Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Содержание сероводорода в нефти


Способ определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате

Изобретение относится к методам аналитического контроля качества нефти, нефтепродуктов и газового конденсата и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей отраслях промышленности. Для осуществления способа пробу отбирают в количестве 2-5 г, термостатируют при температуре 50-70°С и одновременно вытесняют сероводород и легкие меркаптаны инертным газом или воздухом в последовательно расположенные поглотительные растворы в течение 2-5 минут, при этом в качестве поглотительного раствора для определения сероводорода используют раствор углекислого натрия, а в качестве поглотительного раствора для определения легких меркаптанов используют раствор гидроокиси натрия. После полного извлечения сероводорода и легких меркаптанов в полученных растворах определяют количественное содержание сероводорода и легких меркаптанов методом йодометрического титрования. Способ обеспечивает расширение диапазона анализируемых продуктов, повышение точности определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате, сокращение времени проведения анализа и возможность проведения анализа не только в пределах стационарной лаборатории, получение результатов анализа в условиях, максимально соответствующих стандартизованным методам. 1 табл., 1 ил.

 

Предложение относится к методам аналитического контроля качества нефти, нефтепродуктов и газового конденсата и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей отраслях промышленности.

Известен способ определения содержания сероводорода в нефти и нефтепродуктах (Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. - М.: Изд-во "Гостоптехиздат", 1962, стр.428-431) методом экстрагирования в раствор хлористого кадмия, заключающийся в том, что 500 см3 испытуемого нефтепродукта загружают в делительную воронку и встряхивают в течение 10 минут со 100 см3 слабоподкисленного раствора хлористого кадмия. Реакция протекает по следующей схеме:

CdCl2+Н2S=CdS↓+HCl

Затем смесь отстаивают и сливают водный слой с содержащимся осадком сульфида кадмия CdS для дальнейшего количественного определения сероводорода любым известным методом (йодометрическое, потенциометрическое титрование и т.д.).

Недостатками данного способа являются большой объем анализируемой пробы, необходимость отстаивания экстракта и возможные потери осадка CdS в слое не разделившейся эмульсии и на стенках делительной воронки и связанное с этим снижение точности определения.

Известен способ определения содержания сероводорода и легких меркаптанов (метил- и этилмеркаптана) в нефти с помощью газовой хроматографии, основанный на испарении и вытеснении летучих компонентов нефти инертным газом-носителем в испарителе при температуре до 70°С, разделении компонентов нефти на хроматографической колонке при температуре 35-60°С, регистрации выходящих из хроматографической колонки сероводорода и легких меркаптанов пламенно-фотометрическим детектором и расчете результатов определения методом абсолютной градуировки (ГОСТ Р 50802-95). Данный способ закреплен в качестве стандартного метода испытаний в ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" для определения принадлежности нефти к определенному виду при поставке потребителям.

Недостатком данного способа является необходимость использования сложного и дорогостоящего оборудования, невозможность проведения анализа вне стационарной лаборатории, большая погрешность и разброс результатов измерений, связанные со слишком малым объемом анализируемой пробы и ограничение диапазона анализируемых продуктов практически только нефтями товарного качества.

Известен способ определения содержания сероводорода и меркаптанов в нефтепродуктах, основанный на потенциометрическом титровании (ГОСТ 17323-71 "Топливо для двигателей"). Данный способ включает в себя отбор пробы, разбавление ее растворителем и дальнейшее потенциометрическое титрование и построение кривой титрования, которая представляет собой зависимость значения электродного потенциала от объема титранта, нахождение точки эквивалентности по графику, позволяющее рассчитать концентрацию меркаптанов в пробе. Содержание сероводорода определяется по разности объемов титранта, израсходованных на титрование до и после удаления сероводорода из нефтепродукта.

Недостатками данного способа являются длительность проведения анализа и высокая стоимость нитрата серебра, применяемого для титрования, вовлечение в анализ не только легких меркаптанов, но и тяжелых меркаптанов и сернистых соединений других классов, что приводит к пологим кривым потенциометрического титрования и связанной с этим погрешности при определении точки эквивалентности, а также к завышению результатов анализа по меркаптанам. Высока погрешность определения содержания сероводорода по разности результатов двух анализов в связи с неточностью самих определений и с потерями легких меркаптанов в процессе связывания сероводорода. Эти недостатки приводят к сужению диапазона анализируемых продуктов практически только нефтепродуктами, а именно топливами для двигателей.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ определения содержания сероводорода в мазуте (нефтепродукте), включающий отбор и подготовку пробы, вытеснение сероводорода из полученной массы инертным газом в поглотительный раствор, количественное определение сероводорода методом йодометрического титрования (Пат. №2155960, МПК G 01 N 33/22, опубл.10.09.2000). По известному способу берут навеску мазута 20-50 г и разбавляют в соотношении 1:1 органическим растворителем, размешивают до однородной массы, далее вытесняют сероводород инертным газом в течение 1-2 ч в поглотительный раствор (30%-ный раствор хлористого кадмия) и производят количественное определение содержания сероводорода методом йодометрического титрования.

