Газохроматографическое исследование углеводородов С1-С6 сероводорода и меркаптанов в нефтяных продуктах (стр. 5 из 7)

Табл. 3. Распределение нефтей НГП по 5 типам

Тип нефти	Волго – Уральская
Классификация нефтей по плотности (%)
1	30,54
2	18,31
3	21,03
4	5,38
5	24,75
Классификация нефтей по содержанию серы (%)
1	92,93	99,00	58,21	73,33	58,18	13,53	97,06	81,25
2	7,07	0,80	34,33	26,22	39,29	37,14	2,94	18,75
3	-	0,20	6,72	0,44	2,38	21,84	-	-
4	-	-	-	-	0,14	17,96	-	-
5	-	-	0,75	-	-	9,53	-	-
Классификация нефтей по выходу фракции Ф200 (%)
1	78,87	59,93	60,00	58,41	55,45	48,32	97,22	66,67
2	5,63	8,99	20,00	6,07	12,01	23,05	2,78	-
3	5,63	8,99	20,00	6,07	12,01	23,05	2,78	-
4	4,23	3,37	5,45	2,80	6,71	8,04	-	-
5	11,27	27,72	14,55	32,71	25,83	20,92	-	33,33
Классификация нефтей НГП по выходу фракции Ф300 (%)
1	76,74	57,23	67,92	65,82	60,07	51,18	-	-
2	-	2,89	15,09	3,57	3,81	11,60	-	-
3	3,49	1,61	3,77	2,55	5,81	8,60	-	-
4	5,81	8,68	7,55	12,76	14,70	17,11	-	-
5	13,95	29,58	5,66	15,31	15,61	11,52	100	100

Количество нефтей 1-го типа по содержанию серы меньше всего в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (около 14%). Нефтей 1-го типа по выходу фракции Ф₂₀₀ меньше всего – в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (более 48% от всех нефтей провинции).

Следует отметить, что месторождения с высококачественной нефтью имеются на всей территории ВУНГП, однако на окраинах провинции они составляют абсолютное большинство. На рис. 1 представлено общее распределение нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по качеству. Видно, что около ²/₃ всех нефтей Урало-Поволжья имеют высокое качество, а оставшаяся ¹/₃ относится к нефтям низкого качества.

2. Экспериментальная часть

2.1 Реагенты и оборудование

Хроматограф Кристалл 5000.2; Компьютер;

Аналитическая программа для сбора и расчета хроматограмм Хроматек Аналитик 2.5.

Назначение прибора:

Хроматограф предназначен для анализа жидких, газообразных и твердых проб различных органических и некоторых неорганических соединений в составе комплекса программно – аппаратного для медицинских исследований на базе хроматографа «Хроматек – Кристалл 5000».

Эксплуатация хроматографа осуществляется в закрытых взрыво – и пожаробезопасных лабораторных помещениях при:

· температуре окружающего воздуха от 10 до 35 °С;

· относительной влажности не более 80%;

· атмосферном давлении от 84 до 107 кПа (от 630 до 800 мм. рт. ст.);

· содержании примесей в окружающем воздухе в пределах санитарных норм, регламентированных ГОСТ 12.1.005.

Техническое описание прибора:

Хроматограф «Кристалл 5000.2» конструктивно представляет собой настольный прибор, состоящий из функциональных узлов, размещенных в корпусе. Исключение составляет масс-спектрометрический детектор, который не входит в состав хроматографа и является самостоятельным прибором, способным работать как совместно с хроматографом, так и без него.

Хроматограф обеспечивает газохроматографическое разделение и детектирование:

· жидких проб, вводимых микрошприцем типа МШ-10М или дозатором автоматическим жидкостным ДАЖ-2М;

· газообразных проб, вводимых дозатором автоматическим газовым ДАГ-1М, или другим дозатором газовых проб из состава сервисных устройств;

сжиженных газов, вводимых краном-дозатором сжиженных газов;

· твердых проб, вводимых с помощью дозатора твердых проб или испарителя пиролитического.

Программное обепечение «Хроматек Аналитик» обеспечивает задание программы проведения анализов, обработку и вывод результатов анализа, а также выполнение поверки и диагностики хроматографа.

Некоторые технические характеристики:

Термостат колонок:

Размеры термостата колонок:

ширина250 мм;

высота 290 мм;

глубина 170 мм; Рабочая температура

От температуры окружающей среды +5 °С до 400 °С с дискретностью задания 0,1 °С.

Скорость программирования – от 1 до 120 °С\мин. Дискретность задания 0,1 °С\мин.

