Грузоперевозка на экспорт темных нефтепродуктов: перевозка и продажа битума. H2S в нефти


Серосодержащие соединения в нефти и ее вредное влияние на нефтяное оборудование

Казанский (Приволжский) федеральный университет.                                                        Институт геологии и нефтегазовых технологий.   Кафедра высоковязких нефтей и природных битумов.                                                                             

 

 

 

Реферат на тему: Серосодержащие соединения в нефти и ее вредное влияние на  нефтяное оборудование.

 

 

 

 

Выполнил:  магистр  группы 3312 Гарипов И.Р.

Проверил:  Фахретдинов  П.С.

 

 

 

 

 

Введение.

В реферате рассмотрена проблема наиболее актуальная в отрасли добычи нефти  в век высоких технологий.  Этой проблемой является вредное  влияние серосодержащих соединений на нефтяное оборудование. Она будет  рассмотрена с научной стороны  и доказана.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Серосодержащие соединения нефти  являются важнейшей причиной коррозионного  разрушения оборудования. По общему содержанию серы нельзя еще определить агрессивность  нефти. Ориентировочно предполагается, что количество серосодержащих соединений в нефти в 10 - 12 раз превышает количество серы, найденное анализом. 

Таблица 2.3. Содержание h3S и СО2 в  газовой фазе тиолсодержащего сырья

Показатели

Месторождение

Оренбургское газоконденсатное

Карачага-

накское

газоконден

сатное

Астраханское газоконденсатное

Жанажоль-

ское

нефтяное

Тенгизское

нефтяное

Давление в пласте, МПа

20,6

51,0—56,0

59,6

30,5

90,0

Температура, °С

30

70—80

110

62

125

Массовое содержание в газе, %:

         

h3S

4-5

4-5

22-24

4—9

24-25

С02

< 1,5

<3

< 20

< 3

< 5

 

 

Свободная сера может появляться в  продуктах разгонки высокосернистой  нефти в бензиновых фракциях и  в процессе крекинга, а также содержится в некоторых нефтях (>1 %) и является очень агрессивным агентом по отношению к меди и ее сплавам  даже в очень малых концентрациях (0,002 %). В углеводородном растворе сера практически не разрушает черные металлы при концентрациях до 3% и температурах до 120°С.

Одним из коррозионных агентов почти  на всех стадиях первичной или  деструктивной переработки нефти  является сероводород. В настоящее время в нашей стране увеличивается объем переработки газовых конденсатов и нефтей, содержащих большие количество растворенных газов, в состав которых входят h3S, тиолы. Для Тенгизского нефтяного месторождения характерно, например, наличие в жидкой фазе метил-, этил- и пропилтиолов. В газовой части тиолсодержащего сырья (нефти, газового конденсата) почти всех месторождений имеется большое количество h3S, СО2 (табл. 2.3) [1].

При переработке нефти заметное выделение h3S начинается при температуре  выше 200°С. Связать количество образующегося h3S с общим содержанием в сырье серы не представляется возможным, так как сераорганические соединения отличаются различным порогом термостабильности.

Ниже приводятся данные о количестве выделяющегося h3S при нагреве нефтей с различным содержанием общей  серы при температуре 350°С [4]:

 

Sоб, %

h3S, мг/л

Покровская угленосной свиты

1,15

7000

Покровская башкирского  яруса

0,50

9500

Дмитровская

1,05

160

Михайловская

0,61

165

Ишамбаевская

3,30

180

Тархановская угленосной свиты

3,10

1000

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.4. Классификации нефтей по количеству выделяющегося при 350 °С h3S

Группа нефтей

Количества выделяющегося h3S, мг/л

Скорость коррозии углеродистой стали, мм/год

Малоагрессивные

< 300

<0,5

Повышенной агрессивности

300—600

0,5—1,0

Агрессивные

600—1200

1,0-2,0

Весьма агрессивные

> 1200

> 2,0

 

 

Содержание h3S в среде при переработке  любого типа нефти возрастает по мере повышения температуры. Для многих нефтей при температурах выше 350—400°С наблюдается резкое увеличение агрессивности, что не может быть связано только с повышением температуры среды. Причиной повышения агрессивности является дополнительное выделение h3S в результате термической деструкции более термостабильных серосодержащих соединений, которая стимулируется высокими температурами (>400°С), присутствием катализаторов и водорода.

Можно классифицировать нефть по количеству образующегося при перегонке нефти при 350 °С h3S (табл. 2.4).

Такая классификация может служить  ориентиром при выборе материального исполнения оборудования.

Как указывалось ранее, первоначальное присутствие в сырье тиолов {тиоспиртов, меркаптанов) невелико. Отличительным  признаком тиолсодержащего сырья (газового конденсата, нефти) является высокое содержание тиольной и общей серы в головных бензиновых фракциях при относительно невысоком содержании общей серы в исходном сырье (табл. 2.5).

 

Тиолы могут образовываться из сераорганических соединений в процессах деструктивной переработки нефти. Они отличаются низкой термостабилыюстью и при нагреве нефти или нефтепродуктов образуют активные радикалы сераорганических соединений и h3S. 

Таблица 2.5 Распределение общей  и тиольной серы в бензнноиых фракциях тиолсодержащего сырья 

Источник тиолсодержащего  сырья

С5-85 С

C5 - 180 C

85 - 180 С

общая

сера

тиольная

сера

общая

сера

тиольная

сера

общая

сера

тиольная

сера

Оренбургский конденсат 

1,10

0,85

0,90

0,60

0,85

0,47

Астраханский конденсат

0,45

0,35

0,43

0,23

0,40

0,24

Карачаганакский конденсат

0,70

0.35

0,40

0,25

0,35

0,18

Тиолсодержащие нефти

0,45—

0,25—

0,35—

0,20—

0,30—

0,20—

1,30

0,70

0,90

0,55

0,75

0,52

 

 

При нагревании до 300°С тиолы образуют дисульфиды, Н2S и соответствующий  непредельный углеводород. Предполагается, что расщепление тиолов катализируется стальной поверхностью аппаратов: 

 

Водные растворы тиолов обладают кислотными свойствами и поэтому усиливают  коррозионную активность водных сред. С щелочами и оксидами тяжелых  металлов они образуют сульфиды. Однако чем выше молекулярная масса тиолов, тем легче их сульфиды гидролизуются водой и тем труднее их удалить при щелочной очистке: 

 

Слабые окислители и кислород воздуха  окисляют тиолы до дисульфидов. Тиолы  — очень вредная примесь, так  как они способствуют смолообразованию в крекинг-бензинах, вызывают коррозию цветных металлов.

Алифатические сульфиды RSR' встречаются  ири перегонке нефти в бензиновых дистиллятах; ароматические сульфиды Ar2S — в продуктах крекинга. Сульфиды—нейтральные вещества, не реагируют с щелочами, но растворяются в серной кислоте; образуют устойчивые комплексные соединения со многими веществами: сернистым ангидридом, фтороводородом, хлорной ртутью и т. д. Выше 400°С они разлагаются с образованием h3S и непредельных углеводородов: 

 

В некоторых нефтях встречаются  дисульфиды RS—SR или полисульфиды, которые  при температурах до 140°С расщепляются с образованием моносульфидов, тиолов, свободной серы, алкенов, а выше 140°С — производных тиофена и h3S.

Наименее агрессивным серосодержащим соединением является тиофен. Ряд высокомолекулярных серосодержащих соединений не имеет установленного строения и входит в понятие «остаточной серы». К ним следует отнести соединения гомологических рядов тиофена, тиазола, алкилсульфатов, сульфоксидов, сульфокислот. Остаточная сера имеет склонность к расщеплению, осмолению, конденсации, полимеризации, некоторая ее агрессивность определяется возможным присутствием сульфокислот.

Атмосферная перегонка нефти сопровождается накоплением h3S в легких продуктах  и уменьшением содержания дисульфидов. При переработке высокосернистых нефтей в бензиновых дистиллятах появляется свободная сера, а при разгонке тиолсодержащего сырья - тиолы. В дизельном топливе основную часть серосодержащих соединений представляют сульфиды и остаточная сера (табл. 2.6). 

Таблица 2.6 Распределение серы, % от содержания общее серы, в дистиллятах  дизельного топлива из радаевской нефти (3,05 % S)

Соединения

Атмосферный дистиллят

Вакуумный дистиллят

Сероводород

Следы

Нет

Тиолы

14.6

7,2

Сера свободная

2,0

0.4

Сульфиды:

алифатические

64,5

83.9

ароматические

5,6

0,4

Дисульфиды

6.6

5,4

Водорастворимые соединения

1,1

Нет

Остаточная сера

5,6

2,7

 

 Важнейшие процессы переработки нефти: каталитический и термический крекинг, риформинг, гидрокрекинг — сопровождаются термической и каталитической деструкцией тиолов, сульфидов, дисульфидов с образованием значительных количеств h3S.

По термостабильности сераорганические соединения нефти делят на следующие  группы: наиболее термостабильные —  с порогом 180—230 С; средней термостабильности  — с порогом 100—180 °С; нестабильные — с порогом 40—60 °С. 

Сжигание сернистых топлив сопровождается образованием агрессивных оксидов  серы SО2 и SO3, а также сернистой h3SO3 и политионовых кислот h3SnOm (где m+n = 4).