Недостатками данного способа являются: необходимость разбавления и перемешивания нефтепродукта в процессе подготовки пробы, что ведет к потерям сероводорода и неточности результата анализа; относительно большой объем анализируемой пробы и связанная с этим длительность процесса продувки нефтепродукта инертным газом. Способ не обеспечивает одновременного определения сероводорода и легких меркаптанов в нефти и в газовом конденсате, и легких меркаптанов в нефтепродуктах.

Технической задачей предлагаемого способа является расширение диапазона анализируемых продуктов, повышение точности определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате, сокращение времени проведения анализа, возможность проведения анализа не только в пределах стационарной лаборатории и получение результатов анализа в условиях, максимально соответствующих стандартизованным методам.

Результат достигается способом определения сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате, включающим отбор и подготовку пробы, вытеснение сероводорода и легких меркаптанов инертным газом в поглотительные растворы и количественное определение сероводорода и меркаптанов методом йодометрического титрования. Новым является то, что пробу нефти, нефтепродукта или газового конденсата отбирают в количестве 2-5 г, термостатируют при температуре 50-70°С и одновременно вытесняют сероводород и легкие меркаптаны инертным газом или воздухом в последовательно расположенные поглотительные растворы в течение 2-5 минут, при этом в качестве поглотительного раствора для определения сероводорода используют раствор углекислого натрия, а в качестве поглотительного раствора для определения легких меркаптанов используют раствор гидроокиси натрия.

На чертеже приведена схема лабораторной установки для определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате.

С помощью лабораторной установки осуществляют вытеснение сероводорода и легких меркаптанов из нефти, нефтепродуктов и газового конденсата воздухом или инертным газом в поглотительные растворы. В течение небольшого промежутка времени, которое требуется для вытеснения сероводорода и легких меркаптанов и проведения анализа, сероводород не успевает в значительной мере окислиться кислородом воздуха, поэтому в качестве инертного газа может использоваться воздух.

Установка включает шприц-пробоотборник 1 для отбора анализируемых проб, склянку 2 для барботирования нефти, нефтепродуктов или газового конденсата воздухом или инертным газом, термостат 3, в котором для более полного вытеснения сероводорода и легких меркаптанов поддерживается температура 50-70°С, соединительные шланги 4, склянки с поглотительными растворами 5 и 6, кран 7, регулирующий подачу воздуха, насос вакуумный 8, баллон 9 с инертным газом, например с гелием.

Предлагаемый способ соответствует критериям патентоспособности: новизна и изобретательский уровень, и промышленная применимость.

Предлагаемый способ определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате апробирован в лабораторных и промысловых условиях на нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате с различным содержанием сероводорода и легких меркаптанов.

Пример конкретного выполнения.

Пример 1. Для определения использовали сернистую нефть с предполагаемым содержанием сероводорода 100-150 ppm, легких меркаптанов 5-10 ppm. Пробу нефти объемом 2 см3 отбирают медицинским одноразовым шприцем 1. Масса нефти определяется по разности масс шприца до и после ввода пробы. Ввод пробы нефти осуществляют путем выдавливания нефти из шприца 1 во входной патрубок склянки 2, которая помещена в термостат 3 с температурой 60°С, при включенном на всасывание вакуумном насосе 8. К склянке 2 последовательно подсоединены склянки 5 и 6, в которые залито соответственно по 10 см3 5%-ного раствора углекислого натрия (для поглощения сероводорода) и 5%-ного раствора гидроокиси натрия (для поглощения легких меркаптанов). Продувку воздухом осуществляют в течение 2 минут, после чего количественно определяют содержание сероводорода и легких меркаптанов методом йодометрического титрования. Содержание сероводорода составило 137 ppm, а легких меркаптанов - 7,8 ppm.

Пример 2. Для определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефтепродуктах использовали насыщенное минеральное масло, через которое в течение 10 минут барботировали сероводородсодержащий газ. Определение сероводорода и легких меркаптанов проводили по той же схеме, что и в первом примере. Пробу нефтепродукта отбирали в количестве 5 г и продувку осуществляли инертным газом (гелием) в течение 5 минут. Содержание компонентов составило: сероводорода 35,1 ppm, а легких меркаптанов 6,5 ppm.

Пример 3. Исследование газового конденсата с очень высоким содержанием сероводорода и легких меркаптанов проводили по той же схеме, что и в первом примере, только продувку воздухом осуществляли в течение 5 минут для более полного извлечения исследуемых компонентов. Содержание сероводорода составило 3486 ppm, а легких меркаптанов - 726,6 ppm.

В таблице приведены результаты определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате при различных технологических условиях по предлагаемому способу и по прототипу. Ввиду того, что для определения сероводорода в минеральном масле не требуется разбавление растворителем и перемешивание, в данном примере прототипу соответствовали масса пробы и время продувки гелием.

