原油中低含量硫化氢测定方法的研究

根据大庆原油低硫含量的特性,研究了原油中低含量硫化氢的测定方法--醋酸铅反应速率法.该方法采用适合测定低硫化氢含量的仪器XVI总硫分析仪,并对样品的采集、制备、测定及计算等进行了研究,同时对大庆油田主要油库原油的硫化氢含量进行了分析.     

采用GC-FPD法在线检测天然气中总硫含量的方法探讨

目的 通过试验研究,形成采用气相色谱-火焰光度法(GC-FPD法)在线检测总硫含量的技术。方法 比选仪器分析流程和优化分析参数,配置在线取样的降压装置和防爆外壳,并应用脱除颗粒物和液烃的集成化样品预处理技术,建立了GC-FPD法在线检测天然气中总硫含量的方法。探讨了方法的有效性、检出限、重复性和准确性等技术指标。结果 采用测定各种硫化合物含量的加和法,得到总硫含量,其中,单一硫化合物检出限为0.10 mg/m³,测量总硫含量相对标准偏差≤3%,与分析气体标准物质的比对偏差≤7%,不同方法的比对偏差≤13%。结论 采用GC-FPD技术,首次实现了天然气中13种硫化合物的在线检测,能同时检测出单一硫化合物含量和总硫含量,该方法具有较高的精密度和准确度,为在线监测天然气中总硫含量提供了可靠的技术手段。     

含硫原油腐蚀评价研究的进展

在分析中东含硫原油及哈萨克斯坦原油的活性硫含量和总硫含量的关系,以及此两类原油各馏分中各种类型活性硫分布的基础上,提出在含硫原油腐蚀评价中采用“腐蚀性硫”新概念,并提供了多种原油不同馏分的腐蚀性硫数据。认为用此概念来描述原油含硫与腐蚀的关系,较当今的“活性硫”评价理论科学,能建立更为准确的评价方法。     

石油中硫醚硫和噻吩硫的测定

为了合理地加工原油,常常需要分析石油中硫醚硫和噻吩硫含量。有关文献介绍了噻吩硫和非噻吩硫的分析方法,那是基于非噻吩硫在氧化铝催化剂上于450℃分解为硫化氢、硫醇和烯烃,而噻吩硫化物在这些条件下是稳定的,测定产生的硫化氢和硫醇就确定了非噻吩硫含量。噻吩硫由总硫和非噻吩硫相减而得到。石油产品中元素硫、硫醇、硫化氢和二硫化物相对     

天然气总硫含量在线检测标准方法及其相关技术

尽管目前国内检测总硫含量的诸多方法都准确可靠,但仍存在检测频率低、周期长、不能及时给出检测结果等不足。为此,在总结天然气总硫含量检测相关标准的基础上,探讨了天然气总硫含量在线检测标准方法及其相关技术,确定了上述标准方法和相关技术的原理,进而提出了制订我国天然气硫化合物和总硫含量在线检测标准方法的建议。结论认为:(1)实现天然气总硫含量在线检测是未来发展的必然趋势;(2)鉴于国内尚无天然气总硫含量在线测定方法标准,建议借鉴和参考ASTM D7165-10(2015)《气相色谱法在线测定气态燃料中的硫含量》、ASTM D7166-10(2015)《用总硫分析仪在线测定气态燃料中的硫含量》和ASTM D7493—2014《气相色谱和电化学检测法在线测定天然气和气体燃料中硫化合物》等国外标准,适时制订我国的相应标准。     

原油中总硫含量的测定——氧化微库仑法

在GBll061—1997的基础上,用现有的wK—2c型综合微库仑仪．测定原油中总硫含量。对于硫含量较大的原油样品,通过用正十四烷稀释同样可获得良好的结果。该方法准确、简单、快速,适应于原油中总硫量的测定,结果满足GB387—1990对测定结果重复性的要求。     

基于紫外荧光技术总硫检测系统的应用及安装调试

针对国家标准对汽油硫含量指标的要求,应用紫外荧光检测技术对汽油的硫含量进行在线检测和控制。通过氧化转化炉将油品中的硫化物转化为SO2,采用光学组件及紫外荧光检测器对SO2进行检测。应用结果表明,该在线总硫检测系统在中国石油化工股份有限公司安庆分公司含硫原油加工适应性改造及油品质量升级装置中实现了对油品硫含量的精确检测,并且与油品品质优化控制系统、集散控制系统集成在一起,对成品汽油的硫含量指标进行在线控制,使其硫含量小于50 mg/kg,达到GB 17930—2011国Ⅳ车用汽油国家标准。     

汽油中硫含量的测定方法及在生产中的设计与应用

介绍了目前国内市场上车用汽油中硫化物的组成,国家和地方法规中硫化物检测的相关要求,简要阐述了测定汽油中硫含量常用的燃灯法、电量法、醋酸铅法、红外分析仪、紫外荧光分析仪、光学发光分析仪、色谱分析仪+选择性检测器以及X射线荧光光谱法等若干种方法,重点介绍了能量色散、波长色散和单波长色散X射线分析仪.论述了每种分析方法(分析仪)的检测原理、测量范围和特点,结合具体事例讨论了其中一些测定方法在实际石化生产过程中的常见问题和注意事项.提出了X射线分析仪在总硫测量方面比其他分析方法所具有的独特优势,是目前在线油品中总硫分析仪的发展方向,有着广泛的应用前景.     