Важнейшим элементом, определяющим качество и стоимость нефти, является массовая доля серы в углеводородной основе. Большое количество серы в  нефти увеличивает расходы на ее транспортировку, усложняет переработку  и ухудшает качество нефтепродуктов, активно действует на металлы. Широкое  применение различных видов топлива  на основе нефти (бензин, керосин, мазут  и другие) на автомобильном, судовом  и авиационном транспорте и для выработки электроэнергии приводит к загрязнению атмосферы продуктами горения, в первую очередь сернистым газом, что непосредственно угрожает здоровью людей и вызывает кислотные дожди, снижающие плодородие почвы.

Стоимость нефти зависит  от степени её технологической подготовки. Нефть, добываемая на разных месторождениях, имеет разный химический состав и  значительно отличается по качеству. Наибольшей стоимостью обладает сырая  нефть, которая требует минимальных  затрат на переработку, именно с этой точки зрения выбираются эталонные  сорта, как более качественные и, соответственно, дорогие. К одному из параметров, значительно снижающих  стоимость нефти, относится процент  содержания серы. Высококачественные эталонные сорта содержат серы в  пределах 0,5%.

Сера является наиболее распространенным гетероэлементом в нефтях и нефтепродуктах. Содержание ее в нефти колеблется от сотых долей процента до 14% . Серосодержащие соединения в нефти неравномерно распределены по ее фракциям. Обычно их содержание увеличивается с повышением температуры кипения. Однако в отличие  от других гетероэлементов, содержащихся в основном в асфальто- смолистой  части нефти, сера присутствует в  значительных количествах в дистиллятных фракциях.

В нефтях сера встречается  в виде растворенной элементарной серы, сероводорода, меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и производных тиофена, а также в виде сложных соединений, содержащих одновременно атомы серы кислорода и азота в различных  сочетаниях.

yaneuch.ru

Сероводород — h3S

СЕРОВОДОРОД, h3S,  (сернистый водород, сульфид водорода) — бесцветный горючий газ с резким запахом, t кипения 60,35 °C. Водный раствор — сероводородная кислота. Сероводород часто встречается в месторождениях нефти и газа.

Сероводород h3S токсичен: острое отравление человека наступает уже при концентрациях 0,2–0,3 мг/м3, концентрация выше 1 мг/м3 — смертельна.  Сероводород h3S является агрессивным газом, провоцирующим кислотную коррозию, которую в этом случае называют сероводородной коррозией. Растворяясь в воде, он образует слабую кислоту, которая может вызвать точечную коррозию в присутствии кислорода или диоксида углерода.

В этой связи, без современных станций подготовки газа и модулей сероочистки, сероводород способен наносить сильнейший ущерб людям. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе рабочей зоны составляет 10 мг/м3, а в смеси с углеводородами С1–С3 равна 3 мг/м3.

Без станций очистки от сероводорода серьезно страдает и выходит из строя самое различное оборудование в нефтяной, энергетической, транспортной и газоперерабатывающей отраслях.

Что происходит с металлами, если сероводород не удален?

Сероводород — h3S — тотальная коррозия металла

Сероводород реагирует почти со всеми металлами, образуя сульфиды, которые по отношению к железу играют роль катода и образуют с ним гальваническую пару. Разность потенциалов этой пары достигает 0,2–0,48 В. Способность сульфидов к образованию микрогальванических пар со сталью приводит к быстрому разрушению технологического оборудования и трубопроводов.

Бороться с сероводородной коррозией чрезвычайно трудно: несмотря на добавки ингибиторов кислотной коррозии, трубы из специальных марок нержавеющей стали быстро выходят из строя. И даже полученную из сероводорода серу перевозить в металлических цистернах можно в течение ограниченного срока, поскольку цистерны преждевременно разрушаются из-за растворенного в сере сероводорода. При этом происходит образование полисульфанов HSnH. Полисульфаны более коррозионно-активные элементы, чем сероводород.

Сероводород, присоединяясь к непредельным соединениям, образует меркаптаны, которые являются агрессивной и токсичной частью сернистых соединений — химическими ядами. Именно они значительно ухудшают свойства катализаторов: их термическую стабильность, интенсифицируют процессы смолообразования, выпадения и отложения шлаков, шлама, осадков, что вызывает пассивацию поверхности катализаторов, а также усиливают коррозийную активность материала технологических аппаратов.

h3S значительно усиливает процесс проникновения водорода в сталь. Если при коррозии в кислых средах максимальная доля диффундирующего в сталь водорода составляет 4% от общего количества восстановленного водорода, то в сероводородсодержащих растворах эта величина достигает 40%.

Присутствие в газе кислорода значительно ускоряет процессы коррозии. Опытным путем было найдено, что наиболее коррозионным является такой газ, в котором отношение кислорода к сероводороду составляет 114:1. Это отношение называется критическим.

Наличие влаги в газе влечет коррозию металла, одновременное же присутствие h3S, O2 и h3O является наиболее неблагоприятным с точки зрения коррозии.

Коррозионные действия на металл указанных примесей резко возрастают при увеличении давления.

Скорость коррозии газопроводов прямо пропорциональна давлению газа, проходящего через этот газопровод. При давлении до 20 атм. и влажном газе достаточно даже следов сероводорода 0,002–0,0002% об., чтобы вызвать значительные коррозионные поражения металла труб, ограничивая срок службы газопровода 5–6 годами.

Вследствие коррозионных действий сероводорода, присутствующего в газах, значительно сокращается срок службы силового генерационного оборудования (ГПЭС - ГТУ) и аппаратуры при добыче, транспорте, переработке и использовании газа.

В промысловых условиях особенно большому коррозионному воздействию подвергаются трубы, задвижки, камеры сгорания и поршни силовых установок электростанций, счетчики газа, компрессоры, холодильники.

Значительная часть сероводорода реагирует с металлом и может отложиться в виде продуктов коррозии на клапанах силовых установок, компрессоров, на внутренних стенках аппаратуры, коммуникаций и магистрального газопровода.

Актуальность проблемы очистки газа от сероводорода

Актуальность проблемы очистки газа от сероводорода усиливается требованиями обеспечения экологической безопасности при разработке сернистых месторождений, сокращением вредных выбросов в атмосферу.

При этом особое внимание уделяется совершенствованию действующих и разработке новых технологий сероочистки, исключающих выбросы токсичного сероводорода и продуктов его горения в окружающую среду.

Несмотря на все перечисленные минусы, сероводород является ценным химическим сырьем, поскольку из него можно получить огромное количество неорганических и органических соединений.

Современные технологии очистки газа от сероводорода FRAMES

Современные технологии очистки газа от сероводорода FRAMES позволяют:

  • иметь газ, пригодный для бытового, энергетического и промышленного использования;
  • получить путем переработки очищенных газов продукты надлежащего качества без примесей сернистых соединений;
  • предохранить оборудование от разъедания при транспортировке, переработке и использовании газа;
  • иметь в некоторых случаях выгоду от извлечения элементарной серы.

Для получения технико-коммерческого предложения на строительство надежной, инновационной станции подготовки попутного газа Вам необходимо заполнить опросный лист.

Для получения технико-коммерческого предложения на поставку модуля сероочистки попутного газа Вам надо заполнить опросный лист.

manbw.ru

Загрязнение сульфидом водорода (h3S) | FluidsPro

Наиболее серьезный и коррозионно-опасный вид загрязнения бурового раствора, обсуждаемый в этой главе, — это загрязнение сероводородом (h3S). Этот газ смертельно опасен для людей, он оказывает разрушающее воздействие на трубные изделия. При обнаружении h3S следует немедленно надеть средства индивидуальной защиты и принять все необходимые меры безопасности.Источниками сероводорода являются:1. Термальные залежи.2. Пластовой газ.3. Биологическое разложение.4. Химическое разложение сернистых соединений.

Признаками сероводорода являются:1. Снижение рН бурового раствора.2. Обесцвечивание раствора (потемнение), вызванное образованием FeS из барита.3. Запах тухлых яиц.4. Увеличение вязкости и водоотдачи из-за падения рН.5. Образование отложений черного цвета (FeS) на бурильных трубах.

Так как h3S — это кислый газ, рН бурового раствора быстро снижается нейтрализацией OH–.Для нейтрализации загрязнения h3S уровень рН необходимо увеличить как минимум до 11 (или до более безопасного уровня рН=12) добавлением каустической соды или извести. Приведенные ниже уравнения описывают реакции между сероводородом и щелочью (см. Рис. 5):h3S + OH– ⇄ HS + h3Oh3S + OH– ⇄ HS– + h3OHS– + OH– ⇄ S2– + h3O

Бисульфид-ион (S2–) удаляется при реакции с оксидом цинка, в результате чего образуется нерастворимый сульфид цинка:S2– + Zn2+ → Zn SПри добавлении 1 фунта/баррель оксида цинка удаляется приблизительно 1100 мг/л сульфидов.

ПРИМЕЧАНИЕ: при использовании любых цинкосодержащих соединений необходимо соблюдать местные экологические нормативы и требования к токсичности сточных вод.

Для предварительной обработки раствора, загрязненного h3S, используется оксид цинка в концентрации не более 2 фунтов/баррель.При предварительной обработке рекомендуется добавлять Spersene в концентрации 1–2 фунта/баррель.Для защиты труб от коррозии при загрязнении h3S рекомендуется перейти на раствор с углеводородной основой, т.к. нефть в присутствии h3S действует как обволакивающее средство. Металлические трубы разрушаются в условиях водородного охрупчивания стали, когда Н0 (атомарный водород) проникает в поры металла и соединяется с другими атомами водорода, образуя газ Н2 (молекулярный водород).В результате увеличивается объем молекул водорода, что приводит к образованию трещин в металле. В растворах на углеводородной основе h3S не менее токсичен, чем в водных растворах. В действительности же, из-за хорошей растворимости сероводорода в нефти при работе с растворами на углеводородной основе необходимо предпринять дополнительные меры безопасности.Существуют два метода анализа бурового раствора на сероводород:1. Анализ газоанализатором Гарретта.2. Анализ компании Hach.Оба метода одинаково быстры, просты, их результаты легко поддаются интерпретации, хотя анализ при помощи газоанализатора Гарретта более точен и дает количественный результат. Процедура проведения анализа описана в методических указаниях RP 13 B.