Таблица
№пппНаименование исследуемого продуктаМасса пробы, гПродувкаПодготовка пробыВремя продувки, минСодержание, ppm
Температура, °СРазбавление и перемешиваниесероводородалегких меркаптанов
1Нефть5,21воздухом55-524,95,9
2Нефть5,33гелием55-525,15,9
3Нефть3,14воздухом60-31377,8
4Нефть3,09гелием60-31377,7
5Нефть2,05воздухом70-255612,5
6Нефть2,12гелием70-254813,8
7Газовый конденсат2,03воздухом64-23486727
8Газовый конденсат2,04гелием60-23522733
Сравнение способов определения
9Минеральное масло (предлагаемый)2,11гелием60-235,16,5
10Минеральное масло (предлагаемый)5,24гелием60-535,36,2
11Минеральное масло (прототип)20,2гелием24-6029,8не подлежит определению
12Минеральное масло (прототип)50,3гелием24-9025,1не подлежит определению
13Мазут (предлагаемый)5,31гелием60-513,65,7
14Мазут (предлагаемый)5,12гелием60-513,25,5
15Мазут (прототип)20,1гелием24+6010,8не подлежит определению
16Мазут (прототип)50,5гелием24+908,3не подлежит определению

Из приведенных данных видно, что при варьировании температур, масс проб и времени продувки в указанных диапазонах результаты определения сероводорода и легких меркаптанов по предлагаемому способу имеют незначительные расхождения (0,5-1,5%) или хорошую сходимость.

При определении содержания сероводорода в нефтепродуктах (насыщенном минеральном масле и мазуте) по способу прототипа сходимость составляет 9,5-17,5%. Значение содержания сероводорода при определении по прототипу ниже чем при определении его по предлагаемому способу на 9,6-19%.

Предлагаемое техническое решение может быть использовано для аналитического контроля содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате.

Использование предлагаемого технического решения позволит сократить время проведения анализа, ликвидировать необходимость использования дорогостоящего оборудования и реактивов. Достоинством данного технического решения является расширение диапазона анализируемых продуктов, повышение точности определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате, сокращение времени проведения анализа и возможность проведения анализа как в стационарной лаборатории, так и вне ее, получение результатов анализа в условиях, максимально соответствующих стандартизованным методам.

Диапазон определения сероводорода по предлагаемому способу составляет 1-5000 мг/л, а меркаптанов - 5-1000 мг/л.

Способ определения содержания сероводорода и легких меркаптанов в нефти, нефтепродуктах и газовом конденсате, включающий отбор и подготовку пробы, вытеснение сероводорода и легких меркаптанов инертным газом в поглотительные растворы, количественное определение сероводорода и легких меркаптанов методом йодометрического титрования, отличающийся тем, что пробу отбирают в количестве 2-5 г, термостатируют при температуре 50-70°С и одновременно вытесняют сероводород и легкие меркаптаны инертным газом или воздухом в последовательно расположенные поглотительные растворы в течение 2-5 мин, при этом в качестве поглотительного раствора для определения сероводорода используют раствор углекислого натрия, а в качестве поглотительного раствора для определения легких меркаптанов используют раствор гидроокиси натрия.

www.findpatent.ru

Сероводород суммарного содержания - Справочник химика 21

    В конце программы приведены исходные данные для расчета стабилизатора бензина [5]. Нестабильный бензин с долей отгона бк = 0,06 подается на шестую теоретическую тарелку. Всего тарелок в колонне 14, в том числе в отгонной секции — 8. Выход дистиллята принят равным суммарному содержанию в исходной смеси сероводорода и легких углеводородов, включая н-бутан, что составляет 0,25. Флегмовое число по горячему орошению принято равным 2, по холодному орошению / о=1,6. Относительные летучести рассчитаны по константам фазового равновесия, найденным при давлении 1,3 МПа (13 атм) и принятой средней температуре в стабилизаторе 135 °С [6]. Указанные величины, а также состав газобензиновой смеси и константы фазового равновесия при 1,25 МПа (12,5 атм) и 40 °С, необходимые для расчета однократного испарения в газосепараторе, даны в конце программы. [c.61]     В природном и попутном газах отдельных месторождений содержатся сероводород и сероорганические соединения от нескольких миллиграммов на литр до 25%, Кроме сероводорода в газе содержится диоксид углерода, по своим физико-химическим свойствам близкий к сероводороду. Суммарное содержание сероводорода и диоксида углерода обычно называется кислым газом. Технические условия на товарный газ лимитируют содержание сероводорода до 0,02 г/м газа. Содержание диоксида углерода ГОСТом не лимитируется, однако его присутствие в товарном газе нежелательно, так как он является балластом и при транспортировке газа увеличивает затраты на транспорт. При использовании газа в низкотемпературных процессах диоксид углерода замерзает и откладывается на поверхности теплообменной аппаратуры, что снижает теплопроводность через стенки и может полностью перекрыть движение газа. Поэтому диоксид углерода рационально извлекать из газа вместе с сероводородом. [c.192]

    Следует отметить, что суммарное содержание серы в сырье еще не определяет скорости старения катализатора, так как не все Сернистые соединения одинаково активны и не из всех в процессе каталитического крекинга могут образоваться активные сернистые соединения, в том числе и сероводород. [c.53]

