RU2735372C1 - Method of determining content of sulphides in deposits in oil-field equipment - Google Patents
Method of determining content of sulphides in deposits in oil-field equipment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2735372C1 RU2735372C1 RU2020118759A RU2020118759A RU2735372C1 RU 2735372 C1 RU2735372 C1 RU 2735372C1 RU 2020118759 A RU2020118759 A RU 2020118759A RU 2020118759 A RU2020118759 A RU 2020118759A RU 2735372 C1 RU2735372 C1 RU 2735372C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sample
- sulfide
- solution
- sulphide
- iron
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 title 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 32
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims abstract description 22
- -1 sulphide ions Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 238000004448 titration Methods 0.000 claims abstract description 13
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 235000006708 antioxidants Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 235000010323 ascorbic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 229960005070 ascorbic acid Drugs 0.000 claims abstract description 7
- 239000011668 ascorbic acid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 22
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 11
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 claims description 9
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 6
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000004821 distillation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 11
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 11
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 10
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical compound [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000000970 chrono-amperometry Methods 0.000 description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 3
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 3
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 230000001225 therapeutic effect Effects 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N iodine Chemical compound II PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- ZOIORXHNWRGPMV-UHFFFAOYSA-N acetic acid;zinc Chemical compound [Zn].CC(O)=O.CC(O)=O ZOIORXHNWRGPMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- LHQLJMJLROMYRN-UHFFFAOYSA-L cadmium acetate Chemical compound [Cd+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O LHQLJMJLROMYRN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002848 electrochemical method Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- MSNWSDPPULHLDL-UHFFFAOYSA-K ferric hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Fe+3] MSNWSDPPULHLDL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- GNVXPFBEZCSHQZ-UHFFFAOYSA-N iron(2+);sulfide Chemical compound [S-2].[Fe+2] GNVXPFBEZCSHQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 1
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000004246 zinc acetate Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N31/00—Investigating or analysing non-biological materials by the use of the chemical methods specified in the subgroup; Apparatus specially adapted for such methods
- G01N31/16—Investigating or analysing non-biological materials by the use of the chemical methods specified in the subgroup; Apparatus specially adapted for such methods using titration
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
Landscapes
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Molecular Biology (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности, к способам определения содержания сульфидов, преимущественно сульфида железа, в отложениях, скапливающихся в нефтепроводах, нефтесодержащих емкостях, скважинном оборудовании. Способ может быть использован в лабораториях нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих компаний, компаниях трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, научно-исследовательских лабораториях.The invention relates to the development and operation of oil fields, in particular, to methods for determining the content of sulfides, mainly iron sulfide, in sediments accumulating in oil pipelines, oil-containing tanks, downhole equipment. The method can be used in laboratories of oil producing and oil refining companies, companies for pipeline transport of oil and oil products, research laboratories.
Образующиеся в нефтепромысловом оборудовании твердые отложения комплексного состава являются причиной снижения или полной потери производительности оборудования из-за перекрытия проходных сечений рабочих органов и труб, т.е. упомянутые отложения приводят к преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам, а в итоге - к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий, при этом наибольшее количество осложнений в процессе добычи нефти вызывают отложения, содержащие в своем составе сульфиды железа. Установлено, что, кроме всего прочего, наличие сульфидов, которые действуют как центры кристаллизации, вызывает дальнейший интенсивный рост солеотложений.Solid deposits of complex composition formed in oilfield equipment are the reason for a decrease or complete loss of equipment productivity due to overlapping of flow sections of working bodies and pipes, i.e. These deposits lead to premature failure of expensive equipment and additional repairs, and, as a result, to deterioration of the technical and economic indicators of oil and gas producing enterprises, while the greatest number of complications in the oil production process are caused by deposits containing iron sulfides. It has been found that, among other things, the presence of sulfides, which act as crystallization centers, causes further intensive growth of scale deposits.
Сульфиды железа в виде трудно обрабатываемых отложений в основном образуются непосредственно в скважине в результате коррозии стали под действием сероводорода, присутствующего в нефти; в наземном оборудовании, помимо коррозии, они образуются за счет биоценоза -бактериального восстановления сульфатов до сероводорода. Температурный режим и высокая концентрация органического вещества в нефтепромысловых системах создают благоприятные условия для образования сульфидов, несмотря на меры, принимаемые для подавления роста сульфатредуцирующих бактерий.Iron sulphides in the form of difficult-to-treat deposits are mainly formed directly in the well as a result of corrosion of steel by the action of hydrogen sulphide present in oil; in ground equipment, in addition to corrosion, they are formed due to biocenosis - bacterial reduction of sulfates to hydrogen sulfide. The temperature regime and high concentration of organic matter in oilfield systems create favorable conditions for the formation of sulfides, despite the measures taken to suppress the growth of sulfate-reducing bacteria.
Из практики борьбы с солеотложениями установлено, что стоимость работ, связанных с удалением указанных отложений, намного выше, чем расходы на предупреждение их образования.It has been established from the practice of combating scale deposits that the cost of work associated with the removal of these deposits is much higher than the cost of preventing their formation.