При обнаружении h3S в растворе газоанализатором Гарретта необходимо незамедлительно принять следующие меры:1. Срочно повысить уровень рН как минимум до 11,5–12, добавив в раствор каустическую соду.2. Добавить известь в качестве «буфера» для поддержания рН.3. Обработать раствор оксидом цинка, чтобы удалить из него растворимые сульфиды.Если имеются признаки притока сероводорода из пласта, необходимо утяжелить буровой раствор для изоляции притока газа в скважину. Химия сероводорода достаточно сложна. Указанные выше меры позволят снизить риск отравления этим опасным газом.

Читайте далее Краткое описание видов загрязнений и методов нейтрализации

 

fluidspro.ru

Битум производства Сызранского и Новокуйбышевского НПЗ

«Арслан-Ойл» - это успешное предприятие, занимающее высокую позицию на российском рынке поставки горюче-смазочных материалов. Компания была создана в 2009 году и зарекомендовала себя как добросовестного надежного партнера. Сотрудничество с «Арслан-Ойл» – это индивидуальная работа с каждым клиентом, качественная и сертифицированная продукция, минимальные сроки доставки и приемлемые цены.

Поставщики нефтепродуктов ООО «Арслан-Ойл»

Мы нацелены исключительно на взаимовыгодное сотрудничество как с нашими клиентами, так и поставщиками. Наша компания работает со многими ведущими производителями нефтепродуктов самарского региона и других региональных заводов:

  • ОАО «Уфимский НПЗ»;
  • ОАО «Салаватнефтеоргсинтез»;
  • ОАО «Новокуйбышевский НПЗ»;
  • ОАО «Сызранский НПЗ»;
  • ОАО «Куйбышевский НПЗ».

Грузоперевозка темных нефтепродуктов на экспорт

В перечне услуг «Арслан-Ойл» – продажа и своевременная грузоперевозка темных нефтепродуктов, автомобильных бензинов и дизельного топлива по Самарской области и по всей территории РФ. Также мы осуществляем грузоперевозки на экспорт в ближнее зарубежье – Украину, Белорусь, Молдавию, Абхазию, Краснодарский край и Казахстан.

Просто и удобно произвести расчет расстояний грузоперевозок (перевозок) битума, мазута и другой продукции Вы можете прямо на нашем сайте во вкладке «Расчет расстояний». Введите в специальную форму город отправления и город прибытия, и ознакомьтесь с подробным маршрутом доставки вашего заказа.

Наша продукция

У нас Вы можете приобрести дизельное топливо (ДтЛ-0,05-40, ДтЛ Евро) и автомобильные бензины (регуляр 92, прямогонный бензин). Мы занимаемся продажей битума (БНД 60/90, БНД 90/130) и мазута (М40, М100, обводненный мазут). Подробную информацию о физико-химическом составе нефтепродукта в приложенных статьях и в разделе «Документы» под заголовком «Паспорта».

Цены на продукцию

Компания ООО «Арслан-Ойл» предлагает купить битум производства Новокуйбышевского НПЗ или купить битум производства Сызранского НПЗ. На заводах всех производителей установлены высокие цены, поэтому стоит отметить, что ООО «Арслан-Ойл» имеет свои разработки и технологии для снижения затрат на топливо. Цены на нашу продукцию вы можете уточнить во вкладке «Прайс».

Позвоните сейчас по телефонам +7 (846) 373-30-65, 373-30-67, и наши специалисты проконсультируют Вас по всем вопросам о сроках поставки и дальнейшей работе с нашей компанией.

arslan-oil.ru

ГЕТЕРОАТОМНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ НЕФТЕЙ В нефтях кроме углеводородов содержатся

ГЕТЕРОАТОМНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ НЕФТЕЙ В нефтях кроме углеводородов содержатся соединения, включающие гетероатомы: сера, кислород и азот. Гетероатомы являются нежелательными компонентами нефтей, ухудшают качество нефтепродуктов, осложняют переработку (отравляют катализаторы, усиливают коррозию аппаратуры) и обусловливают необходимость применения гидрогенизационных процессов.

ГЕТЕРОАТОМНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ НЕФТИ Во всех нефтях наряду с углеводородами имеется значительное количество соединений, включающих такие гетероатомы, как сера, кислород и азот. Содержание этих элементов зависит от возраста и происхождения нефти. Распределение гетероатомов по фракциям нефти неравномерно. Обычно большая их часть сосредоточена в тяжелых фракциях и особенно в смолах и асфальтенах. Содержание смолисто-асфальтеновых соединений выше в молодых нефтях, и поэтому они обычно содержат больше гетероатомных соединений.

ГЕТЕРОАТОМНЫЕ СОЕДИНЕНИЯ НЕФТЕЙ Между содержанием гетероатомных соединений и плотностью нефти существует зависимость: легкие нефти с высоким содержанием светлых фракций бедны гетеросоединениями, тяжелые нефти богаты гетеросоединениями. Гетероатомные соединения концентрируются в основном в высококипящих фракциях и остатках.

СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ Сера - наиболее распространенный гетероэлемент в нефтях. Она входит в состав до ~ 60 % углеводородов нефти, превращая их в серосодержащие гетероатомные соединения (ГАС). Серосодержащие соединения нефти неравномерно распределены по фракциям. В отличие от других гетероэлементов, сера присутствует в дистиллятных фракциях (до 450 – 500 о. С).

ФОРМЫ СЕРЫ q Растворенная элементарная сера, q Сероводород, q Меркаптаны, q Сульфиды, q Дисульфиды, q Тиофен и его производные, q Соединения, содержащие одновременно атомы серы, кислорода, азота.

СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ Количество сернистых соединений в нефтях оценивают содержанием общей серы, выраженной в процентах (SОБЩ. ). Сера в нефтях содержится от сотых долей до 10 %. В среднем содержание серы колеблется в пределах от 1, 5 до 3, 5 %. По товарной классификации по содержанию серы в нефти делятся на классы: 1) Малосернистые, с содержанием SОБЩ. в нефти до 0, 6 %; 2) Сернистые нефти – SОБЩ. от 0, 61 до 1, 8 %; 3) Высокосернистые нефти – SОБЩ. от 1, 81 до 3, 5 %; 4) Особо высокосернистые нефти – SОБЩ. превышает 3, 5 %.

СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ В настоящее время нефть большей части мировых запасов является сернистой и высокосернистой. В будущем добыча сернистых нефтей будет возрастать. Поэтому особое внимание со стороны исследователей уделяется изучению состава, строения и распределения сернистых соединений по фракциям. Распределение серы по фракциям различно, в большинстве до 75 % ее сосредоточено в темных фракциях.

СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ Для идентификации сернистых соединений нефть разгоняют, однако при разгонке нефти многие сернистые соединения в остаточных фракциях термически разлагаются и переходят в прямогонные среднедистиллятные фракции в виде вторичных сернистых продуктов. Сернистые соединения бензиновых, керосиновых, дизельных фракций хорошо изучены, а изучение сернистых соединений остаточных фракций осложнено невозможностью выделения известными методами.

СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ В нефтях идентифицированы следующие типы сернистых соединений: элементная сера в растворенном состоянии, сероводород, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофаны, тиофены. Разделяют на активные и неактивные сернистые соединения. Активность оценивается по коррозионной агрессивности по отношению к технологическому оборудованию. Активные сернистые соединения – элементная сера, сероводород, меркаптановая сера. Неактивные – сульфиды, дисульфиды, тиофены, тиофаны.

СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ Свободная сера встречается не во всех нефтях, ее содержание не превышает сотых долей. Некоторые нефти содержат большое количество H 2 S, который при взаимодействии с кислородом воздуха превращается в элементную серу. При разгонке нефтей в присутствии воздуха в дистиллятные фракции попадает элементная сера.

СВОБОДНАЯ СЕРА При перегонке в ректификационной колонне с целью снижения парциального давления углеводородов и увеличения выхода паровой фазы используют водяной пар. Водяной пар содержит кислород, в этих условиях также образуется свободная сера. Процесс обратим, при длительном контакте с углеводородами и при высоких температурах вновь образуется сероводород.

СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ Сероводород чаще присутствует в молодых карбоновых нефтях, залегающих в угленосном горизонте. Сероводород удаляется вместе с попутным нефтяным газом, хотя определенная его часть остается в прямогонной бензиновой фракции. Сероводород в нефтях может образоваться не только за счет свободной серы, но и в результате разложения других сераорганических соединений, например, при температуре 100 ºС меркаптаны превращаются в H 2 S.

СЕРОВОДОРОД Исследователи в бессернистую нефть добавили свободную серу и начали нагревать до 150 ºС, при этом сера начала исчезать, превращаясь в H 2 S. В процессе нефтепереработки H 2 S является продуктом вторичного происхождения за счет разложения других сераорганических соединений. H 2 S имеет неприятный запах, запах разложения, запах тухлых яиц. По товарной классификации содержание H 2 S не должно превышать 20 ppm (ppm – миллионная доля). В процессах подготовки газов и нефтяного сырья необходимо удалять H 2 S из-за его высокой коррозионной активности.

СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ Меркаптаны R–SH являются аналогами спиртов (тиоспирты). Радикал R – углеводородный заместитель всех типов (парафиновый, нафтеновый, ароматический, гибридный). Содержание RSH по товарной классификации не должно превышать 40 ppm. Низшие гомологи метил- и этилмеркаптаны являются газами, обладают сильно неприятным специфическим запахом, добавляются в качестве одоранта в бытовой газ для предупреждения утечки газа. Высшие гомологи являются жидкостями и встречаются в бензиновых и частично в керосиновых фракциях.

МЕРКАПТАНЫ (ТИОСПИРТЫ) R – SH R – УГЛЕВОДОРОДНЫЙ РАДИКАЛ. Пример: СН 3 – (СН 2)3 – SH, бутилмеркаптан.

МЕРКАПТАНЫ Меркаптаны обладают слабокислыми свойствами и выделяются промывкой щелочью, образуя меркаптиды: Меркаптиды хорошо разлагаются водой.

МЕРКАПТАНЫ В мягких условиях окисления меркаптаны образуют дисульфиды:

МЕРКАПТАНЫ При нагревании до 300 °С меркаптаны разлагаются с образованием сульфидов, при более высоких температурах образуется алкен и сероводород:

МЕРКАПТАНЫ Важной реакцией является окисление в присутствии азотной кислоты с образованием сульфокислот:

СЕРОСОДЕРЖАЩИЕ СОЕДИНЕНИЯ Сульфиды R –S–R являются аналогами эфиров (тиоэфиры), это жидкости, не имеющие неприятного запаха. Сульфиды составляют основную часть сернистых соединений в топливных фракциях нефти до 50 %. Сульфиды – нейтральные вещества, поэтому их нельзя извлечь из нефти с помощью щелочи. Они хорошо растворимы в серной кислоте и этот способ используется для их извлечения.

СУЛЬФИДЫ По строению сульфиды могут быть алифатическими (тиаалканы), где R и R нормальные и разветвленные парафиновые заместители Сульфиды могут быть ароматическими Ar–S–Ar, например дифенилсульфид, и смешанного строения, содержащие углеводородные радикалы различного типа. Сульфиды могут быть циклическими – тиофан (тиациклопентан), тиациклогексан. Обнаружены также бициклические сульфиды.

СУЛЬФИДЫ (ТИОЭФИРЫ) ДИАЛКИЛСУЛЬФИДЫ R 1 - S - R 2 (тиаалканы) ЦИКЛИЧЕСКИЕ СУЛЬФИДЫ (тиацикланы) 60— 70 % Тиациклопентанов Пример: Н 3 С – S – C 3 Н 7, метилпропилсульфид алкилтиофан 30— 40 % тиациклогексанов диалкилтиациклогексан

СУЛЬФИДЫ Тиаалканы содержатся преимущественно в парафинистых нефтях, а циклические сульфиды (тиофаны) – в нафтеновых и нафтено-ароматических нефтях. Тиаалканы имеют низкие температуры кипения и при перегонке нефти попадают в бензиновые фракции. В керосиновых и дизельных фракциях присутствуют в основном циклические сульфиды (тиацикланы, тиофаны) и их гомологи. Сера в молекуле тиациклана включена в цикл. Среди тиацикланов более распространены моноциклические сульфиды, в дизельных фракциях присутствуют также бициклические сульфиды, полициклические сульфиды концентрируются в масляных фракциях и нефтяных остатках.

СУЛЬФИДЫ

СУЛЬФИДЫ

Тиацикланы бициклические. Средние фракции нефти. 35 : 50 : 15 В меньших количествах в нефтях содержатся би- и полициклические соединения, включающие ароматические кольца. На их долю приходится менее 10 % тиацикланов.

СУЛЬФИДЫ Циклические и ароматические сульфиды термически более стабильны, чем алифатические. При нагревании сульфиды разлагаются с образованием сероводорода и соответствующих алкенов. В условиях каталитического крекинга при температурах 300450 ºС в присутствии алюмосиликатных катализаторов происходит разложение сульфидов с образованием сероводорода и меркаптанов.

СУЛЬФИДЫ Сильные окислители окисляют сульфиды до сульфоксидов, а затем до сульфонов: Сульфиды, сульфоксиды, сульфоны применяются как флотореагенты при обогащении руд, как экстрагенты редких, цветных и драгметаллов, как ингибиторы коррозии, ингибиторы парафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании, в качестве лекарственных препаратов.

ДИСУЛЬФИДЫ Дисульфиды R–S–S–R встречаются в нефтях в небольших количествах, они более реакционноспособны, чем сульфиды. При нагревании они легко разлагаются с образованием меркаптанов, сероводорода и углеводородов.

ДИСУЛЬФИДЫ R 1 - S – S - R 2 Встречаются в легких и средних фракциях безмеркаптановых нефтей, где их количество может достигать 7 - 15 % от всех серосодержащих соединений этой фракции.

ТИОФЕНЫ Тиофены – также циклические серосодержащие соединения, но пятичленные, в которых сера находится в кольце, а кольцо имеет две двойные связи. Тиофен и его производные встречаются в средне- и высококипящих фракциях нефти. По химическим свойствам близки к ароматическим углеводородам. Сернистые соединения нефтей в настоящее время не извлекают, а уничтожают гидрогенизационными процессами. Образующийся при этом сероводород перерабатывают в элементную серу или серную кислоту.

ТИОФЕН и его производные: - алкилтиофены; - арилтиофены: бензотиофен, дибензотиофен, нафтотиофен:

Тиофен и его производные содержатся главным образом в средне- и высококипящих фракциях нефти, в которых они составляют 45 - 84 % всех серосодержащих соединений. Тетраи пентациклические системы, включающие тиофеновое кольцо, характерны для тяжелых и остаточных фракций нефти. Эти системы, помимо ароматических, содержат нафтеновые кольца и алкильные заместители. Структурные формулы - гипотетические

ПРОЦЕСС ГИДРООЧИСТКИ Сущность гидроочистки заключается в разрушении гетероатомных соединений при взаимодействии с водородом в присутствии алюмокобальтмолибденовых (Al Co Mo) или алюмоникельмолибденовых (Al Ni Mo) катализаторов. Наиболее распространен алюмокобальтмолибденовый катализатор, состоящий 2 -4 % Со. О и 9 -15 % Мо. О 3 на окиси алюминия. В присутствии Al Co Mo катализатора с большой скоростью протекает разрыв C–S, C–N, C–O и насыщения непредельных углеводородов. Гидрокрекинг связей С–С и гидрирование ароматики не происходит.

ПРОЦЕСС ГИДРООЧИСТКИ Процесс проводят при 380 -420 ºС при давлении 2, 5 -5 МПа (25 -50 атм) и циркуляции водородсодержащего газа 100600 м 3/м 3 сырья. Для гидроочистки бензиновых фракций обычно используют водородсодержащий газ, получающийся при каталитическом риформинге. Концентрация водорода в этом газе может составлять от 60 до 90 % об.

ПРОЦЕСС ГИДРООЧИСТКИ При гидроочистке бензиновых фракций, предназначенных для каталитического риформинга, удаляются серу- и азотсодержащие соединения, непредельные углеводороды, смолы, а также металлорганические соединения, являющиеся ядами для платинового катализатора риформинга. Обычно перед каталитическим риформингом отдельным блоком установливается гидроочистка.

ПРОЦЕСС ГИДРООЧИСТКИ Очистке подвергают прямогонные бензины, бензины каталитического крекинга и бензины термического крекинга. Гидроочистка используется в производстве малосернистого реактивного, дизельного и котельного топлива. По ГОСТ остаточная сера в автомобильных бензинах не должна превышать 0, 1 %, в авиационных бензинах 0, 03 -0, 05 %, в реактивном топливе 0, 1 -0, 25 %, в дизельном топливе 0, 2 -0, 5 %. Присутствие серы в бензинах вызывает коррозию деталей двигателя, а главное – загрязняет окружающую среду продуктами сгорания серы.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ СЕРЫ Коррозионная агрессивность моторных топлив в ГОСТах отражается показателем «Испытание на медной пластинке» . Топливо должно его выдерживать. Проба на медную пластинку является чувствительной на присутствие сероводорода и элементной серы. Очищенную шкуркой, промытую спиртом и просушенную медную пластинку опускают в испытуемое топливо и нагревают до 50 ºС. Через 3 ч пластинку вынимают, промывают ацетоном, по изменению окраски судят о коррозионных свойствах продукта. Если пластинка покрылась черными, темнокоричневыми пятнами, топливо считается не выдержавшим испытания.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ СЕРЫ Содержание общей серы в светлых продуктах определяется ламповым способом, который принят в качестве стандартного во многих странах. Сущность лампового способа заключается в полном сжигании испытуемого продукта, улавливании продуктов горения и определении среди них количества образовавшегося сернистого ангидрида: Ламповый способ определения общей серы – один из самых точных способов.

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ СЕРЫ Для определения общей серы в нефтях, маслах, темных продуктах принят способ сожжения навески нефтепродукта в кварцевых трубках в струе кислорода или воздуха. По стандартному способу, принятому в России, для улавливания сернистого газа применяется раствор перекиси водорода, окисляющий SO 2 в SO 3. Серный ангидрид полностью поглощается водой с образованием серной кислоты.