    Применяемый пропан не должен содержать более 5% фракций Са и С, и 2% пропилена сероводород и меркаптаны должны отсутствовать. Время, необходимое для определения суммарного содержания смолисто-асфальтовых веществ по описанному методу, 10—12 час. Содержание пропановых смол во всех случаях меньше на 15—35% силикагелевых вследствие растворения пропаном низкомолекулярных смол, с одной стороны, и способности силикагеля наряду со смолами адсорбировать и другие полярные соединения, а также некоторые углеводороды, с другой. УБ азанный метод вряд ли может быть рекомендован для широкого пользования вследствие сложности аппаратурного оформления. [c.466]

    Расчет. Суммарное содержание сероводорода, сульфид- и гидро сульфид-ионов в расчете на h3S (л ) в мг/л вычисляют по формуле [c.204]

    Проведение анализа. Перед началом анализа прибор проверяют на герметичность. Создают вакуум при помош и напорной склянки одной из измерительных бюреток. После устранения обнаруженных неплотностей систему и колонку продувают углекислым газом со скоростью 40 мл мин. Для анализа в бюретку 5 забирают 100 мл газа и определяют в нем суммарное содержание двуокиси углерода н сероводорода по поглощению в 33%-ном растворе КОН. Содержание кислорода определяют по поглощению в растворе пирогаллола. Остаток газа после абсорбционного анализа остается в бюретке -5 для дальнейшего хроматографического анализа. Часть этого газа расходуют на промывку системы. [c.852]

    По найденному общему содержанию сероводорода, гидросульфид- и сульфид-ионов можно рассчитать раздельно концентрации Н25, Н5 и 5 -, если известна концентрация ионов водорода (pH сточной воды). Для этого выражают найденное суммарное содержание НгЗ, НЗ и 5 в моль/л (величина а) и решают совместно три уравнения  [c.74]

    Суммарное содержание сульфатов и карбонатов в подаваемой на ЭЛОУ воде не должно превышать их содержания в речной воде, т. е. не должно быть выше 300 мг/л. Это необходимо для того, чтобы избежать образования осадков в коммуникациях и теплообменной аппаратуре ЭЛОУ. Содержание сероводорода в промывной воде не должно превышать 20 мг/л. При более высокой концентрации сероводорода возможна коррозия оборудования. С учетом того, что на промывку подается 5 °/о воды (в пересчете на нефть), содержание сероводорода составляет всего 1 мг/л. Присутствие в небольших количествах фенолов и аммиака (50—60 мг/л) не мешает технологическому процессу в ЭЛОУ. [c.10]

    При наличии в воздухе производственных помещений окиси углерода и органических веществ пользование коробками марки М допускается при условии, что суммарное содержание вредных веществ (кислые газы, сероводород и органические пары) не более 50 ПДК (предельно допустимая концентрация). [c.328]

    Установить в настоящее время предельно допустимое содержание сероводорода в газе с позиций коррозионной опасности еще нельзя из-за отсутствия достаточного числа экспериментальных данных. Что же касается углекислого газа, то согласно [166] коррозионно-опасными считаются газы, в которых парциальное давление СОг превышает 2 МПа, коррозионно-неактивными — в которых парциальное давление СОг ниже 5-10 Па. Когда парциальное давление СОг находится между 5 и 2-10 Па, считают, что коррозия может возникнуть. Степень воздействия двуокиси углерода зависит от минерального состава воды, а также наличия низкомолекулярных кислот, в присутствии которых коррозия наступает при меньшем давлении двуокиси углерода. О составе водных конденсатов некоторых месторождений Краснодарского края можно судить по данным табл. 9,2 [184]. Как видно, суммарное содержание агрессивных компонентов превышает 200 мг/л, а среда является слабокислой, прн которой и наблюдается рост коррозии. [c.287]

    Основываясь на различной термической стойкости разных групп сераорганических соединений, Мак Кой и Вейс [114] использовали процесс термокаталитического обессеривания как метод группового анализа сернистых соединений нефтяных фракций. Оказалось, что над окисью алюминия при 450° С разлагаются только сульфиды и меркаптаны. Тиофены в этих условиях не разлагаются. Это давало возможность раздельного определения двух групп сернистых соединений в нефтяных фракциях. Применялась такая последовательность анализа определяли суммарное содержание серы, затем проводили термо-каталитическое обессеривание и по выделившему сероводороду устанавливали содержание сульфидной серы содержание тиофеновой серы определяли по разности. [c.372]

    Практика заставила, помимо определения суммарного содержания серы, ввести характеристику бензинов на докторскую пробу, дающую возможность качественно определить содержание меркаптанов, и испытание на медную пластинку, позволяющее также качественно определять содержание сероводорода и свободной серы. [c.106]

    В водных растворах сероводород присутствует в трех формах неионизированный НгЗ, в виде ионов Н5- и в виде ионов 5 . Относительные концентрации этих форм в водной фазе анализируемой сточной воды зависят прежде всего от pH этой воды, в меньшей мере от ее температуры и общего солесодержания. Приводимые ниже методы анализа дают суммарное содержание всех трех форм, далее, пользуясь табл. 10 (см. ниже), рассчитывают содержание каждой формы в отдельности. [c.202]

    Расчет. Суммарное содержание сероводорода, сульфид- и гидро-сульфид-ионов в расчете на Н23(д ) в мг/л находят по формуле [c.207]

    Эти данные свидетельствуют о сходстве состава насыщенных растворов в части суммарного содержания кислого газа. Однако отношение сероводород двуокись углерода в кислых газах на обеих установ- [c.401]