Осадки сульфида железа являются одним из основных источников экономических потерь в нефтяной промышленности. Определение количества образующегося сульфида железа в твердых отложениях обосновано считается важным аспектом контроля состояния нефтепромыслового оборудования, поскольку позволяет своевременно принимать меры для снижения их вредного воздействия и выбирать по возможности оптимальные методы очистки. Сложность определения количественного состава упомянутых отложений и, в частности, содержания в них сульфидов, обусловлена высоким содержанием твердых и жидких органических веществ, а также присутствием карбонатов, сульфатов и других солей, в том числе, осевших из морской воды, используемой при заводнении нефтеносного пласта, оксидов, присутствием продуктов коррозии и остатков буровых растворов.Iron sulfide precipitation is one of the main sources of economic losses in the oil industry. Determination of the amount of formed iron sulfide in solid sediments is reasonably considered an important aspect of monitoring the condition of oilfield equipment, since it allows timely measures to be taken to reduce their harmful effects and to choose the best possible cleaning methods. The difficulty in determining the quantitative composition of the mentioned sediments and, in particular, the content of sulfides in them, is due to the high content of solid and liquid organic substances, as well as the presence of carbonates, sulfates and other salts, including those deposited from seawater used during flooding of an oil-bearing formation, oxides, the presence of corrosion products and residues of drilling fluids.
Присутствие сульфида железа в принципе не изменяет картину и характер отложения солей в скважине. Существенное отличие заключается в количественных характеристиках отложений и скоростях накопления осадков в оборудовании.The presence of iron sulfide, in principle, does not change the pattern and nature of salt deposition in the well. A significant difference lies in the quantitative characteristics of deposits and the rates of sediment accumulation in the equipment.
В патентной и научно-технической литературе достаточно широко представлены методики определения сульфид-ионов, в частности, сульфидов железа, в жидкой среде: в воде, водных нефтяных эмульсиях, в сырой нефти, а методики определения их количественного содержания в твердых отложениях в нефтепромысловом оборудовании практически отсутствуют.In the patent and scientific and technical literature, methods for the determination of sulfide ions, in particular, iron sulfides, in a liquid medium: in water, aqueous oil emulsions, in crude oil are widely presented, and the methods for determining their quantitative content in solid deposits in oilfield equipment are practically absent.
Согласно ОСТ 39-234-89 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение сероводорода», содержание сероводорода и сульфидов находят йодометрическим методом. Для этого отбирают 50-100 мл не консервированной или весь объем консервированной пробы воды, помещают в колбу с притертой пробкой, добавляют 10 мл 10% раствора ацетата кадмия или ацетата цинка и перемешивают раствор. Выпавший осадок переносят на фильтр и промывают 3-4 раза горячей дистиллированной водой. Промытый осадок вместе с фильтром помещают в ту же колбу, в которой проводили осаждение и стеклянной палочкой тщательно измельчают фильтр. В колбу добавляют 20-30 мл дистиллированной воды и 50 мл 0,1 н раствора йода. Колбу закрывают пробкой, хорошо перемешивают и оставляют в темном месте на 5 мин. Затем содержимое колбы титруют 0,1 н раствором тиосульфата натрия, добавляя в конце титрования раствор крахмала. Титрование заканчивают при полном обесцвечивании фильтра и раствора. Параллельно проводят и холостой опыт. Содержание сульфидов и сероводорода в пересчете на H2S мг/л определяют по формуле:According to OST 39-234-89 “Water for flooding oil reservoirs. Determination of hydrogen sulfide ”, the content of hydrogen sulfide and sulfides is found by the iodometric method. To do this, take 50-100 ml of not canned or the entire volume of canned water sample, place in a flask with a ground stopper, add 10 ml of 10% cadmium acetate or zinc acetate solution and mix the solution. The formed precipitate is transferred to a filter and washed 3-4 times with hot distilled water. The washed precipitate together with the filter is placed in the same flask in which the precipitation was carried out and the filter is thoroughly crushed with a glass rod. Add 20-30 ml of distilled water and 50 ml of 0.1 N iodine solution to the flask. Close the flask with a stopper, mix well and leave in a dark place for 5 min. Then the contents of the flask are titrated with 0.1 N sodium thiosulfate solution, adding starch solution at the end of the titration. The titration is finished when the filter and solution are completely discolored. A blank experiment is carried out in parallel. The content of sulfides and hydrogen sulfide in terms of H 2 S mg / l is determined by the formula:
H2S=(V1-V2)⋅k⋅1,7⋅1000/V-V3,H 2 S = (V 1 -V 2 ) ⋅k⋅1,7⋅1000 / VV 3 ,
где V1 и V2 - объемы 0,1 н раствора тиосульфата натрия, израсходованные на титрование в холостой и исходной пробе, млwhere V 1 and V 2 are the volumes of 0.1 n sodium thiosulfate solution consumed for titration in blank and initial sample, ml
k - поправочный коэффициент для приведения концентрации раствора тиосульфата натрия к точно 0,1 нk - correction factor to bring the concentration of sodium thiosulfate solution to exactly 0.1 n
1,7 - количество сероводорода, соответствующее 1 мл 0,1 н раствора тиосульфата натрия, мг1.7 - the amount of hydrogen sulfide corresponding to 1 ml of 0.1 n sodium thiosulfate solution, mg
V - объем сточной воды, взятый на определение, млV is the volume of waste water taken for determination, ml
V3 - объем прибавленных консервирующих растворов, млV 3 - volume of added preservative solutions, ml
(в не консервированной пробе V3=0).(in not canned sample V 3 = 0).
