Способ определения риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов, применяемых в нефтедобыче Российский патент 2024 года по МПК G01N33/26 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способам определения риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов, применяемых в нефтедобыче.

Качество нефти регламентируется требованиями ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». Одним из нормируемых показателей является содержание органических хлоридов во фракции нефти, выкипающей в диапазоне от температуры начала кипения до 204°С. Как правило, в нефти отсутствуют природные (нативные) хлорорганические соединения или их концентрация незначительна. Основной источник хлорорганических соединений, загрязняющих нефть, - это химические реагенты, применяемые в процессах нефтедобычи. В настоящее время нефтедобывающие компании строго контролируют качество применяемых химреагентов и не допускают к применению те из них, в которых содержатся хлорорганические соединения. Однако, как показывают многочисленные исследования, хлорорганические соединения могут образовываться и в результате взаимодействия применяемых химических реагентов. Одним из таких реагентов является соляная кислота, которая применяется как в виде водных растворов, так и в виде композиционных составов. Соляная кислота способна вступать во взаимодействие с непредельными соединениями, спиртами входящими в состав химических реагентов, с образованием хлорорганических соединений.

Известен способ определения содержания органического хлора в нефти после солянокислотных обработок (патент RU 2734388, МПК G01N 33/28, 33/2835, 30/06, опубл. 10.04.2022 г., бюл. № 28), включающий отбор нефти, перегонку нефти с целью получения фракции нефти, выкипающей до температуры 204°С, нафты, отмывку нафты от сероводорода и определение содержания органического хлора, при этом 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.

Недостатком способа является то, что он не предусматривает возможность определения риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов.

Наиболее близким является способ определения содержания хлорорганических соединений или органического хлора в химических реагентах (патент RU 2713166, МПК G01N 30/02, опубл. 04.02.2020 г., бюл. № 4) путем введения пробы химического реагента в пробу нефти, модели нефти или нефтепродукта с последующей перегонкой полученной смеси и определением содержания хлорорганических соединений или органического хлора в нафте любым из известных способов.

Недостатком данного способа является то, что при внесении в нефть солянокислотного состава и последующей перегонки нефти с целью получения нафты, в условиях высоких температур в перегонной колбе происходит образование дополнительного количества хлорорганических соединений, что приводит к получению недостоверного результата испытаний. Недостатком также является невозможность определения риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов.

Технической задачей является разработка способа оценки риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов, применяемых в нефтедобыче.

Техническим результатом является минимизация риска снижения качества добываемой нефти в части содержания в ней органического хлора, связанного с применением химических реагентов.

Технический результат достигается способом определения риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов, применяемых в нефтедобыче, включающим введение химического реагента в образец нефти.

Новым является то, что в образец нефти добавляют солянокислотный состав, содержащий соляную кислоту, в количестве 20% от ее объема и тщательно перемешивают, полученную смесь выдерживают не менее 2 ч, далее смесь нефти и солянокислотного состава обрабатывают щелочным раствором до нейтрализации, после этого смесь обезвоживают путем обработки в поле центробежных сил, из обезвоженной нефти отгоняют нафту и определяют в ней массовую долю органического хлора, наличие риска образования хлорорганических соединений подтверждают при содержании органического хлора в нафте, отогнанной из нефти, обработанной солянокислотным составом, более 2 млн^-1.

Также новым является то, что в качестве щелочного раствора применяют гидроокись калия или гидроокись натрия.

Способ определения риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов, применяемых в нефтедобыче, осуществляют следующим образом.

В пробу нефти с содержанием воды не более 3 % и органического хлора не более 2 млн^-1 добавляют пробу солянокислотного состава в количестве 20% на объем нефти и тщательно перемешивают.

В качестве солянокислотных составов используют композиционные составы, применяемые в нефтедобыче, содержащие соляную кислоту, например, загущенные кислотные составы - ЗКС, кислотный состав марки ИТПС-РС, солянокислотный состав ИТПС-708В, солянокислотную композицию HCL 24МЛ и др.

После тщательного перемешивания в течение 1 ч смесь выдерживают в статических условиях при комнатной температуре в течение времени, которое составляет не менее 2 ч. Далее смесь нефти и солянокислотного состава обрабатывают щелочным раствором с целью дальнейшей нейтрализации.

В качестве щелочного раствора используют 1 М раствор гидроокиси калия KOH по ГОСТ 24363-80 или гидроокиси натрия NaOH по ГОСТ 4328-77.

Определяют рН «свободной» и эмульгированной воды. После этого смесь обезвоживают путем обработки в поле центробежных сил. Из обезвоженной нефти отгоняют нафту и определяют в ней массовую долю органического хлора (в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52247).