    Расчет. Суммарное содержание сероводорода, сульфид- и [c.91]

    Ход определения. Навеску 0,5 г анализируемого пигмента растворяют при нагревании в соляной кислоте с добавлением нескольких капель азотной кислоты. После удаления сероводорода кипячением раствор охлаждают, немного разбавляют и отфильтровывают нерастворившийся остаток. Объем фильтрата доводят в мерном цилиндре емкостью 500 мл до метки. Затем отбирают пипеткой 50 мл полученного фильтрата, приливают 100 мл воды и подщелачивают добавлением 10—15 мл 6 н. раствора аммиака. Суммарное содержание обоих элементов определяют титрованием комплексоном по эриохрому черному Т. В оттитрованный раствор добавляют затем небольшое количество купраля и через 5 мин. титруют 0,1 М раствором хлорида магния. Израсходованное на титрование количество комплексона соответствует содержанию кадмия. [c.497]

    Экспериментально найдено общее содержание сероводорода С, суммарное содержание [НЗ ] + [НСО ] = Щ и суммарное содержание [НгЗ] + [СОг] = К. Решая совместно уравнения [c.54]

    Оборудование предприятий нефтехимии и нефтепереработки рабо-тг1ет в условиях действия механических напряжений, высоких температур, природных и технологических коррозионно-активных сред, инициирующих возникновение и накопление повреждений, приводящих со временем к нарушению его работоспособности. Преобладающая часть парка оборудования нефтепереработки имеет поверхностный контакт с рабочей средой, эксплуатируется в очень жестких режимах -- в условиях действия высоких давлений и температур. Современные технологические процессы ориентированы на углубление переработки нефтяного сырья. Увеличение выхода светлых нефтепродуктов связано с повышением роли деструктивных процессов переработки нефти, что в свою очередь ведет к интенсификации технологических процессов и усложнению конструкции оборудования. В последние годы в переработку вовлекаются все большие объемы нефтей с повьппенным содержанием сероводорода, минеральных солей и газоконденсатов с высоким содержанием агрессивных компонентов. Это обстоятельство значительно усложняет условия эксплуатации оборудования, вызывая интенсивное развитие различных коррозиошак процессов. Коррозионная активность технологических сред является одним из основных факторов, снижающих надежность металлических конструкций и способствующих зарождению трещин [4]. Агрессивное воздействие рабочих сред обусловлено обводненностью нефти, наличием в ней кислых компонентов, сернистых и хлористых соединений, а так же применением в процессе подготовки и переработки коррозионно-активных реагентов. Как показали результаты диагностирования 59 резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов (годы постройки 1975 - 80, объем резервуаров 20 ООО м ), при суммарном содержании в нефти воды, хлора и серы более 3 % коррозионное растрескивание имело место во всех резервуарах, эксплуа-тировавпшхся более 15 лет [3]. Особую опасность представляет разрушение оборудования в условиях действия водородосодержащих и водородо-вьщеляющих сред. [c.7]

    Жесткость воды. Природная вода — это, как правило, сложная система, содержащая ряд минеральных, а также органических соединений и газов (диоксида углерода, кислорода, азота, иногда сероводорода, метана и др.). Свойство природной воды, определяемое растворенными в ней солями кальция и магния, составляют так называемую жесткость воды. В Советском Союзе жесткость воды выражают числом миллиграмм-эквивалентов ионов a + и g + в 1 л ее. Например, жесткость, равная единице, означает суммарное содержание ионов Са + и Mg + в количестве 1 мг-экв в 1 л воды, что соответствует 20,04 мг Са2+ или 12,16 мг М +. [c.184]

    Целью общего анализа является определение суммарного со-.держания соединений кислотного характера (сероводорода, меркаптанов и двуокиси углерода), суммарного содержания непредельных углеводородов, кислорода, по содержанию которого рассчитывают процент воздуха в пробе газа, и окиси углерода. [c.112]

    Определение суммарного содержания сероводорода, меркаптанов и углекислоты. При определении в газах крекинга суммарного 1 содержания HgS, RSH и Og в качестве поглотителей нри- [c.112]

    Бензиновые фракции большинства исследованных нефтей Сибири по содержанию общей серы удовлетворяют требованиям ГОСТа ка авиационные бензины, В основном они содержат сульфидную серу и не содержат сероводорода. Суммарное содержание элементарной и меркаптанной серы в этих бензинах 0,0001-0,0020 , Бензиновые фракции усть-балыкской (скважина 547) и западно-сургутской (скважина 196) нефтей по содержанию общей серы удовлетворяют требованиям ГОСТа на автомобильные бензины и содержат О,0034-0,004И агрессивной оеры (табл,148). Компоненты топлива ТС-1 изученных нефтей удовлетворяют требованиям ГОСТа по общей сере. Топлива содержат в основном сульфидную серу. Содержание меркаптанной серы составляет от 0,0000 до 0,0009 вес,5 , т,е, в несколько раз меньше нормы, а элементарной -от 0,0000 до 0,0024 вес. (табл. 149). Топливо из высокосернистой западно-сургутской нефти (скважина 196) не удовлетворяет требованиям ГОСТа по общей и агрессивной сере. [c.185]