Известный способ при четком выполнении условий отраслевого стандарта обеспечивает достаточно высокую точность определения содержания сульфидов в водной среде. Однако эти условия неосуществимы при определении содержания сульфидов и сульфид-ионов в отложениях из нефтепромыслового оборудования, включающих, как отмечено выше, большое количество других загрязнений.The known method, with a clear fulfillment of the conditions of the industry standard, provides a sufficiently high accuracy in determining the sulfide content in the aquatic environment. However, these conditions are not feasible when determining the content of sulfides and sulfide ions in deposits from oilfield equipment, including, as noted above, a large number of other contaminants.
Известен способ определения сульфидов железа в твердых отложениях (JP2005098969, опубл. 2005.04.14), согласно которому измеряют электропроводность К1 диспергатора, в котором диспергировано твердые вещество отложений, и проводимость К2 суспензии этого твердого вещества в упомянутом диспергаторе; по полученным значениям К1 и К2 вычисляют процентное содержание X (масс. %) диспергированного в суспензии твердого вещества. Затем методом хроноамперометрии (хроноамперометрия - электрохимический метод анализа, базирующийся на зависимости от времени величины тока, протекающего через электролитическую ячейку при определенном значении электродного потенциала поляризуемого электрода) определяют концентрацию ионов железа W в суспензии, при этом процентное содержание Y сульфида железа (масс. %) вычисляют, используя значение концентрации ионов железа W в суспензии, а содержание сульфида железа Z находят из соотношения процентного содержания Y (масс. %) сульфида железа и процентного содержания X (масс. %) диспергированного твердого вещества: Z=Y/X. Известный способ требует значительных расходов на оборудование, необходимое как для подготовки пробы (диспергатор), так и для выполнения анализа, включая аппаратуру для хроноамперометрии; при этом способ является многооперационным, что создает возможность суммирования ошибок и снижения точности определения содержания сульфида.There is a known method for determining iron sulfides in solid deposits (JP2005098969, publ. 2005.04.14), according to which the electrical conductivity K 1 of the dispersant, in which the solid matter of the deposits is dispersed, and the conductivity K 2 of the suspension of this solid matter in the said dispersant are measured; the obtained values of K 1 and K 2 calculate the percentage of X (wt.%) of the solid dispersed in the suspension. Then, by the method of chronoamperometry (chronoamperometry is an electrochemical method of analysis based on the time dependence of the magnitude of the current flowing through the electrolytic cell at a certain value of the electrode potential of the polarizable electrode), the concentration of iron ions W in the suspension is determined, while the percentage Y of iron sulfide (wt%) calculated using the value of the concentration of iron ions W in the suspension, and the content of iron sulfide Z is found from the ratio of the percentage Y (wt.%) of iron sulfide and the percentage X (wt.%) of the dispersed solid: Z = Y / X. The known method requires significant expenditures on equipment required both for sample preparation (dispersant) and for analysis, including equipment for chronoamperometry; the method is multi-operational, which creates the possibility of summing errors and reducing the accuracy of determining the sulfide content.
В качестве наиболее близкого к предлагаемому выбран способ определения сульфида железа в пелоиде - лечебной грязи (SU1267253, опубл. 1986.10.30), включающий обработку пробы кислотой в атмосфере СО2, отгонку выделившегося сероводорода H2S с определением его общего количества, при этом в пробе, оставшейся после его отгонки, методом трилонометрического титрования определяют количество закисного железа по разности между количеством окисного железа до и после его окисления персульфатом аммония, затем рассчитывают содержание(в %) сульфида железа [FeS], в зависимости от количественного соотношения сероводорода и закисного железа, по одной из формул:As the closest to the proposed method was chosen for the determination of iron sulfide in peloid - therapeutic mud (SU1267253, publ. 1986.10.30), including the treatment of the sample with acid in an atmosphere of CO 2 , distillation of the released hydrogen sulfide H 2 S with determination of its total amount, while in the sample remaining after its distillation, by the method of trilonometric titration, the amount of ferrous iron is determined by the difference between the amount of ferrous oxide before and after its oxidation with ammonium persulfate, then the content (in%) of iron sulfide [FeS] is calculated, depending on the quantitative ratio of hydrogen sulfide and ferrous ferrous , according to one of the formulas:
[FeS]=[H2S]⋅0,04392 либо [FeS]=[Fe2+]⋅0,04392,[FeS] = [H 2 S] ⋅0.04392 or [FeS] = [Fe 2+ ] ⋅0.04392,
где [H2S] - содержание сероводорода, мг-экв, на 100 г лечебной грязи;where [H 2 S] - hydrogen sulfide content, meq, per 100 g of therapeutic mud;
[Fe2+] - содержание закисного железа, мг-экв, на 100 г лечебной грязи.[Fe 2+ ] - the content of ferrous iron, meq, per 100 g of therapeutic mud.