Характеристики автомобильных экспортных бензинов

Характеристики автомобильных экспортных бензинов

Характеристики автомобильных экспортных бензинов

Требования к качеству реактивных топлив

Требования к качеству реактивных топлив

Требования к качеству реактивных топлив

Характеристики дизельного топлива

Характеристики дизельного топлива

present5.com

Количество - сероводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Количество - сероводород

Cтраница 2

Количество сероводорода в отделяемой от нефти воде изменяется от следов до 0 5 мг / дм3, это не должно значительно увеличивать ее коррозионную агрессивность.  [17]

Количество сероводорода в сырых, не подогретых нефтях может доходить до 0 02 % ( масс.), оно не связано с общим содержанием серы в нефти. Элементарная сера и сероводород не являются непосредственно соединениями нефти и носят подчиненный характер. Однако их агрессивное действие на металлы заставляет считаться даже с малыми концентрациями этих веществ.  [18]

Количество сероводорода определяют титрованием раствора гипосульфитом в присутствии йода. Раствор берут из мерной колбы пипеткой, предварительно перемешав содержимое колбы. Количество сероводорода определяют по приведенному ниже расчету ( стр.  [19]

Количество сероводорода, содержащегося в испытуемом газе ( % объемн.  [20]

Количество сероводорода ( h3S) колеблется в разных пределах.  [21]

Количество сероводорода определялось иодометрически и дано в пересчете на элементарную серу, меркаптаны - титрованием избытка азотнокислого серебра раствором роданистого аммония в присутствии железо-аммиачных квасцов. Во всех опытах меркаптаны практически отсутствовали.  [22]

Количество сероводорода в отделяемой от нефти воде изменяется от следов до 0 5 мг / дм3, это не должно значительно увеличивать ее коррозионную агрессивность.  [24]

Некоторое количество сероводорода растворяется в конденсате водяного пара, отводимом из газосепаратора или приемника орошения ректификационной колонны.  [25]

Какое количество сероводорода, выраженное в: а) граммах, б) грамм-молекулах, в) литрах ( при нормальных условиях), выделится при взаимодействии 30 г сульфида железа ( II) с необходимым количеством соляной кислоты.  [26]

Какое количество сероводорода содержится в 1 л воды Черного моря, взятой с глубины 2970 м, если на окисление сероводорода требуется 37 9 мл 0 01 N раствора иода.  [27]

Определение количеств сероводорода, выделяющегося при перегонке нефтей под атмосферным давлением до температуры 350 С, производится путем отбора и анализа проб газов и дистиллятного продукта с непрерывнодействующих лабораторных установок в процессе опытов по определению непосредственных показателей коррозионной активности нефтей. Сероводород, выделяющийся с газами и растворенный в дистиллятном продукте, поглощается 15 % раствором углекислого натрия. По окончании отбора проб дистил-лятный продукт и поглотительный раствор переносятся в делительную воронку, где тщательно перемешиваются. Затем в делительную вооонку вносится 0 5мл 1 % спиртового раствора тимолфталеина, при этом раствор приобретает темно-синее окрашивание. При этом в присутствии тимолфталеина раствор обесцвечивается или приобретает слабо-синее окрашивание. Доведение величины рН поглотительного раствора до 9 3 осуществляется для того, чтобы вывести из водного раствора меркаптаны, перевести их в углеводородный слой. Его количества рассчитываются в миллиграммах на один литр перегнанной нефти.  [28]

А - количество сероводорода, найденное по стандартной шкале, В - навеска зерна в граммах.  [29]

С - количество сероводорода, найденное по калибровочному графику, мг / л; к - кратность разбавления.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ определения содержания сероводорода в сырой нефти и кубовых остатках

1. Способ определения содержания h3S, который образуется в ходе высокотемпературного хранения серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков и нефтяных дистиллятов, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей, которые кипят выше 200°С, и газ-носитель пропускают через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре выше 80°С, и количество сероводорода, выделенного газом-носителем, определяют количественно.

2. Способ определения концентрации растворенного сероводорода и внутреннего сероводорода в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках и нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей, которые кипят выше 200°С, и растворенный h3S сначала определяют пропусканием газа-носителя через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре ниже 100°С и количественно определяют сероводород, выделенный газом-носителем, и затем внутренний h3S определяют нагреванием образца, обработанного таким образом, до температуры выше 80°С, продолжая при этом пропускание газа-носителя, и количественно определяют h3S, выделенного газом-носителем, причем температура для определения внутреннего h3S выше, чем температура для определения растворенного h3S.

3. Способ по п.2, в котором температура для определения внутреннего h3S по меньшей мере на 10°С выше, чем температура определения растворенного h3S.

4. Способ по пп.1-3, в котором внутренний h3S определяют при температурах выше 120°С.

5. Способ по пп.1-4, в котором используемый газ-носитель является химически инертным газом.

6. Способ по пп.1-5, в котором используемый газ-носитель является азотом.

7. Способ по пп.1-4, в котором используемый газ-носитель является кислородом или смесью кислорода и одного или нескольких химически инертных газов.

8. Способ по п.7, в котором используемый газ-носитель является воздухом.

9. Способ по пп.7, 8, в котором SO2, выделенный газом-носителем, количественно определяют в пересчете на h3S и суммируют.

10. Способ по пп.1-9, в котором используемый газ-носитель вводят через фритту в раствор серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков или содержащих их нефтяных дистиллятов.

11. Способ по пп.1-10, в котором растворитель или смесь растворителей преимущественно являются алифатическими.

12. Способ по пп.1-11, в котором йодное число растворителя или смеси растворителей составляет менее 20 г I2/100 г.

13. Способ по пп.1-12, в котором богатым по сере кубовым остатком является битум, мазут или флотский мазут.

14. Способ по пп.1-13, в котором нефтяной дистиллят является высококипящей фракцией нефтяного дистиллята, полученной при вакуумной дистилляции или в аппаратах крекинга или нефтепереработки.

