Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Содержание сероводорода в нефти


Появление - сероводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Появление - сероводород

Cтраница 1

Появление сероводорода и серы в нефтепродуктах объясняется частич-ным разложением органических сернистых соединений при термическом воздействии в процессе переработки, причем основную массу продуктов распада составляет сероводород. Окисляясь, он переходит в элементарную серу, поэтому часто содержание серы в продукте является результатом окисления сероводорода.  [1]

Появление сероводорода в природных поверхностных водах может наблюдаться в придонных слоях при гниении различных органических остатков как продукт распада серусодержащих белковых веществ. Наличие сероводорода в морских и глубинных водах связывают с восстановлением в анаэробных условиях иона SO сульфатредуцирующими бактериями, а в подземных водах - действием больших количеств СО2 на сульфидные руды, в частности пирит.  [2]

Появление сероводорода и элементарной серы в нефтепродуктах объясняется частичным разложением сероорганических соединений при термическом воздействии в процессе переработки, причем основную массу продуктов распада составляет сероводород. Окисляясь он переходит в элементарную серу, поэтому часто содержание серы в нефтепродукте является результатом окисления сероводорода.  [3]

Появление сероводорода в продуктах сгорания сернистого топлива связано с общим и локальным недостатком воздуха в зоне горения. При сжигании сернистого мазута появление h3S вызвано малыми избытками воздуха, при сжигании твердого топлива - двухступенчатой схемой подачи воздуха.  [4]

Появление сероводорода в продукции нефтяных скважин ухудшает качество нефти и газа, возникают серьезные осложнения при их добыче, переработке и транспорте. Наличие в добываемой продукции СВБ и сероводорода приводит к резкому усилению коррозии металлического оборудования и коммуникаций, что создает опасность загрязнения окружающей среды в результате неконтролируемого разлива нефти и соленой воды при авариях.  [5]

Появление сероводорода обнаружено в нефтяных залежах и добываемой продукции только на стадии разработки с применением внутриконтурного заводнения и связано с развитием микробиологических процессов в пласте.  [6]

Появление сероводорода и элементарной серы в нефтепродуктах объясняется частичным разложением сероорганических соединений при термической воздействии в процессе переработки, при-чеы основную массу продуктов распада составляет сероводород. Окисляясь он переходит в элементарную серу, поэтому часто содержание серы в нефтепродукте является результатом окисления сероводорода.  [7]

При появлении сероводорода в опасных концентрациях немедленно принимаются меры для предупреждения отравления людей, ставится в известность администрация и газоспасательная служба, вывешиваются предупредительные знаки. Принимают меры по обнаружению причин повышения концентрации сероводорода. Если это незначительные утечки газа, то их устраняют. Работы ведут, применяя индивидуальные средства защиты, только вдвоем. В одиночку работать в загазованной среде запрещается. Если нарушения в оборудовании значительны, работы проводят только бригады газоспасательной службы, операторы допускаются к работам после инструктажа, в спецодежде и с противогазом.  [8]

При появлении сероводорода в опасных концентрациях немедленно принимаются меры для предупреждения отравления людей, ставится в известность администрация и газоспасательная служба, вывешиваются предупредительные знаки.  [9]

При появлении сероводорода необходимо открыть кран для выпуска циркуляционного водорода в атмосферу и сообщить на водородную станцию о необходимости принять соответствующие меры.  [10]

При появлении сероводорода Б опасных концентрациях немедленно принимаются меры для предупреждения отравления людей, ставится в известность администрация и газоспасательная служба, вывешиваются предупредительные знаки.  [11]

В процессе бурения появление сероводорода приводит к ухудшению технологических свойств бурового раствора, интенсивной коррозии бурового оборудования и разрушению цементного камня. Для устранения таких нежелательных явлений необходима нейтрализация сероводорода, которая достигается путем использования различных добавок к буровым растворам. На практике в качестве таких добавок используются гематит, магнетит, ЖЕ-7, Н-5, СНУДГ ВНИИТБ-1, Т-66, реагент СР и др. Механизм нейтрализации заключается в способности сероводорода взаимодействовать с окислами, основаниями и солями поливалентных металлов с.  [12]