Сульфид железа при нейтральном значении рН нерастворим в воде: железо (II) из нейтральных растворов (рН 7) выпадает в осадок и в присутствии кислорода окисляется до нерастворимого гидроксида железа (III). Для снижения значения рН и перевода FeS в раствор требуется воздействие сильной неорганической кислоты, которое сопровождается бурным выделением токсичного сероводорода. При обработке отложений из нефтепромыслового оборудования в ходе их анализа наблюдается выделение значительных количеств сероводорода, которое, вдобавок, может происходить неравномерно, бурными вспышками.Iron sulfide at neutral pH is insoluble in water: iron (II) from neutral solutions (pH 7) precipitates and in the presence of oxygen is oxidized to insoluble iron (III) hydroxide. To lower the pH value and transfer FeS into solution, the action of a strong inorganic acid is required, which is accompanied by a violent release of toxic hydrogen sulfide. When processing sediments from oilfield equipment during their analysis, significant amounts of hydrogen sulfide are released, which, in addition, can occur unevenly, with violent outbreaks.
Известный способ не предусматривает возможности анализа проб того состава, который характерен для отложений в нефтепромысловом оборудовании (высокое содержание твердых и жидких органических веществ, присутствие карбонатов, сульфатов и других солей, оксидов, а также продуктов коррозии и остатков буровых растворов, причем при содержании сульфидов, в том числе сульфида железа, в несколько раз, а в ряде случаев на порядок, больше, чем в пелоиде); он не может обеспечить достаточной точности определения содержания сульфид-ионов и соответствующих мер безопасности.The known method does not provide for the possibility of analyzing samples of the composition that is characteristic of deposits in oilfield equipment (high content of solid and liquid organic substances, the presence of carbonates, sulfates and other salts, oxides, as well as corrosion products and residues of drilling fluids, and with the content of sulfides, including iron sulfide, several times, and in some cases by an order of magnitude more than in the peloid); it cannot provide sufficient accuracy in determining the content of sulfide ions and the associated safety measures.
Задачей изобретения является создание безопасного способа определения содержания сульфид-ионов и сульфида железа в твердых отложениях сложного состава из нефтепромыслового оборудования с точностью, необходимой для контроля состояния упомянутого оборудования, разработки и корректировки мер по его защите от упомянутых отложений.The objective of the invention is to provide a safe method for determining the content of sulfide ions and iron sulfide in solid sediments of complex composition from oilfield equipment with the accuracy required to monitor the condition of the said equipment, develop and correct measures to protect it from the mentioned sediments.
Технический результат предлагаемого способа заключается в повышении точности определения количественного содержания сульфид-ионов и сульфида железа в образцах отложений из нефтепромыслового оборудования при одновременном улучшении мер безопасности.The technical result of the proposed method is to improve the accuracy of determining the quantitative content of sulfide ions and iron sulfide in sediment samples from oilfield equipment while improving safety measures.
Указанный результат достигают способом количественного определения содержания сульфид-ионов и сульфида железа в образцах твердых отложений, предусматривающим обработку пробы неорганической кислотой в атмосфере инертного газа в установке для определения сероводорода, отгонку выделившегося сероводорода H2S, расчет его общего количества по результатам йодометрического титрования, в котором, в отличие от известного, образцы отложений из нефтепромыслового оборудования непосредственно после их отбора для анализа подвергают антиоксидантной обработке с помощью 5-8% раствора аскорбиновой кислоты, после чего пробы обрабатывают 20% соляной кислотой, в качестве инертного газа используют азот, который непрерывно подают через барботер, обеспечивая заполнение установки на протяжении всего времени проведения анализа, при этом процентное содержание сульфид-ионов в образце рассчитывают по формуле:The specified result is achieved by the method of quantitative determination of the content of sulfide ions and iron sulfide in samples of solid deposits, which provides for the treatment of the sample with an inorganic acid in an inert gas atmosphere in an installation for determining hydrogen sulfide, distilling off the released hydrogen sulfide H 2 S, calculating its total amount based on the results of iodometric titration, in which, in contrast to the known, samples of sediments from oilfield equipment immediately after taking them for analysis are subjected to antioxidant treatment using a 5-8% solution of ascorbic acid, after which the samples are treated with 20% hydrochloric acid, nitrogen is used as an inert gas, which is continuously supplied through a bubbler, ensuring the filling of the installation throughout the entire time of the analysis, while the percentage of sulfide ions in the sample is calculated by the formula:
[S2-]%=[H2S] 0,016, где [H2S] - количество мг-эквивалентов сероводорода в 100 г образца отложения; 0.016 - масса одного мг-эквивалента сульфид-иона,[S 2- ]% = [H 2 S] 0.016, where [H 2 S] is the number of mg-equivalents of hydrogen sulfide in 100 g of the sediment sample; 0.016 is the mass of one mg equivalent of sulfide ion,
концентрацию сульфида железа находят по формуле: [FeS]%=[H2S] • 0,044, где 0,044 - масса 1 мг-эквивалента сульфида железа.the concentration of iron sulfide is found by the formula: [FeS]% = [H 2 S] • 0.044, where 0.044 is the mass of 1 mg-equivalent of iron sulfide.
