Методика определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов по ГОСТ 50803–95

2.3 Методика определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов по ГОСТ 50803–95

Объектом анализа является разгазированная нефть месторождений Самарской области.

Настоящий стандарт распространяется на меркаптансодержащие стабилизированные товарные нефти и устанавливает метод определения массовой доли сероводорода, метил- и этилмеркаптанов от 2,0 до 200 млн. в минус первой степени. При необходимости метод может быть использован для определения более высоких значений массовой доли сернистых соединений в нефти при соответствующем разбавлении ее бессернистым растворителем.

Метод может быть применен для газовых конденсатов и легких углеводородных фракций. Метод проводился по ГОСТ 50802–95, путем разделения компонентов анализируемой пробы с помощью газовой хроматографии, регистрации выходящих из хроматографической колонки сероводорода, метил- и этилмеркаптанов пламенно-ионизационным детектором (ПИД), и расчете результатов определения методом абсолютной градуировки. Методика аналогична методике определения углеводородов С₁-С₆ в нефти.

Рисунок 3. Типичная хроматограмма анализа сероводорода, метил- и этилмеркаптанов на Кристалле-5000.2 ПФД.

3. Обсуждение результатов

В настоящей дипломной работе на газовом хроматографе Кристалл 5000.2 был проведен компонентный анализ сорока образцов нефти с разных месторождений Самарской области. Целью работы является собрание и систематизация информации по среднему содержанию компонентов нефти с одной методикой.

3.1 Определение сероводорода, метил- и этилмеркаптанов по ГОСТ 50803–95

Результаты анализа представлены в таблице 2, таблице 3.

Таблица 2. Сравнительная характеристика сероводорода и меркаптанов в нефти

	Сероводород, % мольные	Метилмеркаптан, % мольные		Этилмеркаптан, % мольные
Север
Образец №1	0,000	0,001		0,002
Образец №2	0,09	0,006		0,017
Образец №3	0,09	0,005		0,040
Образец №4	0,04	0,001		0,001
Образец №5	0,05	0,0003		0,008
Образец №6	0,09	0,009		0,014
Образец №7	0,03	0,009		0,004
Образец №8	0,000	0,0007		0,008
Образец №9	0,04	0,002		0,007
Образец №10	0,04	0,003		0,012
Сред. значения	0,05	0,004		0,011
Юг
Образец №1	0,05	0,000		0,000
Образец №2	0,04	0,002		0,0004
Образец №3	0,06	0,001		0,002
Образец №4	0,04	0,0001		0,0002
Образец №5	0,03	0,003		0,004
Образец №6	0,06	0,002		0,003
Образец №7	0,03	0,001		0,002
Образец №8	0,05	0,004		0,001
Образец №9	0,04	0,003		0,005
Образец №10	0,06		0,003		0,004
Сред. значения	0,0466		0,00195		0,00258
Восток
Образец №1	1,60		0,08		0,04
Образец №2	1,37		0,06		0,03
Образец №3	0,97		0,07		0,06
Образец №4	1,77		0,07		0,05
Образец №5	0,73		0,05		0,01
Образец №6	1,47		0,09		0,03
Образец №7	1,59		0,05		0,02
Образец №8	1,63		0,004		0,004
Образец №9	0,78		0,03		0,05
Образец №10	1,52		0,07		0,04
Сред. значения	1,34		0,07		0,03
Запад
Образец №1	0,04		0,001		0,003
Образец №2	0,11		0,004		0,005
Образец №3	0,13		0,002		0,004
Образец №4	0,12		0,004		0,004
Образец №5	0,07		0,002		0,004
Образец №6	0,10		0,004		0,004
Образец №7	0,09		0,003		0,005
Образец №8	0,10		0,003		0,002
Образец №9	0,13		0,006		0,003
Образец №10	0,07		0,002		0,002
Сред. Значения	0,09		0,003		0,003

В таблице 2 представлена информация по компонентному содержанию сероводорода и меркаптанов по всей области. По результатам таблицы видно, что наибольшее содержание сероводорода наблюдается на востоке области – 1,343% мольн. На западе области содержание сероводорода – 0,0952% мольн. Север и юг лишь незначительно отличаются друг от друга Содержание меркаптанов в восточной части области также имеет максимальное значение по сравнению о остальными частями и составляет: 0,056% мольн. – метилмеркаптаны, 0,0326% мольн. – этилмеркаптаны.