15. Способ определения концентрации поглотителей h3S, необходимой для связывания h3S в процессе хранения серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков и нефтяного дистиллята, содержащего серосодержащие сырую нефть и кубовые остатки, в котором содержание в серосодержащих нефтепродуктах растворенного и внутреннего сероводорода количественно определяют способом по пп.1-14 и рассчитывают количество поглотителей h3S, необходимое для продолжительного снижения содержания h3S.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СЕРОВОДОРОДА В СЫРОЙ НЕФТИ И КУБОВЫХ ОСТАТКАХ Целью изобретения является способ определения содержания h3S, образующегося при хранении в тплом складе серосодержащих сырой нефти и кубовым остатком и нефтяных дистиллятов, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей,которые кипят выше 200 С, и газ-носитель должен проходить через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре выше 80 С, и количество сероводорода, выделенного газомносителем, количественно определяют. Изобретение относится к способу определения содержания сероводорода в сырой нефти и кубовых остатках и нефтепродуктах, включая нефтяные дистилляты, содержащие сырую нефть и/или кубовые остатки. Сырая нефть и продукты е переработки на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) обычно содержат относительно большие количества сероводорода (h3S) и меркаптанов, которые могут накапливаться в газовом пространстве над поверхностью нефтью, например, при хранении серосодержащих нефтепродуктов. В операциях переработки, например, этот газ может быть выброшен в атмосферу и привести к неприятным запахам в окружающей среде и в силу своей токсичности также представлять опасность для работников. Таким образом, допустимое содержание сероводорода в нефтепродуктах является предметом постоянного дополнительного законодательного регулирования. Например, в будущем в соответствии с ISO/FDIS 8217:2010 (Е), всего 2 ч./млн (ppm) h3S будет допустимо во флотском мазуте, и такие пределы обсуждаются также для кубовых остатков нефти, например битума. Кроме того, сероводород,особенно во взаимодействии с водой, обладает высокой коррозионной активностью, что может ухудшить функциональность и безопасность хранения, транспортировки и технологии. Следовательно, большие усилия следует приложить для снижения содержания сероводорода в сырой нефти и кубовых остатках а также в нефтяных дистиллятах, с тем чтобы, во-первых, ограничить загрязнение окружающей среды и,во-вторых, обеспечить безопасную переработку этой нефти. Существуют различные известные методы анализа для определения содержания h3S в газовой фазе над серосодержащими нефтепродуктами. В противоположность этому определение содержания сероводорода и меркаптанов, растворнных или связанных, в сырой нефти и кубовых остатках и в нефтяных дистиллятах, содержащих сырую нефть и/или кубовые остатки, которые дополнительно могут переходить в газовую фазу в процессе длительного хранения нефти, часто вызывает трудности, поскольку невозможен прямой анализ этих высоковязких и непрозрачных нефтепродуктов. Стандартом, относящимся к определению содержания сульфида в жидких нефтепродуктах, в том числе во флотском топливе и сырье нефтепереработки, включая кубовые остатки, является IP 570. В этом методе небольшое количество образца анализируемого нефтепродукта разбавляют в растворителе и нагревают до 60 С при определнных условиях для выделения растворнного в нм h3S. Воздушный поток, проходящий через образец, используется для подачи h3S в анализатор, который измеряет концентрацию с использованием электрохимического датчика. Дополнительными стандартными способами анализа являются, например, UOP метод 163-67 для определения сероводорода и меркаптановой серы в жидких углеводородах с помощью потенциометрического титрования и IP 399 для определения сероводорода в кубовых остатках с помощью спектрофотометрического определения. Эти методы анализа также обычно проводят при 60 С. В частности, тяжлая и вязкая сырая нефть, кубовые остатки, нефтяные дистилляты, содержащие сырую нефть или кубовые остатки, например мазут, тяжлое печное топливо и флотский мазут, часто хранятся при повышенных температурах 70 С или более, например 90 С или более для облегчения обращения с ними. Битум часто хранится при температуре даже выше 150 С и в некоторых случаях выше 180 С. В этих случаях часто наблюдается, что содержание сероводорода определяемое в этих нефтепродуктах с помощью известных способов повышается при таких повышенных температурах даже после кратковременного хранения нефтепродукта. Причиной этого могут быть ускоряющиеся с повышением температуры реакции соединений серы, присутствующих в нефтепродукте, например циклических или ароматических углеводородов со связанной серой, меркаптанов и также элементарной серы, дающиеh3S. Этот дополнительно образующийся h3S в процессе нагрева компонентов нефтепродукта в контексте настоящего изобретения обозначается как внутренний h3S. Таким образом, невозможно установить посредством определения содержания h3S известными методами анализа, например IP 570, что содержаниеh3S, определнное однократно и ниже его пределов, также гарантирует безопасное обращение с нефтепродуктами при их нагреве и в ходе дальнейшей их переработке при более высокой температуре, чем в условиях определения IP 570. Содержание внутреннего h3S часто дополнительно зависит от температуры, и поэтому нефтепродукт может иметь различное содержание h3S при различных температурах хранения. Кроме того, в этом контексте следует учитывать, что температура поверхности теплообменных аппаратов и других нагревательных устройств, как правило, значительно выше фактической температуры резервуара. Продолжительность высокотемпературного хранения нефтепродукта выше температуры измерения IP 570 также может усугубить эту проблему. Широко используемым способом снижения содержания h3S в нефтепродуктах является их обработка h3S-связывающими добавками, называемыми поглотителями h3S. Обычно используемыми поглотителями h3S являются, например, формальдегид, продукты реакции с аминами, например триазины,глиоксаль, оксиды металлов, сульфонаты металлов и другие металлоорганические соединения. Как правило, требуется определнное кратное стехиометрическое количество поглотителя h3S на одну частьh3S. При переработке сырой нефти и кубового остатка и содержащих их нефтепродуктов с h3Sсвязывающими добавками до высокотемпературного хранения надежная дозировка этих добавок до настоящего времени была невозможной по причинам, указанным выше, без профилактического дорогостоящего избыточного количества, так как не существует доступного способа определения содержания внутреннего h3S и, следовательно, отсутствует информация о количестве h3S, которое образуется в процессе хранения этих нефтепродуктов при повышенных температурах. Подходящим был бы способ определения, который, во-первых, позволяет определять низкие концентрации h3S менее 10 ppm и, в частности, предпочтительно менее 2 ppm, например, для доказательства соответствия спецификации и, вовторых, позволяет также определять более высокое содержание h3S, более 10 ppm и, в частности, более 25 ppm, для того чтобы иметь возможность проводить контролируемое дозирование поглотителей. Проблема, следовательно, состоит в создании способа определения содержания растворнного и внутреннего h3S в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках и в нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки (также называемые обобщнно в контексте данной заявки как серосодержащие нефтепродукты). В частности, должно быть обеспечено определение содержания внутреннего h3S, который образуется в ходе хранения серосодержащих нефтепродуктов при повышенной температуре. Это, в свою очередь, позволяет наджно определять дозу поглотителей h3S,необходимую для продолжительного снижения содержания h3S. Кроме того, процесс не должен быть длительным. Неожиданно было установлено, что определение содержания h3S, который образуется при хранении серосодержащих сырой нефти и мазута и дистиллятов нефтепродуктов, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки при температуре выше 80 С, например при температурах 100280 С, возможно путм растворения анализируемого нефтепродукта в высококипящем растворителе и продувания этого раствора газом-носителем при температуре выше 80 С и, в частности, при температуре, соответствующей температуре хранения, и определения количества h3S выделенного из серосодержащего нефтепродукта газом-носителем. Таким образом, изобретение относится к способу определения содержания h3S, который образуется в процессе высокотемпературного хранения в серосодержащих сырой нефти и кубового остатка и нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей с температурой кипения выше 200 С и газ-носитель пропускают через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре выше 80 С и количество сероводорода, выделенного с помощью газа-носителя, определяют количественно. Кроме того, изобретение относится к способу определения концентрации растворнного сероводорода и внутреннего сероводорода в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках и нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей с температурой кипения выше 200 С и содержание растворнного сероводорода сначала определяют пропусканием газа-носителя через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре ниже 100 С и количественным определением количества сероводорода, выделенного газом-носителем, а затем внутренний сероводород определяют нагреванием образца, обработанного таким образом, до температуры выше 80 С, продолжая при этом пропускать газ-носитель и количественно определяя h3S, выделенного газом-носителем, причем температура для определения внутреннего h3S выше, чем температура определения растворнного h3S. Кроме того, изобретение относится к способу определения концентрации поглотителей h3S, необходимых для связывания h3S в процессе хранения серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков и нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, растворением образца серосодержащего нефтепродукта в растворителе или смеси растворителей с температурой кипения выше 200 С и пропусканием газа-носителя через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре выше 80 С и количественного определения количества растворнного и внутреннего сероводорода выделенного газом-носителем и использования его для вычисления количества поглотителей h3S,необходимых для продолжительного снижения содержания h3S. Способ пригоден для определения широкого диапазона концентраций h3S. Предпочтительно он подходит для определения h3S в диапазоне 0,01-5000 ppm, более предпочтительно в диапазоне 0,1-1000ppm и предпочтительно в диапазоне 0,2-100 ppm, например в диапазоне 0,5-50 ppm h3S, в каждом случае относящихся к количеству растворнного или внутреннего сероводорода. В предпочтительном осуществлении способа изобретения возможно раздельное определение концентрации растворнного и внутреннего h3S. Для этого на первой стадии растворнный h3S в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках или в нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, выделяют пропусканием газа-носителя при относительно низкой температуре ниже 100 С, предпочтительно при 60-90 С, например при 80, 75, 70, 65 или 60 С, и количественно анализируют. Затем этот образец для определения внутреннего h3S нагревают, продолжая пропускать газ-носитель при температурах выше 80 С, предпочтительно выше 90 С, более предпочтительно выше 100 С и особенно предпочтительно выше 120 С, и h3S выделенный газом-носителем определяют количественно. Температура при определении внутреннего h3S предпочтительно по меньшей мере на 10 С и, в частности, по меньшей мере на 20 С выше, чем температура для определения растворнного h3S. В другом предпочтительном осуществлении способа изобретения может быть определено