В преимущественном варианте осуществления способа обработку отобранных образцов отложений раствором аскорбиновой кислоты ведут из расчета 1-2 мл 5-8% раствора на 5-10 г пробы.In an advantageous embodiment of the method, the treatment of the selected sediment samples with a solution of ascorbic acid is carried out at the rate of 1-2 ml of a 5-8% solution per 5-10 g of the sample.
Способ осуществляют следующим образом:The method is carried out as follows:
Образцы отложений тщательно перемешивают с антиоксидантным раствором, представляющим собой 5-8% раствор аскорбиновой кислоты, который берут из расчета 1-2 мл на 5-10 г образца, избегая излишнего расхода антиоксиданта.The sediment samples are thoroughly mixed with an antioxidant solution, which is a 5-8% solution of ascorbic acid, which is taken at the rate of 1-2 ml per 5-10 g of the sample, avoiding excessive consumption of the antioxidant.
Для осуществления предлагаемого способа используют известную стандартную установку для определения сероводорода (см. чертеж), которая содержит реакционную колбу 1, насадку 2 с обратным холодильником 3 и капельной воронкой 4, мерный цилиндр 5, поглотительную склянку 6, барботер 7.To implement the proposed method, a known standard installation for determining hydrogen sulfide (see drawing) is used, which contains a reaction flask 1, a nozzle 2 with a reflux condenser 3 and a dropping funnel 4, a graduated cylinder 5, an absorption bottle 6, a bubbler 7.
Капельная воронка 4 служит для ввода в реакционную колбу 1 кислоты, а также инертного газа, в качестве которого используют азот, подаваемый через барботер 7. Обеспечение непрерывной регулируемой продувки инертного газа через всю систему установки является важным условием как для отгонки сероводорода, выделяющегося в результате кислотной обработки пробы, так и для вытеснения из установки воздуха во избежание окисления кислородом воздуха сульфид-ионов и внесения возможной ошибки в результаты определения.The dropping funnel 4 serves to inject acid into the reaction flask 1, as well as an inert gas, which is used as nitrogen supplied through a bubbler 7. Providing a continuous controlled blowing of an inert gas through the entire system of the installation is an important condition for stripping off hydrogen sulfide released as a result of acid sample processing and for displacement of air from the installation in order to avoid oxidation of sulfide ions by atmospheric oxygen and introducing possible errors in the determination results.
Выход обратного холодильника 3 соединен гибким шлангом с алонжем, вставленным в мерный цилиндр 5, при этом трубка алонжа опущена до самого дна упомянутого цилиндра. Как показано на чертеже (фиг.), выходная трубка мерного цилиндра 5 соединена с поглотительной склянкой 6.The outlet of the reflux condenser 3 is connected by a flexible hose with an alonge inserted into the measuring cylinder 5, while the alonge tube is lowered to the very bottom of the said cylinder. As shown in the drawing (Fig.), The outlet tube of the graduated cylinder 5 is connected to the absorption bottle 6.
В реакционную колбу 1 помещают отмеренное количество дистиллированной воды, используемой в качестве растворителя, в мерный цилиндр 5 - отмеренный объем раствора йода, а в поглотительную склянку 6 вводят тоже отмеренный объем раствора тиосульфата натрия.A measured amount of distilled water used as a solvent is placed in a reaction flask 1, a measured volume of iodine solution is placed in a measuring cylinder 5, and a measured volume of sodium thiosulfate solution is also introduced into an absorption flask 6.
После предварительной продувки установки азотом в течение 15-20 минут в реакционную колбу 1 вносят навеску пробы из подготовленного к анализу образца и продолжают продувку еще не менее 20 минут. После этого добавляют 20% раствор соляной кислоты и продувают еще 15-20 мин. Затем, не прекращая продувку, включают нагрев и кипятят реакционную смесь в течение 50-60 минут для полного завершения реакции и отгонки всего выделившегося сероводорода, после чего нагрев прекращают и оставляют смесь для охлаждения до комнатной температуры.After preliminary purging of the installation with nitrogen for 15-20 minutes, a weighed portion of the sample from the sample prepared for analysis is introduced into the reaction flask 1 and the purge is continued for at least 20 minutes. After that, a 20% hydrochloric acid solution is added and purged for another 15-20 minutes. Then, without stopping the purge, heat is turned on and the reaction mixture is boiled for 50-60 minutes to complete the reaction and distill off all the released hydrogen sulfide, after which the heating is stopped and the mixture is left to cool to room temperature.
Находящийся в мерном цилиндре 5 раствор йода поглощает выделяющийся сероводород, а раствор тиосульфата в поглотительной склянке 6 служит для улавливания паров йода.The iodine solution located in the measuring cylinder 5 absorbs the released hydrogen sulfide, and the thiosulfate solution in the absorption flask 6 serves to trap iodine vapors.
Содержимое цилиндра 5 и поглотительной склянки 6, которое представляет собой оставшийся не прореагировавшим йод, количественно перемещают в сосуд для титрования и титруют раствором тиосульфата натрия до исчезновения окраски индикатора, в качестве которого используют 0,5% раствор крахмала.The contents of the cylinder 5 and the absorption flask 6, which is the remaining unreacted iodine, are quantitatively transferred into the titration vessel and titrated with a sodium thiosulfate solution until the color of the indicator disappears, which is a 0.5% starch solution.