Известно, что источником появления сероводорода в добываемой продукции скважин служат сульфатвосстанавливающие бактерии ( СВБ), которые попадают в нефтяной пласт в процессе первичного заводнения продуктивных пластов наземными водами.  [13]

Имеются также сведения об окислении метана и появлении сероводорода в газе в результате деятельности бактерий.  [14]

Исследование вод вышележащих горизонтов позволило установить причину увеличения сульфат-ионов и появления сероводорода в попутно добываемой воде. Содержание сульфат-ионов в водах вышележащих водоносных пластов карбоната составляет 6 57 г / л, что более чем в 250 раз выше по сравнению с пластовой и более чем в 50 раз выше по сравнению с закачиваемой водами. По промысловым данным, в этот период резко возросла обводненность и снизился дебит нефти, в короткое время содержание сульфат-ионов увеличилось в 10 раз и более.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением

Предлагаемое изобретение относится к способам измерения количественного содержания растворенного газа в нефтепромысловой жидкости и может быть использовано в скважинной добыче нефти на сероводородсодержащих нефтяных месторождениях и для мониторинга трубопроводной системы и емкостного оборудования при сборе и транспортировке нефти, пластовых и сточных вод, водонефтяных эмульсий.

Известен способ оценки содержания определенного газа в составе воды или иной жидкости, заключающийся в размещении в десорбере пробы жидкости, его барботажа воздухом или инертным газом и определении массы выделенного газа колориметрическим методом путем визуального контроля химической реакции исследуемого газа в индикаторной трубке (Справочник по Drager-Tube / CMS: Справочное руководство по измерениям при анализе почвы, воды и воздуха, а также технических газов, 12-е издание, стр. 42. - Любек, 2003. - 294 с.). Технология рассчитана только на изучение содержания газа в жидкости, находящейся при атмосферном давлении без избыточного давления.

В нефтегазодобывающих предприятиях Российской Федерации успешно используется анализатор сероводорода в жидкости АСЖ-02, известный по патенту РФ №2181882 (опубл. 27.04.2002, бюл. 12) и Стандарту ОАО АНК "Башнефть" Применение нейтрализаторов сероводорода на объектах ОАО АНК «Башнефть / СТ-04-03-01. - Уфа, 2010. - 21 с.

По патенту и по Стандарту предусматривается отбор скважинной нефти из устьевого пробоотборника или вентиля трубопроводной системы в тару небольшого объема (0,2-0,5 литра). Нефть в выкидной линии скважины или трубопроводной системы или в емкости, как правило, находится под определенным давлением до 4 МПа. При отборе пробы нефть вытекает из пробоотборника или вентиля и по трубке перетекает в тару для последующего анализа количественного присутствия сероводорода. Тара при отборе пробы нефти имеет в своей верхней части небольшое отверстие в окружающую атмосферу. При таком методе отборе из нефти выделяется попутный нефтяной газ и удаляется из тары в окружающую атмосферу из-за незначительного превышения давления в таре над атмосферным. Вместе с попутным нефтяным газом (ПНГ) в окружающую атмосферу уходит и теряется из дальнейшего рассмотрения сероводород, находящийся в составе ПНГ. После отбора пробы тара герметизируется.

Существующая сегодня технология оценки количественного присутствия сероводорода в скважинной нефти, находящейся под определенным давлением в скважине или трубопроводе, не способна учитывать сероводород, выделяющийся из нефти при ее дегазации в процессе ее перевода в тару для исследований.

Технической задачей по изобретению является повышение точности измерения концентрации сероводорода в нефти или любой сероводородсодержащейся жидкости, находящейся в технологическом трубопроводе или сосуде под определенным давлением. Такие анализы могут проводиться в промысловых условиях, то есть непосредственно в зоне скважины, трубопровода или емкости под давлением.