Риск образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотного состава оценивают по величине значения результата испытаний. Наличие риска образования хлорорганических соединений подтверждают при содержании органического хлора в нафте, отогнанной из нефти, обработанной солянокислотным составом, более 2 млн^-1.

Примеры конкретного выполнения предлагаемого способа.

Пример 1

В емкость вместимостью 500 см³, снабженную винтовой крышкой, налили 300 см³ нефти и 60 см³ солянокислотной композиции HCL 24МЛ. Емкость с содержимым тщательно закрыли, энергично перемешали вручную в течение 0,5 мин и на лабораторном шейкере при скорости перемешивания 120 двойных ходов в минуту в течение 1 ч. Далее смесь выдержали в статических условиях при комнатной температуре в течение 2 ч. После этого смесь нефти и солянокислотного состава перелили в делительную воронку (первая делительная воронка), выдержали 5 мин и отделили водную фазу. В оставшуюся нефтяную фазу добавили 1 М раствор гидроокиси калия в объеме 170 см³. Делительную воронку закрыли притертой пробкой, энергично перемешали вручную в течение 1 мин, периодически приоткрывая крышку для отделения выделяющегося газа. Содержимое делительной воронки отстаивали 10 мин, слили водную фазу и определили в ней лакмусовой бумагой значение рН. Значение рН водной фазы составило 5, промывку повторили с новой порцией раствора гидроокиси калия. Значение рН составило 7, т.е. водная фаза нейтральная.

Далее определили значение рН показателя эмульгированной воды в эмульсии. Для этого из нефтяной фазы, которая находится в делительной воронке, слили объем, равный 20 % от объема нефтяной фазы - промежуточный слой. Оставшуюся нефтяную фазу тщательно перемешали в течение 0,5 мин, а затем отлили 50 см³ в центрифужный стаканчик, куда добавили 1 см³ 2 %-ного раствора деэмульгатора, закрыли стаканчик завинчивающейся крышкой, перемешали содержимое вручную в течение 0,5 мин далее содержимое стаканчика нагрели до 70°С, а затем термостатировали в течение 10 мин, после чего содержимое стаканчика центрифугировали в течение 10 мин на скорости не менее 4000 оборотов в мин. Содержимое центрифужного стаканчика перелили во вторую делительную воронку, выдержали 10 мин и отделили водную фазу. С помощью лакмусовой бумаги определили значение ее рН показателя. Значение рН эмульгированной воды составило 6, процедуру промывки нефтяной фазы повторили с новой порцией щелочного раствора. Значение рН составило 7,5, процедуру нейтрализации завершили.

После этого основной объем нефтяной фазы (в первой делительной воронке) подвергли обезвоживанию, для чего всю нефтяную фазу разлили по центрифужным стаканчикам, в каждый из которых добавили 1 см³ 2 %-ного раствора деэмульгатора, закрыли стаканчики завинчивающейся крышкой, перемешали вручную в течение 0,5 мин, прогрели содержимое стаканчиков до 70°С, а затем термостатировали в течение 10 мин, после чего содержимое стаканчиков центрифугировали в течение 10 мин на скорости не менее 4000 оборотов в минуту. Далее содержимое центрифужных стаканчиков перелили в третью делительную воронку, выдержали 10 мин и отделили водную фазу. Из нефтяной фазы, которая находится в третьей делительной воронке, слили объем, равный 20 % от объема нефтяной фазы. Оставшуюся в делительной воронке нефть тщательно перемешали, после чего из обезвоженной нефти отогнали нафту и определили в ней массовую долю органического хлора в соответствии с требованиями метода В ГОСТ Р 52247-2021. Содержание органического хлора в нафте, отогнанной из нефти, обработанной солянокислотной композицией HCL 24МЛ, составило 4,4 млн^-1, что превышает 2 млн^-1 и свидетельствует о том, что применение данного солянокислотного состава в нефтедобыче несет риск образования хлорорганических соединений.

Пример 2

В емкость вместимостью 500 см³, снабженную винтовой крышкой, налили 300 см³ нефти и 60 см³ солянокислотного состава ИТПС-708В. Емкость с содержимым тщательно закрыли, энергично перемешали вручную в течение 0,5 мин и на лабораторном шейкере при скорости перемешивания 120 двойных ходов в минуту в течение 1 ч. Далее смесь выдержали в статических условиях при комнатной температуре в течение 2 ч. После этого смесь нефти и солянокислотного состава перелили в делительную воронку (первая делительная воронка), выдержали 5 мин и отделили водную фазу. В оставшуюся нефтяную фазу добавили 1 М раствор гидроокиси натрия в объеме 170 см³. Делительную воронку закрыли притертой пробкой, энергично перемешали вручную в течение 1 мин, периодически приоткрывая крышку для отделения выделяющегося газа. Содержимое делительной воронки выдержали 10 мин, слили водную фазу и определили в ней лакмусовой бумагой значение рН. Значение рН водной фазы составило 7, т.е. водная фаза нейтральная.