В результате титрования получают данные для определения количества мг-эквивалентов сульфид-иона в анализируемом образце отложения.As a result of titration, data is obtained to determine the amount of mg equivalents of sulfide ion in the analyzed sediment sample.
Содержание сероводорода (количество мг-эквивалентов) в 100 г образца [H2S] рассчитывают аналогично известному способу по формуле:The content of hydrogen sulfide (number of mg equivalents) in 100 g of the [H 2 S] sample is calculated similarly to the known method according to the formula:
где V1 и N1 - объем (мл) и нормальность раствора йода, залитого в цилиндр;where V1 and N1 are the volume (ml) and the normality of the iodine solution poured into the cylinder;
V2 и N2 - объем (мл) и нормальность раствора тиосульфата натрия, израсходованного на титрование раствора йода;V2 and N2 - volume (ml) and normality of sodium thiosulfate solution consumed for titration of iodine solution;
V3 - объем (мл) раствора тиосульфата натрия, залитого в поглотительную склянку;V3 is the volume (ml) of sodium thiosulfate solution poured into the absorption bottle;
m - масса навески.m is the mass of the sample.
Процентное содержание сульфид-иона в образце рассчитывают по формуле:The percentage of sulfide ion in the sample is calculated by the formula:
[S2-]%=[H2S]•,016,[S 2- ]% = [H 2 S] •, 016,
где [H2S] - количество мг-эквивалентов сероводорода в 100 г образца отложения; 0.016 - масса одного мг-эквивалента сульфид-иона.where [H 2 S] - the number of mg-equivalents of hydrogen sulfide in 100 g of the sediment sample; 0.016 is the mass of one mg equivalent of the sulfide ion.
Искомая концентрация сульфида железа может быть рассчитана по известной формуле:The desired concentration of iron sulfide can be calculated using the well-known formula:
[FeS] %=[H2S]•0,044,[FeS]% = [H 2 S] • 0.044,
где 0,044 - масса 1 мг-эквивалента сульфида железа.where 0.044 is the mass of 1 mg-equivalent of iron sulfide.
Примеры конкретного осуществления способаExamples of specific implementation of the method
Были проанализированы пробы образцов отложений, отобранных в нефтепромысловом оборудовании (электродегидраторе) платформ ПА-Б (пример 1) и ПА-А (пример 2) Пильтун-Астохского нефтяного месторождения (о. Сахалин) в 2019 году.Samples of sediment samples taken in oilfield equipment (electric dehydrator) of the PA-B (example 1) and PA-A (example 2) platforms of the Piltun-Astokhskoye oil field (Sakhalin Island) in 2019 were analyzed.
Отобранные образцы отложений были непосредственно после отбора подвергнуты предварительной антиоксидантной обработке путем тщательного перемешивания с раствором аскорбиновой кислоты, взятым из расчета 1 мл 8% раствора на 5 г пробы, что обеспечило защиту от нежелательного окисления компонентов пробы при ее подготовке на воздухе (усреднение, взвешивание), дополнительную защиту в ходе анализа и дало существенный вклад в повышение точности определения содержания сульфид-ионов и, в конечном счете, сульфида железа.The selected sediment samples were immediately after sampling were subjected to preliminary antioxidant treatment by thorough mixing with a solution of ascorbic acid taken at the rate of 1 ml of 8% solution per 5 g of the sample, which provided protection against unwanted oxidation of the sample components during its preparation in air (averaging, weighing) , additional protection during the analysis and made a significant contribution to improving the accuracy of determining the content of sulfide ions and, ultimately, iron sulfide.
Используемая установка для определения сероводорода была дополнительно снабжена барботером, через который осуществлялась непрерывная регулируемая подача азота в установку, что сводило к минимуму возможность неучтенного окисления пробы и устраняло опасность выбросов сероводорода в окружающую среду.The used installation for the determination of hydrogen sulfide was additionally equipped with a bubbler, through which a continuous controlled supply of nitrogen was carried out into the installation, which minimized the possibility of unaccounted sample oxidation and eliminated the danger of hydrogen sulfide emissions into the environment.
Пример 1Example 1
В мерный цилиндр 5 внесли 20 мл 0,1Н раствора йода, в поглотительную склянку 6 залили 5 мл 0,099 Н раствора тиосульфата натрия, титр которого устанавливали по раствору бихромата калия. В реакционную колбу 1 внесли 10 мл дистиллированной воды. Систему продували азотом в течение 15 мин. Затем в реакционную колбу поместили навеску образца массой 2, 87 г. После следующих 15 минут продувки через капельную воронку добавили 10 мл 20% раствора соляной кислоты и продолжали продувать азот еще 20 мин, после чего реакционную смесь нагрели до кипения и кипятили с обратным холодильником в течение 60 мин; затем, не прекращая подачи азота, оставили охлаждаться до комнатной температуры.In the measuring cylinder 5 was added 20 ml of 0.1 N iodine solution, 5 ml of 0.099 N sodium thiosulfate solution was poured into the absorption flask 6, the titer of which was determined by the solution of potassium dichromate. 10 ml of distilled water was added to the reaction flask 1. The system was purged with nitrogen for 15 minutes. Then a sample weighing 2, 87 g was placed in the reaction flask.After another 15 minutes of blowing through a dropping funnel, 10 ml of 20% hydrochloric acid solution was added and nitrogen was blown for another 20 minutes, after which the reaction mixture was heated to boiling and boiled under reflux in within 60 minutes; then, without stopping the supply of nitrogen, it was left to cool to room temperature.