Таблица 3. Сравнительная характеристика средних значений сероводорода и меркаптанов в нефти Самарской области

	Сероводород, % массовые	Метилмеркаптан, % массовые	Этилмеркаптан, % массовые
Восток	0,05	0,004	0,011
Юг	0,05	0,002	0,003
Север	1,34	0,056	0,033
Запад	0,09	0,003	0,003

В таблице 3 представлены средние значения содержаний сероводорода и меркаптанов по всей Самарской области. Нефть на севере наиболее сернистая в отличие от других частей области.

Рисунок 3. Диаграмма сравнительной характеристики средних значений сероводорода и меркаптанов в нефти Самарской области

По данным рисунка 3, на котором наглядно представлена общая картина компонентного состава нефти на содержание сероводорода и меркаптанов, видно, что в целом вся нефть в области сернистая. Но более выраженное содержание сероводорода и меркаптанов в северном районе. 4.2. Определение содержания углеводородов С₁-С₆ в нефти Самарской области

Результаты анализа представлены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4. Сравнительная характеристика углеводородов С₁-С₆ в нефти Самарской области по ГОСТ 13379–82

Восток	Метан, %массов.		Этан, %массов.		Пропан, %массов.		Изобутан, % массов.		Н-бутан, % массов.		Изопентан, % массов.			Н – пентан, % массов.	Гексан, %массов.
Образец №1	0,14		0,67		2,00		0,67		0,67		3,28			0,41	3,80
Образец №2	0,11		0,63		2,92		0,76		3,56		2,70			3,69	2,67
Образец №3	0,08		0,49		2,05		0,68		3,37		2,36			3,21	2,35
Образец №4	0,11		0,63		3,01		0,76		3,41		2,53			3,24	2,43
Образец №5	0,12		0,56		3,50		0,70		5,18		3,32			4,75	3,36
Образец №6	0,11		0,39		2,09		0,68		1,50		1,88			3,86	0,68
Образец №7	0,11		0,45		2,33		0,59		3,40		2,33			3,19	3,20
Образец №8	0,13		0,49		2,08		0,72		3,47		3,13			3,28	2,68
Образец №9	0,09		0,68		3,47		0,56		3,28		3,15			3,59	3,25
Образец №10	0,10		0,50		3,51		0,75		3,19		3,22			3,19	3,28
Ср.значение	0,11		0,55		2,69		0,69		3,10		2,79			3,24	2,77
Юг
Образец №1	0,06		0,68		3,64		0,63		5,89		4,68			5,89	4,58
Образец №2	0,15		0,42		1,95		0,88		3,75		2,71			3,79	2,02
Образец №3	0,19		0,41		1,96		0,54		2,75		2,07			2,35	1,63
Образец №4	0,20		0,77		2,12		0,64		2,65		2,16			2,73	2,18
Образец №5	0,13		0,49		2,42		0,92		3,89		3,17			4,19	2,86
Образец №6	0,17		0,43		2,32		0,60		2,73		3,12			2,25	2,12
Образец №7	0,10		0,48		2,13		0,55		2,68		3,12			2,86	2,75
Образец №8	0,15		0,39		2,41		0,63		2,61		2,01			2,39	2,09
Образец №9		0,05		0,61		2,38		0,71		2,68		3,02	2,51			2,13
Образец №10		0,12		0,40		2,38		0,74		2,18		2,16	2,81			2,76
Ср.значение		0,13		0,51		2,37		0,68		3,18		2,82	3,18			2,51
Север
Образец №1		0,21		0,56		2,35		0,65		2,85		1,92	2,25			1,49
Образец №2		0,11		0,39		1,48		0,50		2,28		1,98	2,60			1,78
Образец №3		0,08		0,41		1,69		0,45		2,34		1,69	2,76			2,41
Образец №4		0,12		0,47		2,06		0,61		2,25		1,54	1,70			1,23
Образец №5		0,10		0,38		1,58		0,48		2,12		1,74	2,58			1,13
Образец №6		0,13		0,40		1,68		0,49		2,13		1,67	2,56			1,13
Образец №7		0,10		0,39		2,00		0,52		2,38		1,60	2,70			1,21
Образец №8		0,14		0,38		2,51		0,58		2,16		1,72	2,61			1,25
Образец №9		0,12		0,42		1,57		0,47		2,30		1,55	2,38			1,20
Образец №10		0,11		0,38		1,73		0,39		2,10		1,67	2,63			1,17
Ср. значение		0,12		0,42		1,87		0,51		2,29		1,71	2,48			1,40
Запад
Образец №1		0,00		0,06		0,10		0,38		0,19		0,31	0,15			1,29
Образец №2		0,07		0,43		2,38		0,91		3,24		2,51	2,85			1,45
Образец №3		0,10		0,45		2,25		0,68		3,46		2,44	3,68			2,30
Образец №4		0,08		0,38		2,37		0,81		3,20		2,53	3,81			2,70
Образец №5		0,08		0,44		2,38		0,61		3,38		2,47	3,58			2,54
Образец №6		0,06		0,33		2,38		0,87		3,35		2,48	2,93			2,75
Образец №7		0,10		0,38		2,41		0,67		3,56		2,45	2,78			2,68
Образец №8		0,03		0,40		2,36		0,72		3,29		2,61	2,68			2,31
Образец №9		0,06		0,41		2,40		0,58		3,15		2,39	2,85			2,53
Образец №10		0,11		0,39		2,34		0,62		3,78		2,46	2,31			2,61
Ср.значение		0,07		0,37		2,14		0,69		3,06		2,27	2,76			2,32

