Методика экспресс-анализа содержания сероводорода в нефти. Содержание в нефти сероводорода


Повышенное содержание - сероводород - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Повышенное содержание - сероводород

Cтраница 3

Наряду с минеральными новообразованиями на больших глубинах встречаются известняки Со свободным поровым пространством - кавернами, трещинами и даже полостями, размер которых измеряется метрами. Характерной особенностью этих месторождений является повышенное содержание сероводорода, а иногда и углекислоты в составе газовой фазы. Подобная картинэ характерна и для Амударьинской синеклизы. Таким образом, можно сделать заключение о том, что сероводород и углекислота препятствуют вторичному кальцитообразованию и, следовательно, уплотнению пород на боль: ших глубинах. Этот вывод имеет принципиально важное значение для прогнозирования коллекторов нефти и газа на больших глубинах.  [31]

В УВК-Р режим нагнетания регулирует устьевой регулятор расхода. Установка УВК-НР служит для нагнетания воды с повышенным содержанием сероводорода. В УВК-2СР предусмотрены съемные регуляторы, устанавливаемые в скважинных камерах. Установка УВКС-2Р служит для нагнетания воды с регулированием расхода нагнетания на забое и применяется при температуре окружающей среды от 233 до 313 К.  [32]

Первоочередное внедрение процесса отдувки нефти на Покровской УПН ОАО Оренбургнефть вызвано сложной экологической обстановкой в районе установки, связанной с большими выбросами сероводорода и углеводородных газов в атмосферу из технологических резервуаров. Обследования установки показали, что главной причиной высоких газовых выбросов является повышенное содержание сероводорода, достигающее 300 мг / дм3, и легких углеводородных газов в нефти, поступающей в резервуары. В связи с этим была разработана установка многоступенчатой отдувки нефти углеводородным газом, состоящая из двух параллельно работающих аппаратов АВР.  [33]

Современные технологические процессы ориентированы на углубление переработки нефтяного сырья. Кроме того, в переработку вовлекаются все большие объемы нефгей с повышенным содержанием сероводорода и минеральных солей и газоконденсатов с высоким содержанием агрессивных компонентов. Последнее обстоятельство значительно усложняет условия эксплуатации оборудования, вызывая интенсивное развитие различных коррозионных процессов.  [34]

Полученные результаты показывают, что при практически незначительном влиянии фазовых переходов сероводорода на изменение его концентрации интенсивный массоперенос газа ведет к существенному перераспределению концентрации сероводорода по площади Оренбургского месторождения. В результате высоких отборов на участках с низкой продуктивностью пласта и повышенным содержанием сероводорода в газе внутрипластовые перетоки из зон относительно низкосернистого газа разбавляют газ этих участков, снижая на них концентрацию сероводорода.  [35]

Грунтовка ЭП-057 предназначается для защиты от коррозии стальных поверхностей, эксплуатируемых в атмосферных условиях при повышенной влажности. Хорошие результаты были получены также при испытании этой грунтовки в среде с повышенным содержанием сероводорода. К цинксодержащим материалам относится протекторная грунтовка ПС-084 на основе полистирола из кубового остатка. Установлено, что цинкнапол-ненная краска и стальная подложка образуют бинарную систему сталь - цинкнаполненная краска. Система, сохраняющая защитный потенциал ( не ниже - 600 мВ), хорошо защищает сталь от коррозии в морской воде.  [36]

Стальные детали устьевого оборудования выходят из строя в течение 4 - 5 лет эксплуатации, а отдельные узлы - в течение 1 - 3 лет. Коррозия деталей отмечается в местах соединения узлов на резьбе и в местах сварки, а при наличии повышенного содержания сероводорода коррозия деталей усиливается.  [37]

С этой точки зрения, поверхность металла, отделенная от углеводородной фазы тонким слоем электролита, будет находиться в исключительно благоприятном положении в отношении подвода агрессора к корродирующей поверхности. Не говоря уже о том, что процесс диффузии сероводорода через тонкую пленку воды на металле идет значительно легче, чем в объеме электролита, скорость ее должна существенно увеличиться за счет повышенного содержания сероводорода в углеводороде и более низкого поверхностного натяжения на границе углеводород-вода по сравнению с границей раздела газ-вода.  [38]

Из обсадных труб, рекомендуемых для использования на месторождениях с высоким содержанием h3S и СО2, можно отметить такую конструкцию, как VAM AF, выпускаемую фирмами Валлурек и Сумитомо. Лабораторией резьбовых соединений ОАО НПО Буровая техника - ВНИИБТ совместно с фирмой Сумитомо на основе соединения ОТТГ была разработана конструкция обсадных труб с резьбовыми соединениями ОТТГ - S, которые также предназначены для эксплуатации месторождений с повышенным содержанием сероводорода.  [39]