Поставленная задача выполняется тем, что способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, заключающийся в отборе пробы нефти в тару при снижении давления до атмосферного, барботировании этой пробы или ее части с фиксацией выделенного сероводорода химическим методом, дополняют тем, что выделяющийся при отборе пробы нефти попутный нефтяной газ (ПНГ) собирают в газосборную камеру при полном заполнении пробоотборной тары нефтью, измеряют объем ПНГ и концентрацию в нем сероводорода, а концентрацию сероводорода в скважинной нефти определяют по формуле:

где: C - концентрация сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, мг/л;

C1 - концентрация сероводорода в нефти, находящейся в таре после отбора при атмосферном давлении, мг/л;

C2 - концентрация сероводорода в выделившемся попутном нефтяном газе в смеси с воздухом, мг/л

Vн - объем пробы нефти в пробоотборной таре, мл;

VПНГ - объем попутного нефтяного газа в смеси с воздухом в газосборной камере (воздух вытесняется из пустой тары для нефти).

Согласно заявляемому изобретению обеспечивается учет всего сероводорода, имеющегося в нефти под давлением благодаря сбору попутного нефтяного газа, выделяющегося при отборе нефти при атмосферных условиях и количественной оценке h3S в ПНГ.

Изобретение реализуется по схемам, приведенным на фиг. 1 и 2, где: 1 - трубопровод с нефтью под давлением, 2 - вентиль трубопровода, 3 - тара для наполнения нефтью, тарированная по объему, 4 - крышка тары с двумя отверстиями, 5 - трубка для набора в тару нефти, 6 - трубка для вывода ПНГ из тары, 7 - счетчик газа, 8 - газосборная камера, 9 - вентиль газосборной камеры, 10 - газоотборник (медицинский шприц), 11 - индикаторная трубка.

Изобретение реализуется выполнением следующих действий (на примере отбора и анализа пробы нефти):

1. Оборудование, показанное на фиг. 1, в компактно собранном виде (в чемоданчике) приносят к объекту исследования, например к выкидной линии скважины - трубопроводу 1.

2. Трубку 5 тары 3 соединяют к вентилю 2 трубопровода 1, и вентиль 2 плавно открывают с тем, чтобы уровень нефти в таре плавно поднимался, а дегазированный попутный нефтяной газ успевал выходить в газоотводную трубку 6.

3. Тару 5 под горловину, то есть полностью заполняют нефтью, вентили 2 и 9 закрывают. Визуальным путем определяют объем пробы нефти Vн в таре 5 и по счетчику 7 определяют объем попутного нефтяного газа в смеси с воздухом, который был вытеснен нефтью из пустой бутылки - VПНГ.

4. К верхней части трубки 5 присоединяют анализатор сероводорода АСЖ-02 (патент РФ №2181882) и с его помощью определяют концентрацию сероводорода в нефти C1, находящейся в таре 3.

5. Вентиль 9 отсоединяют от счетчика газа 7 и к нему присоединяют индикаторную трубку 11 типа h3S - 0,0066 по ТУ 12.43.01.166-86, а индикаторную трубку соединяют с газоотборником 10 небольшого объема (аспиратором). В качестве газоотборника очень удобен медицинский шприц необходимого объема - от 5 до 150 мл (см3). Объем шприца заранее подбирается таким, чтобы через индикаторную трубку прокачать такой объем ПНГ в смеси с воздухом, благодаря которому индикаторная трубка потемнела бы до отметки во второй ее половине.

6. С помощью индикаторной трубки 11 и газоотборника 10 из газосборной камеры 8 отбирают часть многокомпонентного газа и определяют концентрацию сероводорода C2 аналогично методике, приведенной в инструкции по применению портативного газоанализатора ГХ-Е.

7. По формуле 1 определяют концентрацию сероводорода в скважинной нефти.

Оценим преимущество предложенного способа на примере результатов двух анализов нефти, отобранной два раза из трубопровода под давлением 1,6 МПа после центробежного насоса типа ЦНС, которая в свою очередь находится на установке предварительного сброса воды нефтегазодобывающего предприятия. Нефть, взятая дважды на анализ, характеризуется малым содержанием воды (не более 2%) и относительно небольшим содержанием попутного нефтяного газа (газосодержание в пределах 2,0 м3/м3. Результаты для удобства восприятия даны в табличном виде.