    Существующие методы анализа не дают возможности непосредственно определить содержание каждой из этих форм в отдельности. Экспериментально можно определить общее содержание углекислоты, общее содержание сероводорода, суммарное содержание НСО и Н8 и суммарное содержание НгЗ дд № СОзовов- Таким образом, экспериментально могут быть найдены следующие величины  [c.53]

    Бензиновые фракции большинства исследованных нефтей Сибири по содержанию общей серы удовлетворяют требованиям ГОСТа на авиационные бензины. В основном они содержат сульфидную серу и не содержат сероводорода. Суммарное содержание элементарной и меркаптанной серы в этих бензинах 0,0001-0,0020 . Бензиновые фракции усть-балыкской (скважина 547) и западно-сзгргутской (скважина 196) нефтей по содержанию общей серы удовлетворяют требованиям ГОСТа на автомобильные бензины и содержат 0,0034-0,0041 агрессивной серы (табл.148). [c.185]

    В нефтях, даже в высокосернистых, содержание сероводорода незначительно так, например, в ишимбайской нефти с суммарным содержанием серы 2,5—3% сероводорода имеется 0,02— 0,03%. Однако при переработке, особенно при крекинге, сернистых нефтей высокомолекулярные соединения серы, в первую очередь дисульфиды с открытой цепью, разлагаются (при 200— 250—350°) с образованием сероводорода. Продукты перегонки нефти могут поэтому содержать 0,7% Нг8 и более, т. е. во много раз больше, чем в исходной нефти. Это очень затрудняет переработку сернистых нефтей, так как сероводород и меркаптаны химически очень активны и ядовиты они опасны для здоровья и жизни людей они разрушают металл аппаратуры портят качества нефтепродуктов. Для очистки нефтепродуктов от сернистых соединений требуются специальные, порой сложные процессы. Для защиты аппаратуры от сернйстой коррозии принимают особые меры, что удорожает и осложняет переработку. [c.21]

    Ближний Восток. Нефтяные месторождения Персидского залива, разведанные в течение, последних 10 лет, представляют собой наиболее богатые залежи нефти. В Иране уже давно добывается большое количество нефти. Основная добыча нефти приходится на такие известные месторождения, как Ага-Джари, Ках-Саран и Центральная площадь. Нефти содержат большое количество природного газа с высоким содержанием сероводорода и, кроме того, содержат от 1 до 2% серы. Суммарное содержание бензиновых и керосиновых фракций в нефтях составляет приблизительно 50%, а газойля около 25%. Асфальта содержится от 15 до 20%, в общем они близки к нефтям Мид-Континента среднего и низкого качества. Нефтяные пласты огромны, и добыча очень стабильна, что обеспечивает постоянство состава и качества нефтей в течение длительного периода времени. Нефтеносные свиты приурочены к нижнемиоценовым известнякам. До 1951 г. добыча нефти в Иране составляла около 5% всей мировой добычи [И, 24, 36, 32Ь]. [c.58]

    Разработаны специальные модификации катализаторов и промоторов, позволяющие осуществлять в регенераторе окисление оксида углерода в диоксид, улавливание оксидов серы из дымовых газов регенерации и последующее их восстановление в сероводород в зоне крекинга, повышать на 3—4 пункта октановое число (и. м.). У катализаторов последних модификаций резко выросла способность сохранять каталитические свойства при осаждении больших количеств металлов из сырья. Так, на обычных промышленных цеолитсодержащих катализаторах при суммарном содержании никеля и ванадия 0,5% конверсия сырья снижается более чем в 2 раза, резко ухудшается селективность кре-КИН13, повышается выход кокса, сухого газа и водорода. На специально приготовленных цеолитсодержащих катализаторах в этих же условиях конверсия сырья практически не снижается, селективность изменяется незначительно. [c.115]

    При анализе топлив часто определяют содержание отдельных классов сернистых соединений, так как одни из них (сероводород, меркаптаны) обладают сильной коррозионной активностью, а другие практически инертны. В нефтях обычно определяют суммарное содержание серы. Для этого навеску нефти сжигают в бомбе (ГОСТ 3877—49) или в лодочке, помещая ее в печь для элементного анализа (ГОСТ 1437—75). Для проведения анализа по первому методу нужно более 20 ч наиболее простым и точным является метод сжигания навески иефти в печи, не связанный с последующим весовым определением серы в виде BaSO,. [c.61]

    Порядковый номер скруббера по ходу газа Содержание сероводорода в газе, г/нлгЗ Уловлено сероводорода, г/нжЗ Степень извлечения сероводорода, % Суммарная степень очистки газа % [c.274]

    Очистка сжиженных газов. Концентрация сернистых соединений в сжиженных газах и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), получаемых при переработке сероводородо- содержащих газоконденсатных смесей, как правило, выше допустимого ГОСТ 20448—75 уровня. К примеру, суммарное содержание сернистых соединений в пропан-бутановой фракции (ПБФ), получаемой на П1 очереди Оренбургского ГПЗ, составляет 0,3% (масс.). При этом ПБФ содержит диоксид углерода, сероуглерод, сероводород, тиолы и т. д. [c.116]