общее содержание растворнного и внутреннего h3S в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках или в неф-2 023063 тяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки. Для этого газноситель пропускают через серосодержащий нефтепродукт, растворнный в растворителе или смеси растворителей при температурах выше 100 С, предпочтительно 120-300 С, например 130-250 С и количество растворнного и внутреннего сероводорода выделенного газом-носителем определяют количественно. Предпочтение отдатся проведению определения содержания внутреннего h3S при температуре,соответствующей, по меньшей мере, температуре, при которой находятся серосодержащие сырая нефть или кубовые остатки или нефтяные дистилляты, содержащие серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, например, в процессе транспортировки или хранения. Особое предпочтение отдатся его проведению при температуре по меньшей мере на 5 С, предпочтительно по меньшей мере на 10 С и, в частности, по меньшей мере на 20 С выше температуры анализируемого продукта. При рассмотрении худшего случая также было установлено, что пригодной является температура на 30 или 50 С выше температуры, ожидаемой при нормальной работе. Для нефтяных дистиллятов, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, способ согласно изобретению предпочтительно осуществляют ниже начальной температуры кипения нефтепродукта, например по меньшей мере на 10 С, предпочтительно по меньшей мере на 20 С ниже температуры начала кипения нефтепродукта. Предпочтительные газы-носители в температурных условиях в соответствии со способом являются газами, которые химически инертны по отношению к анализируемой нефти и кислороду. Предпочтительными химически инертными газами являются азот, диоксид углерода, инертные газы, например гелий и аргон, и их смеси. Особенно предпочтительным инертным газом является азот. Как правило, используемые газы-носители имеют чистоту технической квалификации по меньшей мере 99 об.% и, в частности, по меньшей мере 99,9 об.%. Если анализатор, используемый для количественного определения выделившегося h3S, требует минимального количества кислорода в газе-носителе, соответствующее количество кислорода может быть добавлено в газ-носитель до или после его прохождения через раствор анализируемого нефтепродукта. Его предпочтительно добавляют к газу-носителю после прохождения им через раствор анализируемого нефтепродукта. В особенно предпочтительном осуществлении воздух с его природным содержанием кислорода используют в качестве газа-носителя. В другом предпочтительном осуществлении используют воздух, обогащенный по кислороду. В другом предпочтительном осуществлении используют чистый кислород с чистотой 99,5 об.% (квалификации технический O2). Предпочтение отдатся выполнению способа в соответствии с изобретением при атмосферном давлении. В особых случаях, например в случае определения содержания внутреннего h3S в нефтепродуктах с относительно низкокипящими компонентами, оно также может быть проведено при повышенном давлении, например при 1,01-50 бар (абсолютное). Газ-носитель может быть введн в раствор анализируемого нефтепродукта с помощью трубки. Предпочтение отдатся введением через фритту, в силу чего газ-носитель лучше распределяется и быстродействие способа заметно ускоряется. Фритта предпочтительно расположена очень близко к нижней части реакционного сосуда и, в частности, полностью погружена в раствор анализируемого нефтепродукта. Предпочтительными являются фритты из нержавеющей стали, керамики или стекла. Номинальная ширина пор предпочтительно составляет 10-500 мкм и более предпочтительно 50-300 мкм. Так, например, было установлено, что особенно пригодными являются фритты из стекла, керамики и металла под обозначениями POR-00/G 00, POR-0/G 0 и POR-1/G 1. Поток газа-носителя через раствор нефти следует пропускать до возвращения концентрации h3S,обнаруживаемой анализатором, к фоновому значению. Время, таким образом, зависит от концентрацииh3S в анализируемом образце, температуры измерения и химической природы соединений серы, которые разлагаются до h3S и присутствуют в образце. Растворители и смеси растворителей, предпочтительные для осуществления способа изобретения,имеют температуру кипения 250 С и, в частности, выше 300 С, или в случае смесей растворителей указанная температура относится к начальной температуре кипения смеси растворителей. Кроме того, их температура разложения предпочтительно составляет выше 260 С и, в частности, выше 280 С, например выше 320 С. Предпочтительные растворители могут быть ароматическими или алифатическими. Они предпочтительно является алифатическими или, по меньшей мере, преимущественно алифатическими,что означает, что они предпочтительно содержат по меньшей мере 80 мас.% более предпочтительно по меньшей мере 90 мас.% и, в частности, по меньшей мере 92 мас.% алифатических соединений и предпочтительно менее 20 мас.%, более предпочтительно менее 10 мас.% и, в частности, менее 8 мас.% ароматических соединений. Предпочтительными растворителями являются алифатические парафиновые или нафтеновые или смеси парафиновых и нафтеновых нефтепродуктов с отношением 1:50-50:1. Особенно предпочтительными растворителями являются, по существу, практически насыщенные растворители. "По существу, практически насыщенные" означает, что йодное число, определяемое по Кауфману,предпочтительно ниже 20 г I2/100 г и, в частности, ниже 10 г I2/100 г, например менее 5 г I2/100 г. Предпочтительными растворителями являются растворители, по существу, свободные от серы, что означает,что содержание серы предпочтительно составляет менее 1000 ppm (мас./мас.), более предпочтительно менее 500 ppm (мас./мас.) и, в частности, ниже 100 ppm, например ниже 10 ppm (мас./мас.). Примерами подходящих растворителей являются базовые масла группы I, II и III и поли(-олефины). Способ в соответствии с изобретением предпочтительно осуществляют в устройстве, включающем нагреваемый реактор с мешалкой, термометр, ввод образца, впускное отверстие для газа-носителя и вывод газа, ведущий к анализатору. Серосодержащие анализируемые сырая нефть или кубовые остатки или нефтяные дистилляты, содержащие серосодержащие нефть или кубовые остатки, растворяют в высококипящем растворителе в нагреваемом реакторе. В предпочтительном осуществлении раствор анализируемой нефти в растворителе вводят в реактор и затем нагревают при пропускании через него газа-носителя. В особенно предпочтительном осуществлении растворитель, предварительно помещнный в реактор, нагревают до температуры анализа и серосодержащий анализируемый нефтепродукт дозируют через предпочтительно газонепроницаемый ввод образца. Было установлено, что особенно подходящие объмы составляют 10-500 мл и, в частности, 50-200 мл растворителя. Количество серосодержащего анализируемого нефтепродукта зависит в значительной степени от содержания h3S в них и/или типа используемого анализатора. Оно, как правило, составляет 0,001-10 г, предпочтительно 0,01-1 г. Концентрация анализируемого нефтепродукта в растворителе предпочтительно составляет 0,1-5 мас.% более предпочтительно 0,1-1 мас.% Реактор предпочтительно изготовлен из химически инертного материала, такого как стекло, керамика или нержавеющая сталь. Он оснащн мешалкой, термометром для контроля температуры, вводом газа ниже поверхности жидкости и выводом газа из газового пространства. Ввод газа предпочтительно снабжн клапаном и расходомером для регулировки и контроля расхода газа-носителя. Предпочтение отдатся использованию объмного расхода газа-носителя 5-200 л/ч, более предпочтительно 10-100 л/ч,например, 20-70 л/ч. Через вывод газа газ-носитель поступает в анализатор. Было установлено, что полезно проводить операцию очистки газа-носителя до его поступления в анализатор, чтобы, например,удалить из потока газа-носителя захваченные пары растворителя или низкокипящие компоненты анализируемого нефтепродукта, которые могут привести к искажению результатов измерений. Это может быть осуществлено, например, с помощью охлаждаемой ловушки. Для обнаружения сероводорода в потоке воздуха в принципе пригодны все известные методы количественного определения h3S. Например, его можно определять газовыми индикаторными трубками, в которой газ-носитель пропускают через гранулированный реакционный слой, и, например, длина окрашенной зоны индикатора или сравнение интенсивности окраски дат информацию о концентрации газа. Подходящие индикаторные трубки поставляются Drgerwerk AGКо KGaA, например, под названиемDrager Tubes. Предпочтение отдатся детектированию электрохимическими датчиками. Они определяют и регистрируют концентрацию h3S в потоке воздуха в любое время в процессе. Например, подходящими анализаторами являются газоанализаторы S4000T типа General Monitors, PT205, РТ 295 или РТ 395 типа PemTech Inc, TGS825 типа Figaro Engineering Inc. (Japan) и Drger X-am 5000 типа Drgerwerk AGCo. KGaA. h3S селективными датчиками являются, например, Drger Sensor XXS h3S LC - 68 11 525, Drger XXS Sensor h3S - 68 10 883 и Drger XXS Sensor h3S HC -68 10 883. После полного удаления сероводорода из реакционной колбы, которое можно обнаружить по падению содержанием h3S до базовой линии датчика, содержание h3S определяется интегрированием по времени. В случае использования кислорода или кислородсодержащих газов в качестве газа-носителя часто наблюдается, по меньшей мере, частичное окисление сероводорода до диоксида серы (SO2). Для того чтобы избежать каких-либо искажений в результатах измерений, вызванных этим, было установлено, что целесообразно также количественно определить содержание SO2 в газе-носителе, а после пересчта в h3S добавить его к последним. Определение SO2 может быть осуществлено известными способами, например селективными газовыми индикаторными трубками или электрохимическими датчиками. В этом осуществлении необходимо, чтобы сам серосодержащий анализируемый нефтепродукт не содержал SO2, или SO2,присутствующий в серосодержащем нефтепродукте, принимался во внимание при расчте содержания h3S. Способ согласно изобретению в основном пригоден для определения содержания h3S, который присутствует в серосодержащих нефтепродуктах и определяется при повышенных температурах в нефтяных дистиллятах, содержащих сырую нефть и/или кубовые остатки. Кубовые остатки обозначают кубовые остатки дистилляции нефтепродукта, которые являются неиспаряемой частью операции переработки (обычно дистилляции) нефтепродукта. Они могут возникать, например, при дистилляции нефти при нормальном давлении или при пониженном давлении либо в виде кубовых остатков нефтеперегонных заводов, например в виде кубовых остатков в установках висбрекинга и крекинга. Способ является особенно пригодным для определения содержания h3S в битуме и асфальте, например остаточном битуме, разжиженном нефтяном битуме, тврдом битуме, высоковакуумном битуме и битуме переокисления. Способ также подходит для определения сероводорода в битуме модифицированном полимером. Часто кубовые остатки от дистилляции нефти перерабатывают смешиванием с другими продуктами НПЗ для производства готовой продукции. Предпочтительные дистилляты нефтепродуктов, используемые для смешивания или растворения, или разбавления сырой нефти или кубовых остатках, являются высококипящими фракциями дистилляции нефти и, в частности, дистиллятов от вакуумной дистилляции и от крекинга и других НПЗ. Предпочтительные нефтепродукты имеют температуру кипения выше 250 С и, в частности, выше 300 С. Эти нефтепродукты часто имеют сравнительно высокое содержание серы более 100 ppm, например 200-10000 ppm. Предпочтительными используемыми нефтепродукты яв-4 023063 ляются вакуумный газойль (VGO, HVGO), легкий рецикловый газойль (LCO), тяжлый рецикловый газойль (НСО), газойль лгкого крекинга или вакуумного дистиллята лгкого крекинга (дистиллят флешкрекинга) или суспензия установки FCC. Отношение в смеси между сырой нефтью или кубовыми остатками