Относительная погрешность между двумя способами измерений концентрации сероводорода в нефти, находящейся под давлением, составляет

Такая значительная разница будет еще большей при анализе скважинных проб нефти ввиду их большего газосодержания. Предложенный 1 способ по существу отличается от известного способа тем, что предложено учитывать и тот сероводород, который уходит вместе с попутным нефтяным газом при отборе нефти в тару.

edrid.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 2

Высокое содержание - сероводород

Cтраница 2

При добыче нефти с высоким содержанием сероводорода газ от технологических аппаратов и оборудования при их остановке на ремонт, наладке или пуске должен быть направлен через огневой преградитель на сжигание, в газосборную или в закрытую систему с последующей нейтрализацией.  [16]

При бурении скважин с высоким содержанием сероводорода ( Тенгиз, Жанажол, Астраханское и другие месторождения) эксплуатационный ресурс бурильных труб можно уменьшить, если установить в нижней части колонны гасители продольных колебаний.  [17]

При очистке газа с высоким содержанием сероводорода процесс ( себестоимость рассчитана за 1955 г. и позже) будет рентабельным лишь в том случае, если предусмотрена регенерация отработанной гранулированной очистной массы экстракцией растворителями с получением товарной серы. В действительности стоимость производства гранулированной окиси железа может оказаться настолько низкой, что строительство экстракционной установки будет излишне. В общем, если производительность установки по газу больше 113 2 тыс. м3 / сутки, то она оборудуется экстракционной установкой, хотя предполагают, что для установок меньшей производительности можно пользоваться более упрощенной схемой.  [18]

При разработке месторождений с высоким содержанием сероводорода большое внимание уделяется оснащению производственного персонала и населения газозащитной и газоспасательной аппаратурой. Так, при разработке Астраханского ГМК персонал всех производственных групп, выполняющих работы на расстоянии менее 8 км от вероятных источников выбросов сероводородсодержащих газов, население, а также лица, временно или постоянно находящиеся в указанной зоне, обеспечиваются фильтрующими противогазами с целью использования при возникновении аварийной ситуации для эвакуации из загазованной зоны.  [19]

При бурении на месторождениях с высоким содержанием сероводорода ( 6 % и более) в схемах противовыбросового оборудования обязательно применять превенторы с глухими срезающими плашками.  [20]

С повышением температуры газы с высоким содержанием сероводорода обладают большей способностью к переносу серы.  [21]

Весовой метод более пригоден для определения высоких содержаний сероводорода и сульфидной серы; при малых содержаниях - более надежен объемный иодометрический метод.  [22]

При бурении скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода необходимо применять инструмент, трубы и другое оборудование в сероводородостойком исполнении. Кроме того, технология цементирования и виды применяемых цементов должны быть такими, чтобы полностью исключить выход сероводорода на дневную поверхность.  [23]

При ликвидации скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода предъявляется ряд дополнительных требований, позволяющих минимизировать экологический риск подобных операций.  [24]

К работам на объектах месторождений с высоким содержанием сероводорода допускаются лица, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в дыхательных аппаратах изолирующего типа, прошедшие необходимое обучение по безопасности работ на объекте, проверку знаний и навыков пользования средствами защиты органов дыхания.  [25]

Условия резервуарных парков НГДУ Бузулукнефть характеризуются высоким содержанием сероводорода, интенсивным оборотом товарных парков и повышенной температурой нефти.  [26]

При ведении работ на месторождениях с высоким содержанием сероводорода учебно-тренировочные занятия с обслуживающим персоналом по выработке практических навыков выполнения действий по ПЛА должны проводиться не реже одного раза в месяц.  [27]

Таким образом, при вскрытии пластов с высоким содержанием сероводорода следует опасаться разрушения металла. Особенно опасным являются водородное расслоение и растрескивание, возникающие на отдельных участках, в то время как остальная поверхность остается неповрежденной.  [28]