Очевидно, что при транспортировке двуокиси углерода, насыщенной влагой, образование коррозионноактивной пленки на поверхности трубопроводов неизбежно. Несмотря на это, опыт эксплуатации производства карбамида как в СССР, так и за рубежом [1] свидетельствует о том, что все коммуникации и аппаратура, связанные с транспортировкой, очисткой и сжатием двуокиси углерода, могут быть изготовлены из углеродистой стали, за исключением межступенчатых коммуникаций и клапанов компрессоров, где необходима нержавеющая сталь. Следует, однако, отметить, что при повышенном содержании сероводорода иногда наблюдаются случаи интенсивной къррозии углеродистой стали в узле подготовки двуокиси углерода.  [40]

По результатам исследований [2] на аналогичных парах трения скольжения и проведенным расчетам по методике [1] на поверхность втулок нанесен микрорельеф. В Нефтекамском ЦБПО данными, втулками укомплектованы два насоса. Аг 1207 и 1173 в условиях повышенного содержания сероводорода позволила увеличить межремонтный период по скважине № 1207 с 122 суток до 215 суток, а по скважине № 1173 с 212 суток до 420 суток, что говорит о целесообразности применения настоящей технологии.  [41]

Пары из мяса концентрировали конденсацией, конденсат предварительно грубо разделяли вакуумной перегонкой, а затем методом газо-жидкостной хроматографии получали более узкие фракции. Соединения, присутствующие в облученном мясе, ответственные за запах, обладают повышенным содержанием сероводорода, метил меркаптана и другими сульфидами и дисульфидами.  [42]

Газы месторождений Восточно-Туркменской газоносной области метановые, преимущественно сухие. Наибольшее содержание метана ( 94 - 98 %) и незначительное тяжелых углеводородов ( до 2 %) характерно для газов Байрамалий-ского района. Приуроченность газов Чарджоуского района к подсолевым известнякам определяет основную особенность их состава - повышенное содержание сероводорода, достигающее аномальных значений ( 4 - 6 5 %) в газах месторождения Самантепе. Газы всех залежей Восточно-Туркменской области, связанных с терригенными отложениями, являются бессернистыми.  [43]

Проблема охраны окружающей среды в нефтяном регионе Татарстана усугубляется тем, что большинство месторождений вступили в позднюю стадию своей разработки характеризующейся обводненностью продукции добывающих скважин выше 85 %, а также значительным износом нефтепромыслового оборудования и высокой долей трудноизвлекаемых запасов нефти. Выработка трудноизвлекаемых запасов требует в свою очередь внедрения специальных мероприятий КРС, строительства дополнительной сети водоводов и др., что увеличивает техногенную нагрузку на окружающую среду. Стабилизация добычи нефти на поздней стадии обеспечивается большим объемом бурения уплотняющих скважин и вовлечения в интенсивную разработку участков под крупными населенными пунктами. В разработку вводятся в основном залежи вязких и высоковязких верхних горизонтов, нефть, газ и вода которых характеризуются повышенным содержанием сероводорода и высокой агрессивностью добываемых флюидов.  [44]

Одной из главных причин коррозии являются кислые газы, поглощенные раствором МЭА, а также образование и накопление в растворе высокомолекулярных смо-лообразных продуктов взаимодействия аминов с углекислым газом. Наличие углекислого газа в растворе приводит к значительному увеличению скорости коррозии стали. Добавка сероводорода к углекислому газу способствует уменьшению скорости коррозии, а в присутствии только сероводорода сталь мало корродирует. Полагают, что сульфидная пленка, образованная на поверхности стали, обладает защитными свойствами. Повышенное содержание сероводорода или углекислого газа может вызвать сильную коррозию оборудования, поскольку перенасыщение раствора способствует выделению кислых газов. Поэтому содержание кислого газа не должно превышать 0 3 - 0 4 моля газа на моль амина, если оборудование установки выполнено из углеродистых сталей.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Содержание - сероводород

Cтраница 1

Содержание сероводорода в пластовом газе можно определять по пробам, отобранным обычным глубинным пробоотборником типа ПД-ЗМ, если определение проведено непосредственно на скважине и в течение времени, не превышающего двух часов с момента отбора пробы.  [1]

Содержание сероводорода в газе после очистки выражают в мг.  [2]

Содержание сероводорода в топливном газе не должно превышать пределов, установленных таблицей 6.1 ( в) 1 настоящих Правил безопасности.  [3]

Содержание сероводорода в газе угленосной залежи отмечается лишь в скважинах, вскрывших северо-западную часть ее.  [5]

Содержание сероводорода в попутном газе уменьшается с увеличением давления сепарации нефти.  [7]