    Горячий регенерированный раствор из сборника 8 насосом 9 прокачивается через теплообменники 4 и оросительные холодильники 10 Охлажденный до 35—42 °С раствор снова возвращается в скрубберы для улавливания сероводо рода Общая щелочность поташного и содово-поташного раствора 110—150 г/л. а содового — 45—55 г/л, содержание сероводорода не должно превышать 3,5 г/л для поташного, 2,5 г/л для содового и 3,5 г/л для содовопоташного раствора, суммарное содержание нерегенерированиых солей не должно превышать летом 200 г/л. Зимой 150 г/л [c.288]

    Для определения меркаптанов использовали нефелометрическнй метод [6]. Кроме того, суммарное содержание серы определяли гидрированием на платиновом катализаторе с последующим определением полученного сероводорода по методике, описанной в работе [4]. [c.122]

    При гидрокрекинге вакуум-дистиллята из высокосернистой (арланской) нефти суммарный выход сероводорода и аммиака, т. е. ценных попутных продуктов, достигает 88% на суммарное содержание серы и азота в сырье, против 83% на соответствующую величину для одноименного дистиллята из сернистой (ромашкинской) нефти. [c.98]

    Промышленными противогазами можно пользоваться как непрерывно, так и периодически, что несколько удлиняет срок их действия. Отработанность противогазовых коробок определяют по появлению следов запаха газа под маской. При работе с препаратами типа бромистого метила пользуются промышленным противогазом с коробкой А большого габарита, при работе с ртутными протравителями — противогазами с коробкой марки Г с фильтром, причем для установления отработанности коробки марки Г необходимо строго вести учет времени ее работы. Гарантийный срок пользования коробкой этой марки около 100 ч, но лучше заменить ее по истечении 97 ч, так как данный препарат не имеет запаха. При работе с цианплавом, цианамидом кальция рекомендуется противогаз с коробкой марки В с фильтром. Для защиты от аммиака, сероводорода и их смесей в концентрациях свыше 100 ПДК необходимо использовать противогаз с коробкой БК марки КД при наличии в рабочей зоне смеси газов и паров аммиака, сероводорода, окиси углерода — промышленный противогаз БК марки М (при суммарном содержании СО и паров вредных веществ не выше 50 ПДК). [c.84]

    Получающиеся при деструктивной гидрогенизации различных нефтепродуктов газы обыкновенно в главной массе состоят из водорода. В зависимости от начального давления и глубины гидрогенизации содержание водорода в этих газах составляет обыкновенно 70—80%, доходя иногда до 90% и выше. Другим основным комнонентом газов гидрогенизации являются низн1ие гомологи метана, т. е. метан, этан, пропан и бутан. Их суммарное содержание в газах гидрогенизации составляет дополнение до 100% к содержанию водорода. Третьим компонентом газов гидрогенизации являются непредельные углеводороды однако содержание их в противоположность газам крекинга, в общем, не превышает нескольких десятых процента, спускаясь нередко до нуля. Наконец, в случае гидрогенизации нефтей и нефтепродуктов, содержащих сернистые соединения, газы гидрогенизации всегда содержат сероводород [33]. [c.518]

    Пусть экспериментально найдены общее содержание сероводорода С, общее содержание углекислоты У, суммарное содержание [Н8 ] и [НСОз], т. е. Щ (титрирная щелочность воды по метиловому оранжевому — см. 151). Решая совместно уравнения (1), (2), (3), (5) и (6) и выражая величину Щ в миллиграмм-эквивалентах на литр, а остальные величины в миллимолях, для вычисления содержания, например, свободного сероводорода получим формулу [c.54]

    Общий анализ газа имеет целью определение в образце газа процентного содержания воздуха, суммарного содержания двуокиси углерода и других газов кислотного характера, суммарного содержания непредельных углеводородов (без этилена) и содержание окиси углерода. Анализ производят в газоанализаторе системы ВТИ-2 (стр. 131), соблюдая следующую последовательность определения отдельных компонентов газовой смеси двуокись углерода, сероводород и меркаптаны поглощают 33% раствором КОН непредельные углеводороды (без этилена)— 87% раствором Н2504 кислород — щелочным раствором пирогаллола или раствором N328204. Далее вычисляют содержание воздуха в данном образце газа, умножая найденное количество кислорода на коэффициент 4,78, выведенный из соотношения кислорода, азота и инертных газов в воздухе == 4,78 . [c.284]

    Пипетку 1 заполняют 98%-ной серной кислотой или бромной водой для поглощения суммарного содержания непредельных углеводородов пипетку с бромной водой тщательно укрывают черной бумагой для предохранения от действия солнечного света пипетку 2 заполняют 33%-ным раствором едкого кал11 для поглощения углекислоты и сернистых соединений (сероводорода и меркаптанов) пипетку 3 — раствором едкого кали для поглощения паров брома или ЗОз перед измерением объема газа пипетку 4 — щелочным раствором пирогаллола или гидросульфита натрия для определения кислорода пипетку 5 — аммиачным [c.77]

chem21.info

Высокое содержание - сероводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Высокое содержание - сероводород