Трубопроводы, по которым подается природный газ с высоким содержанием сероводорода, подвергаются интенсивной коррозии, особенно в местах скопления конденсата. Особо высокой агрессивностью обладает конденсат, состоящий из смеси водной и углеводородной частей. Известны случаи разрушения отдельных участков газопроводов в течение 3 - 4 мес.  [29]

Специфическим отличием туннельного газа от камерного и генераторного является высокое содержание сероводорода ( 200 г / нм3) и газового бензина ( 400 г / нм8), что не позволяет непосредственно подмешивать его к камерному газу, поскольку это ведет к нарушению режима работы отделения мокрой сероочистки.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Сероводород содержание - Справочник химика 21

    Вместе с сероводородом из потока газа может быть удалена также двуокись углерода изменяя продолжительность адсорбционного процесса, можно получить любую. заданную степень извлечения СО 2- В процессе совместной адсорбции газа от двуокиси углерода и сероводорода в первый период происходит полное удаление обоих компонентов, затем СО а вытесняется сероводородом. Содержание СО., в выходящем потоке газа резко возрастает, причем вследствие вытеснения оно превосходит содержание СО в исходном газе. В то же время количественно сорбируется сероводород. На основе десорбции газов осуществлено производство серы и твердой двуокиси углерода. [c.112]     При потере сухих газов неизбежно теряется и сероводород, содержание которого в атмосферном воздухе не должно превышать 0,008 мг/м . Потери сероводорода зависят от схемы сероочистки газов. Потери сероводорода ниже, если газ очищается до газофракционирования. В случае обессеривания газа после газофракционирования наблюдаются существенные потери сероводорода. [c.567]

    Органические сернистые соединения значительно менее реакционноспособны, чем сероводород поэтому при обычных процессах извлечения сероводорода содержание их не снижается или снижается незначительно. Некоторые адсорбционные и окислительные процессы, применяемые для удаления сероводорода, позволяют частично удалить и органическую серу (см. главы восьмую и девятую), но, как правило, для удаления органических сернистых соединений из болз.шинства газовых потоков необходимо применять каталитические методы превращения при высоких температурах. При большинстве каталитических процессов удаления органической серы требуется, чтобы поступающий газ практически не содержал сероводорода. Однако при некоторых катализаторах присутствие сравнительно значительных количеств сероводорода в поступающем газе снижает их активность. Такие катализаторы имеют особенно важное экономическое значение при очистке синтез-газов, когда предварительная очистка от сероводорода обычными методами для возможности последующего удаления органических сернистых соединений вызывает необходимость охлаждения и повторного нагрева всего количества газа, поступающего на очистку. [c.319]

    Сероводород получается в результате очистки циркуляционного водородсодержащего и углеводородных газов от сероводорода. Содержание углеводородов в сероводороде, уходящем с установки, не превышает 2% (об.). Выход сероводорода зависит от содержания серы в сырье, глубины очистки сырья и газов и колеблется в пределах 0,5—2,5% (масс.) на сырье. [c.44]

    В воде, подававшейся в дегазатор, содержалось до 200 лг/л сероводорода. Содержание сероводорода в воде, поступавшей на насадку, колебалось от 10 до 67 лг/л, а в воде после дегазатора снижалось до 3—5 Мг/л. [c.107]

    На установках производства серы, построенных по проектам института Гипрогазоочистка , используют сероводородсодержащий газ, в котором не менее 83,8 % (об.) сероводорода. Содержание углеводородных газов в сырье должно быть не более 1,64 % (об.), паров воды (при 40 С и 0,05 МПа) не более 5 % (об.) и диоксида углерода не более 4,56 % (об.). [c.111]

    Надежная работа любой двигательной установки независимо от ее назначения возможна лишь при условии совместимости топлива с материалами, из которых выполнены конструктивные детали топливной системы. Для остаточных топлив совместимость с материалами принято характеризовать только коррозионной активностью топлив, которую оценивают содержанием сернистых соединений (серы и сероводорода), содержанием водорастворимых кислот и щелочей, содержанием коррозионно-активных металлов. [c.187]