Количество изотерм – 5

Время охлаждения – от 400 до 50 °С за 5,5 мин. Электронные регуляторы расхода и давления Входное давление – от 0,36 до 0,44МПа

Количество регуляторов – от 4 до 6 в зависимости от конфигурации прибора

Расход газа-носителя – от 5 до 500 мл\мин

Расход водорода – от 5 до 500 ил\мин

Расход воздуха – от 5 до 800 мл\мин

Детекторы и испарители

Количество детекторов – до трех

Количество испарителей – до двух

Две термостатируемых зоны для испарителей и две термостатируемых зоны для детекторов.

Частота опроса сигналов детекторов – от 10 до 250Гц. Краны4-, 6 – 10 – портовые поворотные ручные или автоматические Термостатируемые или необогреваемые.

Передача данных. Интерфейс RS-232C или USB Аналоговая с программируемым электронным аттенюатором (выходнойсигнал О.ЛОмВ)

ширина 410 мм, высота 470 мм, глубина 590 мм, масса 43 кг Потребляемая мощность в режиме разогрева – 2300Вт в изотерме 300 °С – 650Вт

Таблица 1. Характеристика термостатов колонок

температурный диапазон термостата колонок, °С	от температуры окружающей среды +5 до +400
количество изотерм	5
Пределы детектирования:
Пламенно-ионизационный(ПИД), гС\с	2,5 х 10"12 по н-углеводородам
Пламенно-фотометрический(ПФД)
Объем термостат колонок, л	12,3
Питание	220В, 50Гц
Максимальная потребляемая мощность, кВт	1
Влажность, %	до 80

Газовое питание комплекса:

Азот особой чистоты по ГОСТ 9293 (объемная доля азота не менее 99,996%; объемная доля кислорода не более 0.001%; концентрация водяных паров не более 0,005rW; содержание оксида и диоксида углерода не нормируется);

гелий газообразный марки А по ТУ51–940 (объемная доля гелия не менее 99,995%; объемная доля азота не более 0,005%, объемная доля кислорода не более 0,0001%, объемная доля двуокиси углерода не более 0,0002%, объемная доля углеводородов не более 0,0001%, объемная доля водяных паров не более 0,0005%);

2.2 Методика определения содержания углеводородов С₁-С₆ по ГОСТ 13379–82

Объектом анализа является разгазированная нефть месторождений Самарской области

Анализ углеводородов проводился по ГОСТ 13379–82
«Определение углеводородов C₁-С₆ методом газовой хроматографии. Настоящий стандарт устанавливает метод определения углеводородов С₁-С₆ с массовой долей более 0,01% в нефти. Сущность метода заключается в разделении углеводородов С₁-С₆, входящих в состав нефти, методом газожидкостной хроматографии с последующей их регистрацией детектором по теплопроводности

В качестве сорбента для разделения углеводородов С1-С6 применяют оксид алюминия, модифицированную вазелиновым маслом.

Подключают и настраивают хроматограф. После выхода хроматографа на режим микрошприцем отбирают 1 мкл пробы нефти из пробоотборника. Вводят пробу в испаритель хроматографа так, чтобы игла микрошприца прошла в трубочку из фильтровальной бумаги. Затем запускают программу. Предварительно в программе был создан метод, по которому и будет проходить анализ.

После получения хроматограммы проводится ее обработка, которая включает в себя несколько последовательных этапов:

· Интегрирование пиков. Определение базовой линии пиков и измерение параметров пиков (время удерживания, площадь, высота).

· Идентификация пиков. Отнесение пиков на хроматограмме к тому или иному компоненту в таблице по параметрам удерживания.

· Градуировка. Анализы проб с известным содержанием анализируемых компонентов с целью вычисления коэффициентов чувствительности детектора к этим компонентам.

· Количественный расчет. Завершающая стадия количественного анализа, в которой производится расчет концентраций компонентов в анализируемой пробе. При проведении количественного расчета измеряют отклик анализируемого компонента и по имеющейся градуировочной зависимости рассчитывают его концентрацию.

Таким образом, хроматограмма, в зависимости от поставленной цели, может служить дня выполнения градуировки прибора либо для расчета концентраций в пробе с неизвестным содержанием компонентов.

После проведения анализа хроматограф вводят в режим охлаждения, который занимает 10 мин.

Полученные результаты выводятся на экране ПК в виде таблицы.

Рисунок 2. Типичная хроматограмма анализа углеводородов нефти на хроматографе Кристалл-5000.2 ПИД

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-ионизационнымдетектором (ПИД), и расчете результатов определения методом абсолютной градуировки. Методика аналогична методике определения углеводородов С₁-С₆ в нефти.