Содержание сероводорода 1 3 - 4 5 %, азота 3 2 - 6 2 %, диоксида углерода 0 5 - 1 65 %, стабильного конденсата 64 - 72 г / м3; имеются сероорганические соединения.  [8]

Содержание сероводорода и других серосодержащих компонентов в газе изменяется в широком интервале.  [10]

Содержание сероводорода в пробах определяется трилонометрическим способом.  [12]

Содержание сероводорода и сернистых соединений в газе и жидких нефтепродуктах определяют в объемных ( мольных) процентах в сыром газе и в мг / м3 - в товарном газе. Сернистые соединения в жидких углеводородах определяют в массовых процентах.  [13]

Содержание сероводорода в газе 0 7 % объемн.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Высокое содержание - сероводород

Cтраница 1

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Растворенный сероводород

Cтраница 1

Растворенный сероводород в сырой нефти встречается относительно редко и является либо продуктом разложения сернистых соединений либо продуктом действия свободной серы на углеводороды.  [1]

Растворенный сероводород в нефти отсутствует, а распределение серы по узким фракциям такое же, как и во фракциях арлан-ской нефти. Во фракциях, выкипающих до 150 С, содержится менее 0 1 % серы.  [3]

Наличие растворенного сероводорода в гидрогенизате определяют качественной пробой на медную пластинку. О содержании остаточной серы в гидрогенизате судят по концентрации HzS в циркуляционном газе риформинга, которая не должна превышать 80 мг / м3 и 40 мг / м3 при работе на катализаторах АП-56 и АП-64 соответственно. Периодически в лаборатории проверяют содержание остаточной серы в гидрогенизате аналитическим методом.  [4]

В присутствии растворенного сероводорода для защиты оборудования от коррозии обычно резко ограничивают содержание растворенного кислорода в среде не более 0 01 мг / л, но такое количество растворенного кислорода современными методами измерить невозможно.  [5]

ТК молекулярно растворенного сероводорода отдувом топливным газом.  [6]

Конденсаты, содержащие растворенный сероводород, поправляются на стабилизацию, где за счет ректификации пмопяется сероводород, который в последующем направлялся на производство серы.  [7]

В нефти присутствует растворенный сероводород, количество которого в исследованном образце составило 0 04 % на нефть. Сернистые соединения, присутствующие в карача-елгинской нефти, малостабильные. Легкие бензиновые дистилляты из этой нефти имеют высокое содержание общей серы.  [8]

Кроме того, растворенный сероводород, образующийся в результате гидрирования сернистых соединений, необходимо отмывать щелочью.  [10]

Высокая концентрация сульфат-ионов и растворенного сероводорода обусловливают интенсивную сульфатную и сульфидную коррозию цементного камня. Общекислотная коррозия, характеризуемая показателем концентрации водородных ионов рН, отсутствует, а магнезиальная коррозия незначительна.  [11]

Относительно механизма стимулирования наводорожи-вания металлов растворенным сероводородом высказывались различные, иногда взаимоисключающие гипотезы.  [12]

В нефтях обнаружены элементарная сера, растворенный сероводород и широкий набор разнообразных сераорганических соединений. Из последних, являющихся главным объектом нашего обсуждения, к настоящему времени в нефтях достоверно идентифицированы алифатические, алициклические и ароматические тиолы ( меркаптаны), сульфиды RJ - S - R2, где Rx и R2 - ал-кильные, циклоалкильные или арильные группы, диалкилдисуль-фиды, алкилтиациклопентаны и - тиациклогексаны и их нафтено-логи, алкилтиаинданы, алкилтиофены, их бензологи и нафтеноло-ги, а также некоторые гетероциклические соединения, содержащие в молекуле более одного гетероатома.  [14]

Бензин предварительно обрабатывается щелочью для удаления растворенного сероводорода таким образом, что выходящая из промывного бака вода показывает наличие сернистого натрия и отсутствие щелочи.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Методика экспресс-анализа содержания сероводорода в нефти.

Для работы необходимы:

1) шприц-десорбер, состоящий из:

- медицинского шприца на 20 мл по ГОСТ ISO 7886-1-2011;

- соединительной трубки;

- газоотводной трубки;

- запорного устройства (роликовый зажим, клапан).

2) пипетка стеклянная номинальным объёмом 1 см3, 1 класс точности, тип 2, ГОСТ 29227-91;

3) аспиратор сильфонный АМ-5М для химического газоопределителя ГХ-Е, ТУ 4215-002-00211145-2003;

4) трубки индикаторные ГХ-Е h3S-0,0066, ТУ 4321-001-16625682-2000;

5) толуол или дистиллированная вода.