По данным таблицы видно, что содержание углеводородов С₁-С₆ на востоке и юге области выше, чем на севере и западе.

Таблица 5. Средние значения сравнительной характеристики компонентного состава нефти Самарской области

	метан, % масс.	этан, % масс.	пропан, % масс.	изобутан, % масс.	н-бутан, % масс.	изопентан, % масс.	н – пентан, % масс.	гексан, % масс.
Восток	0,11	0,55	2,70	0,69	3,10	2,79	3,24	2,77
Юг	0,13	0,51	2,37	0,68	3,18	2,82	3,18	2,51
Север	0,12	0,42	1,87	0,51	2,29	1,71	2,48	1,40
Запад	0,07	0,37	2,14	0,69	3,06	2,27	2,76	2,32

Рисунок 2 Диаграмма сравнительной характеристики средних значений содержания углеводородов С₁-С₆ в нефти Самарской области

Из диаграммы, составленной по таблицам 4 и 5 видно, что наибольшее содержание углеводородов С₁-С₆ наблюдается на юге и востоке области. Следовательно, нефть в этих районах более легкая, в меньшей степени требующая доочистки.

Таким образом, по полученным результатам можно сделать вывод, что самарская нефть вся сернистая, но если смотреть по конкретным районам, то на севере она более тяжелая и вязкая, а на юге и востоке более легкая и маловязкая

Заключение

1. Проведен газохроматографический анализ сорока образцов нефти, отобранной в период с февраля по апрель текущего года, на содержание в них углеводородов С₁-С₆, сероводорода и меркаптанов. Показано, что все образцы содержали эти соединения в количестве, предусмотренных ГОСТ.

2. Для разных групп образцов проведена сравнительная характеристика содержания углеводородов С₁-С₆, сероводорода и меркаптанов с целью определения целесообразности их дальнейшей переработки без предварительной доочистки. Показано, что наибольшее содержание сероводорода и меркаптанов наблюдается в нефти, добываемой на севере области – 1,32% масс, а наименьшее – на юге (0,05% масс). Углеводородами наиболее обогащена северная часть, а наименьшие показатели в восточной части губернии.