    Однако на некоторых месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, появился сероводород, содержание которого со временем увеличивается. [c.24]

    Содержание меркаптано-вой серы рассчитывается по объему азотнокислого аммиаката серебра, израсходованного на потенциометрическое титрование топлива, не содержащего сероводорода содержание сероводородной серы — по разности объемов азотнокислого аммиаката серебра, израсходованных на титрование до и после удаления сероводорода [c.50]

    Повышение содержания НгЗ в газах, как следует из данных Мэзона [157], а также в соответствии с реакцией (17), должно вызывать торможение и действительно тормозит процесс обессеривания. При добавлении к водороду равного количества сероводорода содержание серы в коксе возросло с 7 до 87о [1571. [c.207]

    Градуировочный график строят на основании анализа на этом же приборе искусственных смесей воздуха с сероводородом (содержание НзЗ 0,0005—0,1000 объемн.%). В случае замены дозатора, колонки или силикагеля необходимо построить новый градуировочный график (рис. 22). [c.63]

    Газ — метановый, в нем отсутствуют газоконденсатные фракции углеводородов, сероводород, содержание же азота и двуокиси углерода незначительно. [c.117]

    Газы месторождения Узень различаются по типу залежи и глубине залегания. В газах обнаружен сероводород, содержание азота изменяется в пределах 0,5—2,5%, углекислого газа — 0,2—1,3%. [c.153]

    В газах нет сероводорода, содержание двуокиси углерода не превышает 0,6%, азота— около 4%. [c.220]

    В газах, применяемых в СССР, благодаря глубокой очистке от сероводорода содержания его составляет 0,5 г/100 м . [c.311]

    Ниже описаны промышленные методы очистки газов от сероводорода, содержание-которого в очищаемых газах колеблется от 0,1 до 10% и более 12-14. [c.218]

    Выход гидрогенизата при гидроочистке достигает 95-98 %, а степень обессеривания 90—99 %. Помимо гидрогенизата продуктами гидроочистки является сухой газ ( отдув ), газы стабилизации и сероводород. Содержание серы в дизельном топливе в результате гидроочистки снижается с 1,0 % и более до 0,1 % и менее. Принципиальная схема гидроочистки приведена на рис. 19. [c.55]

    Платиновый катализатор требователен в отношении природы сырья. Если сырье содержит много серы, то его необходимо сначала подвергнуть легкой гндроочистке и вывести образующийся при этом сероводород. При содержании серы в сырье 0,1% предварительной очистке сырья от серы не требуется, но циркулирующий газ самого платформинга подлежит очистке от сероводорода. Содержание непредельных в сырье также должно быть ограничено. [c.221]

    При полукоксовании сланца в цромышленных агрегатах в летучие продукты переходит 30—40% от общей серы сланца, причем основная часть серы выделяется в виде сероводорода, содержание которого, например, в газе туннельных печей, достигает 180—210 нм . [c.105]

    Отравляющее действие на активность катализатора оказывают органические сернистые соединения и сероводород. Содержание их в газе после очистки не должно быть выше 0,1—0,2 г на 100 нм газа (в пересчете на серу). [c.432]

    При анализе вод определяют общее содержание сульфидов (растворенных и нерастворенных) и содержание растворенных сульфидов (включая сероводород). Содержание свободного сероводорода рассчитывают по данным табл. 18. [c.194]

    Сероводород. Содержание сероводорода в сточных водах зависит от наличия сернистых соединений в перерабатываемой нефти. [c.115]

    На работу обесфеноливающего скруббера влияет полнота десорбции в аммиачной колонне аммиака и, следовательно, диоксида углерода и сероводорода. Содержание аммиака (летучего) в поступающей на обесфеноливаюший скруббер воде [c.378]

    Сероуглерод часто является более удобным и более экономичным источником серы, чем сероводород. Содержание серы в смеси водорода с сероуглеродом поддерживается на уровне 10%. [c.83]