Пробы анализируемой жидкости отобрать в герметичные сосуды емкостью до 1,5 дм3. Объём воздушной пробки при отборе должен составлять не более 10% от емкости сосуда. Пробы выдержать в течение 10-20 мин при температуре проведения замеров. Подготовить шприц-десорбер и аспиратор АМ-5М к работе. Отломить оба запаянных конца индикаторной трубки и вставить её в аспиратор АМ-5М в соответствии со стрелкой на оболочке (рис. 9).

Рисунок 9 - Аспиратор АМ-5М

со вставленной индикаторной трубкой

 

В пипетку, соединённую со шприцем-десорбером (клапан на газоотводной трубке в положении «закрыто»), отобрать 0,3-0,7 мл исследуемой жидкости (нефти). Зафиксировав объём жидкости в пипетке (V), разбавить набранную жидкость толуолом (дистиллированной водой при определении концентрации сероводорода в воде) до общего объёма 5 см3 и довести поршень шприца-десорбера в верхнее положение. Присоединить к газоотводной трубке аспиратор АМ-5М с подготовленной индикаторной трубкой и перевести клапан в положение «открыто». С помощью аспиратора производить барботирование до тех пор, пока не прекратится смещение окрашенного слоя в наполнителе трубки. Зафиксировать показание шкалы индикаторной трубки (n). Содержание сероводорода в жидкости (ppm) вычисляется по следующей формуле:

, (13)

где n – показания шкалы индикаторной трубки;

x = 1,42 – коэффициент для индикаторных трубок;

V – объём набранной в пипетку жидкости, см3.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

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

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

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

CdCl2+Н 2S=CdS↓.GIF; +HCl

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Пример конкретного выполнения.

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

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

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

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

Таблица
№пппНаименование исследуемого продуктаМасса пробы, г ПродувкаПодготовка пробы Время продувки, мин Содержание, ppm
Температура, °С Разбавление и перемешивание сероводородалегких меркаптанов
1Нефть 5,21воздухом55 -5 24,95,9
2 Нефть5,33 гелием55- 525,15,9
3Нефть 3,14воздухом60 -3 1377,8
4 Нефть3,09 гелием60- 31377,7
5Нефть 2,05воздухом70 -2 55612,5
6 Нефть2,12 гелием70- 254813,8
7Газовый конденсат 2,03воздухом 64-2 3486727
8 Газовый конденсат2,04 гелием60 -23522 733
Сравнение способов определения
9 Минеральное масло (предлагаемый)2,11 гелием60 -235,1 6,5
10Минеральное масло (предлагаемый)5,24 гелием60- 535,36,2
11Минеральное масло (прототип)20,2гелием 24- 6029,8не подлежит определению
12 Минеральное масло (прототип)50,3 гелием24- 9025,1не подлежит определению
13 Мазут (предлагаемый)5,31 гелием60- 513,65,7
14Мазут (предлагаемый) 5,12гелием 60-5 13,25,5
15 Мазут (прототип)20,1 гелием24 +6010,8 не подлежит определению
16 Мазут (прототип)50,5 гелием24 +908,3 не подлежит определению

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

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

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

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

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

bankpatentov.ru

Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением

Изобретение относится к способам измерения количественного содержания растворенного газа, в частности сероводорода, в нефтепромысловой жидкости, находящейся под давлением в выкидной линии скважины, нефтесборном трубопроводе, емкостном оборудовании или водоводе. Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением заключается в отборе пробы нефти при снижении давления до атмосферного, барботировании этой пробы или ее части с фиксацией выделенного сероводорода химическим методом. Выделяющийся при отборе жидкости ПНГ направляется в газосборную камеру с измерением объема. Массовое количество сероводорода в собранном объеме ПНГ определяется любым приемлемым способом, например колориметрическим способом, пропуская часть ПНГ через индикаторную трубку h3S - 0,0066 по ТУ 12.43.01.166-86. Концентрация сероводорода в отбираемой пробе нефти или иной сероводородсодержащей жидкости определяется по математической формуле путем суммирования массы h3S в жидкой и газообразной фазах пробы и отнесения полученной суммы к объему отобранной пробы жидкости в атмосферных условиях. Техническим результатом является повышение точности измерений количественного присутствия сероводорода в промысловой нефти или воде. 2 ил., 1 табл.

 

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.

Способ определения концентрации сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, заключающийся в отборе пробы нефти при снижении давления до атмосферного, барботировании этой пробы или ее части с фиксацией выделенного сероводорода химическим методом, отличающийся 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: С - концентрация сероводорода в трубопроводной нефти под давлением, мг/л;

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

С2 - концентрация сероводорода в выделившемся попутном нефтяном газе в смеси с воздухом, мг/л;

Vн - объем пробы нефти в пробоотборной таре, мл;

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

www.findpatent.ru