3. В целом нефть Самарской области вся сернистая, но если смотреть по конкретным районам, то на севере она более тяжелая и вязкая, а на юге и востоке более легкая и маловязкая.

Список использованных источников

1. Берд В.Л., Кузин А.В. Предупреждение аварий в нефтеперерабатывающих и нефтехимических производствах. М.: Химия, 1984. -284 с.

2. Богомолов А.И., Гайле А.А., Громова В.В., Химия нефти и газа. Ленинград: Химия, 1989.423 с.

3. Вигдергауз М.С. \\ Аналитическая химия нефти. Куйбышев: КГУД990. 27 с.

4. Вигдергауз М.С. Некоторые проблемы аналитической химии нефти \\Успехи газовой хроматографии. Казань. Изд-во ИОХФ, им. Е.А. Арбузова КФАН СССР.1982. Вып.6.С.З-11

5. Гуревич А.Л., Русинов Л.А., Сягаев Н.А. Автоматический хроматографический анализ.-Л.: Химия, 1980–192с, ил – (серия «Автоматизация химических производств»)

6. Золотов Ю.А., Дорохова Е.Н., Фадеева В.И. Основы аналитической химии. Кн. 1 Общие вопросы. Методы разделения: Учебник для ВУЗов

Под ред. Золотова Ю.А. – М.: Высш. шк., 1996. – 383 с: ил.

7. Исагулянц В.И., Егорова Г.М., Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям. Изд-во: Химия. Москва: 1965.

8. Конь М.Я., Зелькинд Е.М., Шершун В.Г. «Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность за рубежом» М.:Химия 1986

9. Либ.Д., Либ С. Фактор нефти; как защитить себя и получить прибыль в период грядущего энергетического кризиса – The Oil Factor: How Oil Controls the Economy and Your Financial Future. – M.:Вильяме, 2006. – С. 320. ISBN0–446–53317–3

10. Прайс В., Аналитическая атомно-абсорбционная спектроскопия, пер. с англ., М., 1976

11. Проскуряков В.А., Драбкин A.E., Богомолов А.И., Гайле А.А., Химия нефти и газа. Ленинград: Химия, 1981. С. 22–26.

12. Сакодынский К.П., Бражников В.В., Волков С.А., Зельвенский В.Ю., Ганкина Э.С., Шатц В.Д Аналитическая хроматография – М.: Химия, 1993.-464с: ил. ISBN 5–7245–0136–8

13. Смит А., Прикладная инфракрасная спектроскопия, пер. с англ., М., 1982

14. Хавезов И., Цалев Д., Атомно-абсорбционный анализ, пер. с болг., Л., 1983.

15. Харламов И.П., Еремина Г.В., Атомно-абсорбционный анализ в черной металлургии, М., 1982

16. Сорокин Ю.Г., Сибилев М.С. Охрана труда в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Правила и нормы. Справочник. М.: Химия, 1985. – 384 с,

17. Эляшберг М.Е., Грибов Л.А., Серов В.В., Молекулярный спектральный анализ и ЭВМ, М., 1980;

18. Jonathan Bellarby Developments in Petroleum Science
Volume 56, 2009, Well Completion Design

19. Фандеев Н.П., Кулаков М.В. Автоматизация и контрольно-иэмерительные приборы, 1976, №3, с. 14–116.

20. Березкин В.Г. и др. Газовая хроматография в нефтехимии. М., Наука, 1975. 271 с.

21. Tahar Aïfa Fourth International Symposium on Hydrocarbons and Chemistry Volume 71, Issues 3–4, Pages 89–212,2010

22. Бур X., Ван Аркель П. Инженер-нефтяник, 1972, №2, с. 86–92.

23. Price J.G.W.J. Chromatogr. Sci., 1971, v. 9, №12, p. 722–728.

24. Hettinger J.D. е. a. J. Chromatogr. Sci.2001, v. 9, №12, p. 710–717.

25 Лурье Ю.Ю. Аналитическая химия промышленных сточных вод. М.: Химия, 1984, с. 315

26. Соколов В.Л., Фурсов А.Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2000. – 296 с.

27. http://www.varianinc.ru/solgas.html