и нефтепродуктами обычно устанавливают так, чтобы вязкость смеси соответствовала требуемой вязкости. Отношение в смеси предпочтительно составляет 20:1-1:20, предпочтительно 10:1-1:10(мас./мас.). Примерами нефтепродуктов, включающих такие кубовые остатки, являются флотские мазуты и печное топливо, в частности такое как тяжлое печное топливо. Более конкретно, способ согласно изобретению подходит для определения содержания h3S, который образуется при повышенных температурах во флотском мазуте, тяжлом мазуте (мазут), битуме и асфальте. Способ согласно изобретению обеспечивает наряду с определением растворнного сероводорода также определение сероводорода, который образуется из серосодержащих соединений в процессе хранения нефтепродукта при повышенных температурах (внутренний h3S). Кроме того, можно определить концентрацию внутреннего h3S в зависимости от температуры. Это также позволяет судить о безопасном обращении с такими нефтепродуктами после длительного хранения даже при различных повышенных температурах. Использование высококипящего растворителя обеспечивает длительное использования обычных электрохимических датчиков, чувствительных к парам растворителя. Способ в соответствии с изобретением, во-первых, позволяет при необходимости определять низкие концентрации E2S менее 10 ppm и, в частности, менее 2 ppm, например, для доказательства соответствия техническим условиям. Во-вторых, он также позволяет определять более высокое содержание h3S,более 10 ppm и, в частности, более 25 ppm, например более 50 ppm, для того чтобы иметь возможность проводить контролируемое дозирование поглотителей h3S. Он подходит и для моделирования содержания h3S, ожидаемого в условиях производства и/или хранения серосодержащих сырой нефти или кубовых остатках, и для определения содержания h3S, которое можно ожидать в случае длительного хранения нефти в заданных условиях. Кроме того, он может быть использован для оценки количества соответствующих добавок для снижения содержания h3S (h3S поглотители), а также для определения дозы добавок необходимой для создания требуемого содержания h3S. Таким образом, можно определить дозу поглотителя, которой достаточно даже для длительного хранения при повышенных температурах, без профилактической передозировки и, следовательно, ненужных затрат. Примеры Определение содержания h3S в мазуте и битуме. Для определения содержания сероводорода в сырой нефти и нефтепродуктах в 100 мл колбу с магнитной мешалкой, внутренним термометром и выводом газа сначала загружают 50 мл растворителя и добавляют 0,1-1 г анализируемых сырой нефти или кубовых остатков. Используемый растворитель состоит преимущественно из алифатических углеводородов (90%) и имеет начальную температуру кипения выше 250 С. При пропускании воздуха или потока азота (поток газа-носителя; 20 л/ч), который податся через фритту из нержавеющей стали G2 ниже поверхности растворителя, нефтепродукт нагревают до заданной температуры T1 и после снижения содержания h3S в потоке газа-носителя до исходного значения ( 0 ppm) затем до T2. Воздух или азот (поток газа-носителя) пропускают через вывод газа в газовый электрохимический датчик, который селективно реагирует на h3S и содержание h3S регистрируют как функцию от времени. После около 15-30 мин содержание h3S в потоке воздуха или азота снова падает до исходного значения,и затем измерение заканчивают и содержание h3S в нефти рассчитывают интегрированием по времени. Содержание растворнного h3S определяют интегрированием сигнала при T1 и содержание внутреннего h3S - интегрированием сигнала при T2. Сумма растворнного и внутреннего h3S соответствует общему содержанию h3S. Каждое представленное измерение означает три измерения. Пример 1. При различных температурах содержание сероводорода определяют в мазуте (остаток вакуумной дистилляции смешанный с VGO; HFO I) или в битуме (осадок от висбрекинга при переработке сырой нефти из стран Ближнего Востока, битум I). Измерением при 60 С (T1) определяют содержание растворнногоh3S и при более высокой температуре (Т 2) общее содержание h3S, который образуется при этой температуре. Используют воздух в качестве газа-носителя. В измерениях 3, 7 и 9 образцы после измерения при 60 С нагревают до температуры T2, указанной в табл. 1, и определяют концентрацию внутреннего h3S, который образуется при этой повышенной температуре. В случае этих измерений общее количество растворнного и внутреннего h3S соответствующего общей концентрации определяют в одну стадию. Таблица 1. Определение содержание h3S в зависимости от температуры Пример 2. Для снижения содержания сероводорода тяжлое печное топливо (кубовый остаток от легкого крекинга смешивают с LCO и суспензией FCC; HFO II) и битум (остаток от висбрекинга при переработке сырой нефти из Южной Америки; битум II) смешивают с поглотителем h3S. Используют в качестве поглотителей h3S коммерчески доступные продукты на основе продукта реакции альдегида и амина (поглотитель А) или на основе металлоорганического соединения (поглотитель В). Для обоих продуктов рекомендуется доза в пять массовых частей поглотителя на массовую часть h3S. Сначала дозировку проводят на основе содержания растворнного h3S (измерения 11 и 14) и затем в пересчте на общую концентрацию растворнного и внутреннего h3S (измерения 12 и 15). Для определения растворнного и внутреннего h3S нефть вновь нагревают ступенчато до заданных температур T1 и Т 2. Каждая указанная дозировка приведена в пересчте на количество используемого активного ингредиента (мас./мас.). Используют воздух в качестве газа-носителя. Таблица 2. Определение содержания свободного и растворнного h3S в тяжлом печном топливе (HFO II) до и после добавления поглотителя Таблица 3. Определение содержания свободного и растворнного h3S в битуме II до и после добавления поглотителя Пример 3. По аналогии с примером 2 битум (кубовый остаток от вакуумной дистилляции арабской тяжлой сырой нефти, битум III) смешивают с поглотителем h3S в соответствии с примером 2. Дозировка снова пять массовых частей поглотителя на массовую часть h3S сначала в зависимости от содержания растворнного h3S (измерение 17) и затем в пересчте на общую концентрацию растворнного и внутреннегоh3S (измерение 18). Каждая указанная дозировка приведена в пересчте на количество используемого активного ингредиента (мас./мас.). Используют азот в качестве газа-носителя. Таблица 4. Определение содержания свободного и растворнного h3S в битуме III до и после добавления поглотителя Пример 4. Аналогично примеру 2, при пропускании потока воздуха (10 л/ч) битум (кубовый остаток от вакуумной дистилляции сырой нефти из Кувейта; битум IV) нагревают ступенчато до указанных температурT1 и Т 2 до и после добавления поглотителя A h3S. По окончанию процесса примера 2 регистрируют содержание и h3S и SO2 как функцию времени селективными датчиками на выходе газа. После около 20 мин содержание h3S и SO2 в газе-носителе снова падает до исходного значения, и затем измерение заканчивают и содержание h3S и SO2 в нефти рассчитывают интегрированием по времени (измерение 19). Превращением серы, присутствующей в виде SO2, в h3S определяют количество растворнного h3S первоначально присутствующего в битуме (T1, общее) и внутреннего h3S (T2, общее). Сложением растворнного и внутреннего h3S рассчитывают общее содержание h3S. Сначала дозировку поглотителя A h3S рассчитывают относительно общего содержания растворнного h3S (T1, общее; измерение 20) и затем рассчитывают общую концентрацию растворнного и внутреннего h3S (измерение 21). Каждая указанная дозировка приведена в пересчте на количество используемого активного ингредиента (мас./мас.). Таблица 5. Определение содержания свободного и растворнного h3S в битуме IV до и после добавления поглотителя Эксперименты показывают, что способ согласно изобретению обеспечивает определение растворнного сероводорода, а также внутреннего сероводорода, который образуется при различных температурах. Он также позволяет оценить содержание внутреннего h3S, который образуется при хранении при повышенной температуре. Последовательным измерением содержания h3S при температуре около 60 С и более высоких температурах можно определить содержание и растворнного и, следовательно, спонтанно выделяющегося h3S и внутреннего h3S, который выделяется только при термообработке. Исходя из этого, можно оценить количество поглотителя h3S, необходимого для соответствия ограничениям при различных условиях хранения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ определения содержания h3S, который образуется в ходе высокотемпературного хранения серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков и нефтяных дистиллятов, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей, которые кипят выше 200 С, и газ-носитель пропускают через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре выше 80 С, и количество сероводорода,выделенного газом-носителем, определяют количественно. 2. Способ определения концентрации растворнного сероводорода и внутреннего сероводорода в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках и нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей, которые кипят выше 200 С, и растворнный h3S сначала определяют пропусканием газа-носителя через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре ниже 100 С и количественно определяют сероводород, выделенный газом-носителем, и затем внутренний h3S определяют нагреванием образца, обработанного таким образом, до температуры выше 80 С,продолжая при этом пропускание газа-носителя, и количественно определяют h3S, выделенного газомносителем, причем температура для определения внутреннего h3S выше, чем температура для определения растворнного h3S. 3. Способ по п.2, в котором температура для определения внутреннего h3S по меньшей мере на 10 С выше, чем температура определения растворнного h3S. 4. Способ по пп.1-3, в котором внутренний h3S определяют при температурах выше 120 С. 5. Способ по пп.1-4, в котором используемый газ-носитель является химически инертным газом. 6. Способ по пп.1-5, в котором используемый газ-носитель является азотом. 7. Способ по пп.1-4, в котором используемый газ-носитель является кислородом или смесью кислорода и одного или нескольких химически инертных газов. 8. Способ по п.7, в котором используемый газ-носитель является воздухом. 9. Способ по пп.7, 8, в котором SO2, выделенный газом-носителем, количественно определяют в пересчте на h3S и суммируют. 10. Способ по пп.1-9, в котором используемый газ-носитель вводят через фритту в раствор серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков или содержащих их нефтяных дистиллятов. 11. Способ по пп.1-10, в котором растворитель или смесь растворителей преимущественно являются алифатическими. 12. Способ по пп.1-11, в котором йодное число растворителя или смеси растворителей составляет менее 20 г I2/100 г. 13. Способ по пп.1-12, в котором богатым по сере кубовым остатком является битум, мазут или флотский мазут. 14. Способ по пп.1-13, в котором нефтяной дистиллят является высококипящей фракцией нефтяного дистиллята, полученной при вакуумнойдистилляции или в аппаратах крекинга или нефтепереработки. 15. Способ определения концентрации поглотителей h3S, необходимой для связывания h3S в процессе хранения серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков и нефтяного дистиллята, содержащего серосодержащие сырую нефть и кубовые остатки, в котором содержание в серосодержащих нефтепродуктах растворнного и внутреннего сероводорода количественно определяют способом по пп.1-14 и рассчитывают количество поглотителей h3S, необходимое для продолжительного снижения содержания

<a href="http://easpatents.com/8-23063-sposob-opredeleniya-soderzhaniya-serovodoroda-v-syrojj-nefti-i-kubovyh-ostatkah.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ определения содержания сероводорода в сырой нефти и кубовых остатках</a>

easpatents.com