    Сероуглерод часто является бопее удобным и более экономичным источником серы, чем сероводород. Содержание серы в смеси Н2—СЗз поддерживается на уровне 10%. Сероуглерод можно подавать в чистом виде или вводить его в смеси с рециркулирующими углеводородами. [c.255]

    Следует указать еще на одну особенность нефти типа арланской, которая сближает ее с ромашкинской и туймазийской нефтями, но отличает от нефтей типа ишимбайской или бугурус-ланской это относительно высокая термиче ская стойкость высокомолекулярных сернистых соединений. В нефтях типа ишимбайской содержится (уже в Пластовых условиях) растворенный сероводород, содержание серы (в основном в виде меркаптанов) в их бензиновых фракциях повышено, а при нагревании остатков в процессе перегонки значительная часть высокомолекулярных сернистых соединений разлагается, выделяя в больших количествах сероводород и меркаптаны. Арланская же нефть, подобно туймазинской и ромашкинской, в пласте (и до перегонки) растворенного сероводорода не содержит, а при перегонке относительно плохо выделяет его. [c.5]

    По составу газы месторождения Шахпахты метановые с относительно небольшим содержанием гомологов метана. Особенностью этих газов является относительно высокое содержание азота — до 9%, в газах отсутствует сероводород, содержание углекислого газа не превышает 0,5%. [c.167]

    Растворенные в нефти всех горизонтов газы тяжелые. Во всех горизонтах, кроме пашийского, содержание гомологов метана несколько превышает содержание метана. В газе присутствуют углекислый газ и сероводород, содержания которых иногда значительны (4,8%, верх-нефаменский горизонт), [c.201]

    Кроме горючей части в природных газах содержатся балластные газы в виде азота, небольших количеств двуокиси углерода, а также водяных паров. В газах Башкирии, Татарии, Куйбышевской и Оренбургской областей имеется сероводород, содержание которого иногда доходит до 2—3%. Теплота сгорания природных газов в зависимости от их состава колеблется от 30,0 до 36,0 Мдж/м (7000—9000 ккал1м ). [c.16]

    Показано [И], что полная очистка газов от сероводорода (содержание его 33 10 кг/м ) достигается при использовании смеси катионита КУ-2 и гидроокцси железа Ге(ОН)д. Отношение объема газовой смеси к весу катионита равно 2 1. [c.290]

    Анализ влияния удельного расхода абсорбента на очистку газа от HjS и СО2 ири высоте слоя насадки 4 м (см. рис. 4.67) показывает, что требуемая степень очпсткп газа от сероводорода (содержание H,S менее 20 мг/м ) достигается ири кратности орошения L/G > 2,0 л/м . [c.371]

    Анализ состава сернистых соединений в ББФ, получаемых на установках каталитического крекинга Г-43-107, показал, что они более чем на 90% представлены меркаптанами и незначительным количеством сероводорода. Содержание меркаптановой серы в ББФ находится в прямой зависимости от содержания серы в сырье крекинга и определяется эффективностью узла гидроочистки вакуумного газойля. Когда количество серы в газойле находится на уровне 0,2-0,5% масс., содержание меркаптановой серы в ББФ составляет 0,01% масс., и необходима доочистка фракции. [c.464]

    Галогенированные катализаторы прокаливают при 500 °С и после охлаждения обрабатывают газообразным сероводородом. Содержание хлора в катализаторах составляет 1,1 0,1 % (масс.). Регенерация достигается пропусканием через катализатор топочных газов, содержащих 0,5—1 % (об.) кислорода. Кокс выжигается при минимальных рабочих температурах (около300°С). [c.146]

    Качество сжатого газа для газобаллонных автомобилей по показателям теплота сгорания, содержание сероводорода, содержание смолы и пыли, содержание кислорода, содержание цианистых соединений и влагонасыщенность газа (пп. 1—6 таблицы п. 2 настоящего стандарта) проверяют при выходе газа из источника газа в сеть, питающую газонаполнительную станцию, в сроки, предусмотренные ГОСТ 5580-56. [c.6]

chem21.info