Cтраница 1

Высокое содержание сероводорода в туннельном газе делает его опасным для обслуживающего персонала, и выделение его в окружающую среду недопустимо, поэтому во время загрузки камер сланцем подача газа прекращалась.  [1]

Высокое содержание сероводорода получено по некоторым газовым месторождениям Средт ней Ааии ( до. Прикаспийской низменности ( Казахская ССР-до 18 / S Оренбургская область - от 1 5 до 8.0. Получены проявления сероводороде при бурении поисковых скважин в Восточной Сибири и других районах.  [2]

Высокое содержание сероводорода в газе приводит к быстрой выработке рабочей массы. Кроме того, трудно поддерживать оптимальную температуру. Поэтому в настоящее время этот метод применяют, как правило, для очистки газов с небольшим содержанием сероводорода ( до 1 - 10 г / м3), когда требуется высокая степень их очистки. Сухую очистку часто комбинируют с другими методами, эффективными при высоком содержании сероводорода, но не дающими высокой степени очистки.  [3]

Указанные высокие содержания сероводорода требуют при проведении геологоразведочных работ применения специальных труб, оборудования, контрольно-измерительных приборов, вяжущих и других материалов в антикоррозионном исполнении.  [4]

Высоким содержанием сероводорода характеризуются газы Щелкановского месторождения ( 219 г / м3) в Башкирии, Соснов-ского месторождения ( 40 г / м3) в Куйбышевской области, Батыра-байского месторождения ( 138 г / м3) в Пермской области. Нефтяные газы месторождений Удмуртской АССР отличаются высоким содержанием азота: Киенгопское - 76 26, Чутырекое - 69 81 % объемн. В нефтяных газах отдельных месторождений содержатся промышленные запасы гелия.  [5]

Высоким содержанием сероводорода характеризуются газы Щелкановского месторождения ( 219 г / м3) в Башкирии, Соснов-ского месторождения ( 40 г / м3) в Куйбышевской области, Батыра-байского месторождения ( 138 г / м3) в Пермской области. Нефтяные газы месторождений Удмуртской АССР отличаются высоким содержанием азота: Киенгопское - 76 26, Чутырское - 69 81 % объемн. В нефтяных газах отдельных месторождений содержатся промышленные запасы гелия.  [6]

При высоком содержании сероводорода и двуокиси углерода проводится двухступенчатая очистка газов. Последние пропускают еще через абсорбер второй ступени 3, состоящий из двух секций, где промываются вначале в противотоке раствором моноэтаноламина меньшей концентрации ( 1 - 1 5 мол / л) и затем холодным ( 25 - 35) паровым конденсатом. Конденсат для промывки газов с целью извлечения уносимого моноэтаноламина подается в верхнюю секцию абсорбера второй ступени 3, откуда сливается в нижнюю секцию.  [7]

При высоком содержании сероводорода он также извлекается из газа и перерабатывается в элементарную серу или серную кислоту.  [8]

При высоком содержании сероводорода в газе масса быстро используется и, кроме того, трудно поддерживать оптимальную температуру. Поэтому в настоящее время, как правило, этот метод применяют для очистки газов с невысоким содержанием сероводорода ( например, до 10 г / нм3, лучше до 1 г / нм3), когда требуется высокая степень их очистки. Часто комбинируют сухую очистку с другими методами, эффективными при большом содержании сероводорода, но не дающими высокой степени очистки.  [9]

При высоких содержаниях сероводорода, а также других неуглеводородных компонентов и больших общих запасах газа многие из этих компонентов должны рассматриваться как ценное сырье для получения конечных продуктов. В связи с этим месторождения природных газов, ранее рассматривавшиеся в основном как источники газообразных углеводородов, становятся источниками комплексного углеводородного и неуглеводородного сырья, а на их базе строятся мощные газохимические комплексы. Большие возможности глубокой переработки сероводородсодержащих газов определяют и соответствующие требования к качеству добываемого углеводородного и неуглеводородного сырья, а следовательно, и к методам разработки и эксплуатации этих месторождений.  [10]

При высоком содержании сероводорода и тех же условиях процесса без добавки кислорода удовлетворительные результаты достигаются при объемных скоростях порядка 90 м3 / ч на 1 мв очистной массы.  [11]

При высоком содержании сероводорода значительную часть его ( за счет высокого парциального давления) растворяет сульфолан, а остаточные небольшие его количества ( при малых парциальных давлениях) хемосорбирует ДИПА.  [12]

Газы с высоким содержанием сероводорода необходимо предварительно подвергнуть очистке при помощи других процессов для удаления основного количества сероводорода.  [13]

Поступающий газ с высоким содержанием сероводорода после сероочистки сжимают до 3 5 ат и направляют в абсорбер низкого давления. Из насыщенного абсорбционного масла при температуре около 154 удаляется этан; при 194 десорбируются все растворенные в масле компоненты, после чего оно снова возвращается в абсорбционную колонну. Конденсат подают насосом в колонну, где удаляется остаток этана. Остаток из этой колонны является газовым бензином.  [14]

Для образцов с высоким содержанием сероводорода такие результаты достигаются лишь в том случае, если перед испытанием методом закрытой чашки продукт подвергнут защелачиванию.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также