Выделяющийся сероводород улавливали раствором йода, а пары йода -раствором тиосульфата натрия в поглотительной склянке 6. По окончании реакции растворы йода и тиосульфата количественно перенесли дистиллированной водой в колбу для титрования, оттитровали избыток йода 0,099 Н раствором тиосульфата натрия в присутствии 1 мл 0,5% раствора крахмала. Объем тиосульфата, израсходованного на титрование, составил 10,2 мл.The released hydrogen sulfide was trapped with a solution of iodine, and iodine vapors with a solution of sodium thiosulfate in an absorption flask 6. After the completion of the reaction, solutions of iodine and thiosulfate were quantitatively transferred with distilled water into a titration flask, the excess of iodine was titrated with 0.099 N sodium thiosulfate solution in the presence of 1 ml of 0.5% starch solution. The volume of thiosulfate consumed for titration was 10.2 ml.
Расчет по приведенным выше формулам дал следующие результаты:The calculation using the above formulas gave the following results:
[S2-]=16,74•0,016=0,27%[S 2- ] = 16.74 * 0.016 = 0.27%
[FeS]=16,74•0,044=0,74%[FeS] = 16.74 * 0.044 = 0.74%
Пример 2Example 2
Антиоксидантную обработку образца, подготовку установки и разложение кислотой навески массой 2,93 г образца отложений осуществляли по примеру 1, при этом реакционную смесь, содержащую пробу отложения и соляную кислоту, кипятили в течение 50 минут.Antioxidant treatment of the sample, preparation of the installation and acid decomposition of a sample weighing 2.93 g of the sediment sample was carried out as in example 1, while the reaction mixture containing the sediment sample and hydrochloric acid was boiled for 50 minutes.
Объем тиосульфата, израсходованного на титрование, составил 3,6 мл.The volume of thiosulfate consumed for titration was 3.6 ml.
Расчет, проведенный по примеру 1, дал следующие результаты:The calculation carried out according to example 1 gave the following results:
[S2-]=38,88•0,016=0,62%[S 2- ] = 38.88 • 0.016 = 0.62%
[FeS]=38,88•0,044=1,71%[FeS] = 38.88 * 0.044 = 1.71%
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020118759A RU2735372C1 (en) | 2020-05-29 | 2020-05-29 | Method of determining content of sulphides in deposits in oil-field equipment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020118759A RU2735372C1 (en) | 2020-05-29 | 2020-05-29 | Method of determining content of sulphides in deposits in oil-field equipment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2735372C1 true RU2735372C1 (en) | 2020-10-30 |
Family
ID=73398248
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020118759A RU2735372C1 (en) | 2020-05-29 | 2020-05-29 | Method of determining content of sulphides in deposits in oil-field equipment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2735372C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114088694A (en) * | 2021-10-21 | 2022-02-25 | 包头钢铁（集团）有限责任公司 | Method for rapidly determining content of hydrogen sulfide in wastewater |
| RU2776411C1 (en) * | 2021-08-11 | 2022-07-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии Дальневосточного отделения Российской академии наук (ИХ ДВО РАН) | Method for determining the content of sulfide and polysulfide compounds in sediments in oilfield and oil refining equipment |
| CN115931747A (en) * | 2022-11-11 | 2023-04-07 | 国家海洋局南海环境监测中心（中国海监南海区检验鉴定中心） | A non-equilibrium method for the analysis of acid-volatile sulfides in marine sediments |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1267253A1 (en) * | 1984-09-18 | 1986-10-30 | Пятигорский научно-исследовательский институт курортологии и физиотерапии | Method of determining iron sulfide in peloid |
| RU2005107721A (en) * | 2002-08-21 | 2005-09-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) | METHOD FOR DETERMINING THE CHEMICAL COMPOSITION OF A FLUID IN THE PROCESS OF DRILLING AND PRODUCTION |
| RU2285917C1 (en) * | 2005-07-20 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of determining hydrogen sulfide and light mercaptans in crude oil, petroleum derivatives, and gas condensate |
| WO2009123496A1 (en) * | 2008-04-03 | 2009-10-08 | Ог Системз Лимитед | Method and device for measuring impurities in oil and petroleum products |
| RU2426985C1 (en) * | 2010-05-07 | 2011-08-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сибирский федеральный университет" (ФГАОУ ВПО СФУ) | Procedure for determination of contents of hydrogen sulphide and light mercaptans in oil |
| RU2609830C1 (en) * | 2015-10-14 | 2017-02-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Саратовский национальный исследовательский государственный университет имени Н.Г. Чернышевского" | Method of determining weight ratio of basic substance in sample of diethylene disulphide composition by potentiometric titration |
| RU2668810C1 (en) * | 2017-08-07 | 2018-10-08 | Федеральное Государственное Бюджетное Учреждение Науки Институт Химии Коми Научного Центра Уральского Отделения Российской Академии Наук | Method for obtaining petroleum sulfoxides |
-
2020
