колонки начинается отбор элюента. Для выделения смол элюируют спиртобензольной смесью. Растворители отгоняют на водяной бане. После отгонки основной массы растворителя смолы переносят в тарированные стаканчики и сушат до постоянной массы. Содержание смол (X) в мас.% находят по формуле:

X=100×m₁/m₂,

где m ₁ - масса смол, г; m₂ - навеска нефти, г.

Недостатком указанного способа, основанного на адсорбции-десорбции нефтяного деасфальтизата на силикагеле, является трудоемкость и длительность процедуры.

Известен способ определения содержания смолисто-асфальтеновых веществ в нефти [RU 2001131939, опубл. 10.08.2003], включающий их адсорбцию с последующим промыванием адсорбата растворителем, десорбцию смол растворителем и определение количества смол и асфальтенов. Способ основан на том, что пробу анализируемой нефти адсорбируют на супертонком кварцевом волокне, после чего осуществляют промывание адсорбата растворителем в два приема, осажденные на супертонком кварцевом волокне смолисто-асфальтеновые вещества сжигают в потоке воздуха с образованием углекислого газа, а по содержанию углерода определяют первоначально суммарное содержание смол и асфальтенов, затем содержание асфальтенов, а содержание смол определяют по разности.

Недостатком указанного способа является трудоемкость и длительность процесса определения (принципиально не отличающегося от классического метода). К тому же использование различных сложных аналитических процедур может приводить к снижению точности определения.

Известен фотоколориметрический способ определения асфальтенов в нефти [Сборник Н.Т. Физикохимия и разработка нефтяных месторождений. Вып.30, 1975, 177 с.]. В соответствии с этим способом по калибровочной кривой зависимости оптической плотности раствора нефти от концентрации асфальтенов в бензоле определяют концентрацию асфальтенов в нефти. Используется график зависимости между коэффициентом светопоглощения дегазированной нефти и содержанием асфальтенов нефти. Коэффициент корреляции при этом достаточно высокий и составляет 0,916, что указывает на тесную связь между исследуемыми параметрами, близкую к функциональной. Для определения коэффициента светопоглощения готовят раствор из 0,2 мл дегазированной нефти в 50 мл бензола. Измерения производят на стандартных фотоколориметрах при нейтральном светофильтре в кювете шириной 5 мм.

Таким образом, для нахождения содержания асфальтенов в нефти достаточно определить коэффициент светопоглощения дегазированной нефти, затем по графику или по формуле найти весовое содержание асфальтенов.

Недостатком этого изобретения является некорректность использования прямого фотоколориметрирования нефти с целью определения содержания асфальтенов, так как в нефти наличие асфальтенов является хотя и существенным, но не единственным фактором в показателе светопоглощения нефтей. Известно, что достаточно весомый вклад в общий показатель светопоглощения нефти вносят и смолы. Таким образом, точность определения содержания асфальтенов снижена. Кроме того, этот способ неприменим для определения содержания смол в нефтях.

Известны фотоколориметрические способы определения фактических смол в углеводородных топливах и в бензинах [RU 2018121 С1, опубл. 15.08.1994; RU 2007711 C1, опубл. 15.02.1994]. Сущность изобретений состоит в том, что пробу бензина (углеводородного топлива) наносят на хроматографическую бумагу, сушат пропитанную бумагу, промывают ее n-гептаном, затем повторно сушат и мелконарезанную хроматографическую бумагу с фактическими смолами помещают в ацетонотолуольную смесь, встряхивают раствор, замеряют оптическую плотность раствора, а содержание фактических смол определяют по формуле: C_ф.с. =К·D, где C_ф.с. - концентрация фактических смол в бензине, мг на 100 см³ бензина (углеводородного топлива); К - эмпирический коэффициент; D - величина оптической плотности.

Однако этот способ не подходит для определения содержания смол в нефтях.

Задача изобретения - новый простой способ определения содержания смол в нефти, расширяющий арсенал известных способов и позволяющий сократить время исследования.

Технический результат изобретения - определение концентрации смол в нефтях на основе эмпирически установленной авторами зависимости.

Поставленная задача решается предлагаемым способом определения содержания смол в нефтях, заключающемся в том, что после стандартного процесса деасфальтизации, 0,5% раствор деасфальтизата в толуоле фотоколориметрируют в видимой части спектра при 510 нм, определяют его оптическую плотность, по оптической плотности производят расчет К_сп деасфальтизата по формуле, определяемой из закона Бугера-Ламберта-Бера:

К_сп =100%·D/0,4343CL [см^-1],

где K _сп коэффициент светопоглощения 0,5% раствора деасфальтизата в толуоле при 510 нм, см^-1 ;

D - величина оптической плотности при полосе поглощения 510 нм;

С - концентрация деасфальтизата в толуоле, %;

L - толщина поглощающего слоя раствора деасфальтизата в используемой жидкостной измерительной кювете, см.

Содержание смол в нефти в массовых % рассчитывают по формуле:

Формула выражает эмпирическую зависимость величины К_сп от содержания смол в нефтях. На чертеже представлена градуировочная кривая зависимости величины К _сп от содержания смол. Коэффициент корреляции (R) зависимости равен 0.978, что указывает на тесную связь между исследуемыми параметрами. Содержание смол в различных нефтях определяли классическим хроматографическим методом по ГОСТ 11868-66.

Изобретение иллюстрируется следующим примером конкретного выполнения.

Пример. Для осаждения асфальтенов к пробе нефти (нефть Зюзеевского месторождения, плотность 0,9144 г/см³) в количестве 4-5 г, помещенной в плоскодонную колбу, добавляют 200 мл петролейного эфира (40-70°С). После энергичного перемешивания смесь отстаивают в течение 24 часов. Осадок асфальтенов отфильтровывают и многократно промывают свежими порциями петролейного эфира. Фильтрат путем отгонки петролейного эфира доводят до объема исходной нефти с получением деасфальтизата. Деасфальтизат в количестве 0,25 мл разводят в 50 мл толуола и полученный раствор помещают в измерительную жидкостную кювету с толщиной поглощающего слоя 1 см. На фотометре КФК-3 измеряют оптическую плотность раствора при длине волны 510 нм. По значению оптической плотности (D=0,912) проводят расчет К_сп по формуле:

К _сп=100%·D/0,4343CL [см^-1].

Коэффициент светопоглощения равен 420 см^-1, а содержание смол, рассчитанное по формуле

равно 21,18 мас.%.

В контрольном опыте по определению содержания смол в пробе нефти Зюзеевского месторождения стандартным методом по ГОСТ 11868-66 получена величина 21,66 мас.%

Таким образом, заявленное изобретение позволяет легко, быстро и с высокой точностью определить содержание смол в нефтях.