Далее определили значение рН показателя эмульгированной воды в эмульсии. Для этого из нефтяной фазы, которая находится в делительной воронке, слили объем, равный 20 % от объема нефтяной фазы - промежуточный слой. Оставшуюся нефтяную фазу тщательно перемешали в течение 0,5 мин, а затем отлили 50 см³ в центрифужный стаканчик, куда добавили 1 см³ 2 %-ного раствора деэмульгатора, закрыли стаканчик завинчивающейся крышкой, перемешали содержимое вручную в течение 0,5 мин, далее содержимое стаканчика нагрели до 70°С, а затем термостатировали в течение 10 мин, после чего содержимое стаканчика центрифугировали в течение 10 мин на скорости не менее 4000 оборотов в мин. Содержимое центрифужного стаканчика перелили во вторую делительную воронку, выдержали 10 мин и отделили водную фазу. С помощью лакмусовой бумаги определили значение ее рН показателя. Значение рН эмульгированной воды составило 7, процедуру нейтрализации завершили.

После этого основной объем нефтяной фазы (в первой делительной воронке) подвергли обезвоживанию, для чего всю нефтяную фазу разлили по центрифужным стаканчикам, в каждый из которых добавили 1 см³ 2 %-ного раствора деэмульгатора, закрыли стаканчики завинчивающейся крышкой, перемешали вручную в течение 0,5 мин, прогрели содержимое стаканчиков до 70°С, а затем термостатировали в течение 10 мин, после чего содержимое стаканчиков центрифугировали в течение 10 мин на скорости не менее 4000 оборотов в минуту. Далее содержимое центрифужных стаканчиков перелили в третью делительную воронку, выдержали 10 мин и отделили водную фазу. Из нефтяной фазы, которая находится в третьей делительной воронке, слили объем, равный 20 % от объема нефтяной фазы. Оставшуюся в делительной воронке нефть тщательно перемешали, после чего из обезвоженной нефти отогнали нафту и определили в ней массовую долю органического хлора в соответствии с требованиями метода В ГОСТ Р 52247-2021.

Содержание органического хлора в нафте, отогнанной из нефти, обработанной солянокислотным составом ИТПС-708В, составило менее 2 млн^-1, т.е. риск образования хлорорганических соединений при применении данного кислотного состава отсутствует.

Предлагаемый способ позволяет оценить риск образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов, что обеспечивает минимизацию риска снижения качества добываемой нефти в части содержания в ней органического хлора, связанное с применением химических реагентов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам определения риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов, применяемых в нефтедобыче. Способ определения риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов, применяемых в нефтедобыче, включает введение химического реагента в образец нефти. При этом в образец нефти добавляют солянокислотный состав, содержащий соляную кислоту в количестве 20% от ее объема, и тщательно перемешивают. Полученную смесь выдерживают не менее 2 часов, далее смесь нефти и солянокислотного состава обрабатывают щелочным раствором до нейтрализации. После этого смесь обезвоживают путем обработки в поле центробежных сил, из обезвоженной нефти отгоняют нафту. Определяют в ней массовую долю органического хлора. Наличие риска образования хлорорганических соединений подтверждают при содержании органического хлора в нафте, отогнанной из нефти, обработанной солянокислотным составом, более 2 млн^-1. Техническим результатом является минимизация риска снижения качества добываемой нефти в части содержания в ней органического хлора, связанного с применением химических реагентов. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ определения риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов, применяемых в нефтедобыче, включающий введение химического реагента в образец нефти, отличающийся тем, что в образец нефти добавляют солянокислотный состав, содержащий соляную кислоту, в количестве 20% от ее объема и тщательно перемешивают, полученную смесь выдерживают не менее 2 часов, далее смесь нефти и солянокислотного состава обрабатывают щелочным раствором до нейтрализации, после этого смесь обезвоживают путем обработки в поле центробежных сил, из обезвоженной нефти отгоняют нафту и определяют в ней массовую долю органического хлора, наличие риска образования хлорорганических соединений подтверждают при содержании органического хлора в нафте, отогнанной из нефти, обработанной солянокислотным составом, более 2 млн^-1.

2. Способ оценки риска образования хлорорганических соединений при использовании солянокислотных составов, применяемых в нефтедобыче, по п.1, отличающийся тем, что в качестве щелочного раствора применяют гидроокись калия или гидроокись натрия.