- 2020-05-29 RU RU2020118759A patent/RU2735372C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1267253A1 (en) * | 1984-09-18 | 1986-10-30 | Пятигорский научно-исследовательский институт курортологии и физиотерапии | Method of determining iron sulfide in peloid |
| RU2005107721A (en) * | 2002-08-21 | 2005-09-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) | METHOD FOR DETERMINING THE CHEMICAL COMPOSITION OF A FLUID IN THE PROCESS OF DRILLING AND PRODUCTION |
| RU2285917C1 (en) * | 2005-07-20 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of determining hydrogen sulfide and light mercaptans in crude oil, petroleum derivatives, and gas condensate |
| WO2009123496A1 (en) * | 2008-04-03 | 2009-10-08 | Ог Системз Лимитед | Method and device for measuring impurities in oil and petroleum products |
| RU2426985C1 (en) * | 2010-05-07 | 2011-08-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сибирский федеральный университет" (ФГАОУ ВПО СФУ) | Procedure for determination of contents of hydrogen sulphide and light mercaptans in oil |
| RU2609830C1 (en) * | 2015-10-14 | 2017-02-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Саратовский национальный исследовательский государственный университет имени Н.Г. Чернышевского" | Method of determining weight ratio of basic substance in sample of diethylene disulphide composition by potentiometric titration |
| RU2668810C1 (en) * | 2017-08-07 | 2018-10-08 | Федеральное Государственное Бюджетное Учреждение Науки Институт Химии Коми Научного Центра Уральского Отделения Российской Академии Наук | Method for obtaining petroleum sulfoxides |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2776411C1 (en) * | 2021-08-11 | 2022-07-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии Дальневосточного отделения Российской академии наук (ИХ ДВО РАН) | Method for determining the content of sulfide and polysulfide compounds in sediments in oilfield and oil refining equipment |
| CN114088694A (en) * | 2021-10-21 | 2022-02-25 | 包头钢铁（集团）有限责任公司 | Method for rapidly determining content of hydrogen sulfide in wastewater |
| CN115931747A (en) * | 2022-11-11 | 2023-04-07 | 国家海洋局南海环境监测中心（中国海监南海区检验鉴定中心） | A non-equilibrium method for the analysis of acid-volatile sulfides in marine sediments |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Peters et al. | Factors influencing the formation of haloforms in the chlorination of humic materials | |
| Al-Borno et al. | The temperature dependence of the solubility product constant of vivianite | |
| CN1064025C (en) | Low temperature caustic sulfide wet oxidation process | |
| RU2735372C1 (en) | Method of determining content of sulphides in deposits in oil-field equipment | |
| CN115637168A (en) | High-efficiency composite desulfurizer for oil extraction in oil and gas field | |
| Shane et al. | Removal of copper from acid mine drainage (AMD) or acid rock drainage (ARD) | |
| Armanious et al. | Alternative methods for copper corrosion studies in household plumbing systems | |
| Vadimovna et al. | Cleaning returnable wastewater from Dysh deposit located in Krasnodar territory | |
| CN2708299Y (en) | Corrosion-proof testing equipment for petroleum oil column top | |
| RU2776411C1 (en) | Method for determining the content of sulfide and polysulfide compounds in sediments in oilfield and oil refining equipment | |
| Krasnodębska-Ostręga et al. | Corrosion process of stainless steel in natural brine as a source of chromium and iron–the need for routine analysis | |
| Watkins | Analytical methods of testing waters to be injected into subsurface oil-productive strata | |
| EP3655498B1 (en) | Prevention of the emission of hydrogen sulphide in the production of hot bitumen or asphalt | |
| Shulaev et al. | Possibility of electrochemical cleaning of saline soils in case of oil pollution | |
| RU2835103C1 (en) | Method of purifying waste water from sulphides | |
| Trabanelli et al. | Inhibition of Corrosion resistant alloys in hot hydrochloric acid solutions | |
| NL2040480B1 (en) | Method for removing hydrogen sulfide in formation produced water based on synergistic effect of ferrous sulfate and ferrous gluconate | |
| Konwar et al. | Evaluation of the Corrosion and Scaling Potential of Oilfield Produced Water of the Upper Assam Basin | |
| Lang et al. | Determination of total mercury in porewater of lake sediments: control of interference from dissolved organic carbon and sulphide | |
| Potter et al. | The microdetermination of dissolved oxygen in water. IV. Test of winkler's reaction to below 0· 001 PPM of dissolved oxygen | |
| Berro et al. | A procedure for eliminating sulfide interference on silica colorimetric analysis | |
| Chinwenwa | Physico-chemical Evaluation of Produced Water of Umuechem Oil Fields in Niger Delta | |
| Majer et al. | Adsorption of calcium and magnesium ions on surfaces | |
| Liu et al. | Elemental Sulfur Uptake and Corrosion Protection in Sour Gas Systems | |
| Aluvihara et al. | Preliminaries of the Decay of Metals versus Petroleum Oils |