我国制定首个天然气领域国际标准

<正>2014年9月15日,中国石油西南油气田公司制定的首个天然气领域国际标准《用氧化微库仑法测定总硫含量》,经国际标准化组织天然气技术委员会21个成员国全票通过,正式成为国际标准。天然气总硫含量指天然气中硫化氢等所有硫化合物的总和。氧化微库仑法是我国检测天然气中总硫含量的标准方法     

石油天然气加工工业

TE622.13200608017润滑油中硫含量测定方法的研究〔刊〕/王爱玲(中石化荆门分公司)∥润滑油.-2005,20(6).-54~57经过实验对润滑油中硫含量的3种测定方法:管式炉法、X射线光谱法、化学荧光定硫法进行对比分析,3种方法测定原油不同,各有优缺点及不同的适用范围。管式炉法简单、经济,测量时间长,影响因素多,对含有氯磷的试样不适宜此方法,对测定基础油中硫含量较为理想;X射线光谱法测量精确、速度快,准确测定硫含量。范围较大,更适合高硫样品的测定;化学荧光定硫法抗干扰能力强,结果可靠,测定硫含量在1%以下的油品较为理想,是国内较先进的硫…     

俄罗斯原油硫评价及在常减压装置中的分布研究

俄罗斯原油属于含硫原油,硫分布在所有馏分中。实验室评价结果表明,从窄馏分性质看,硫含量总的趋势是随着沸点的升高逐渐增大。即随着馏分变重,馏分中的硫含量呈递增趋势。通过对5.5 Mt/a常减压蒸馏装置各侧线产品硫含量的跟踪分析,与实沸点切割评价的硫分布结果基本一致。     

南海西部北部湾区域地层原油黏度预测方法

目前海上油田受多方面因素制约,地层流体取样少或无取样,而南海西部北部湾区域油藏流体性质变化较大,导致地层原油黏度难以准确预测。针对上述问题,通过收集北部湾区域已开发油藏地面及地层流体性质资料,分析影响原油黏度的主控因素,从主到次依次为含硫量、胶质含量、沥青质含量、含蜡量,其中胶质含量、沥青质含量和含硫量组合因素对原油性质影响显著,原油黏度对温度敏感,原油脱气前,压力对其影响小;运用数理统计学原理,建立了地面原油参数团、原油密度、地面脱气原油黏度与地层原油黏度间的3种评价方法,经乌石油田群15个样本点检验,平均绝对误差在0.5 mPa·s左右。该预测方法可为流体评价和油藏开发提供较为科学可靠的地层原油黏度资料。     

红外光谱快速测定原油硫含量

硫含量是表征原油的重要性质。采用衰减全反射附件获得原油的红外光谱,用偏最小二乘法(PLS)建立红外光谱测定原油硫含量的校正模型。结果表明,该方法的测定结果的重复性与再现性等同或优于标准方法的。与经典测定原油硫含量的方法相比,该红外光谱法具有测量快速、操作简单、无需预处理、重复性好等优点。     

南美原油性质及加工方案的研究

通过南美原油综合评价研究了其基本性质,并对各不同窄馏分进行了分析。结果表明,该类原油呈现密度大、黏度大、酸值高、凝点低、蜡含量低和碳氢比较高的特点,属于高硫环烷基原油。该原油的窄馏分性质考察表明,初馏点～140℃馏分的硫含量较高、氮含量低,环烷烃含量和芳烃含量较高,可考虑作为催化重整原料,120～240℃馏分可考虑在精制后生产喷气燃料,200～350℃的柴油馏分,可经过精制脱硫后作为-10号低凝柴油的调合组分,350～450℃馏分作为减压蜡油馏分,其收率较高,硫含量高,残炭、金属钒含量低,饱和烃和氢含量较低,可作为加氢裂化原料或加氢预精制后作催化裂化原料。总体分析该类原油轻质馏分收率低,沥青收率高,总拔出率低,并且沥青质和胶质含量高,不宜于直接生产汽柴油,可通过调合或改性工艺生产优质的重交道路沥青。结合原油及各馏分油的性质,提出了利用南美原油生产燃料油和重交道路沥青的加工方案。     

炼油生产过程硫的分布追踪与平衡

文章调查分析了加工原油带入的硫在全厂各主要装置中与各产品之间的分布平衡情况.统计结果表明,在原油加工量为6.45Mt/a的情况下,各类原油带入的总硫量为34.56kt/a.其中随产品带入后加工装置的硫量为33.83kt/a,占原油带入总硫量的98%;硫磺回收量为14.1kt/a,占40.8%.另外向大气排放SO2约3.46kt/a,占总硫量的5.01%.随着高硫原油加工量的增加,采用新工艺新设备和提高硫磺回收能力十分必要.     

5Mt／a加工高硫原油炼油厂开工经验

设计以沙特阿拉伯轻质、重质原油各５０％为原料,年加工能力５Ｍｔ,工艺流程以常减压蒸馏－重油加氢脱硫－重油催化裂化为主线,对目前国内唯一能单独全部加工高含硫原油炼油厂的两种开工方案进行了比较。确定全流程投料开车分两步实施：第一步选择低硫原油,先开成一个低硫炼油厂,重油不进行加氢精制;第二步低硫原油向高硫原油逐步切换,开重油加氢脱硫等加氢装置和硫磺回收装置。这样能很好地衔接原油硫含量,既可满足重油加氢脱硫等加氢装置的开车需要,又使重油催化裂化等装置正常生产。     

A comparative study of the emission of volatile organic compounds (VOCs) from different sulfur content crude oils

A new lab-made passive sampler method was employed to collect volatile organic compounds (VOCs) and volatile sulfur compounds (VSCs) which they were emitted from the spill of two different sulfur content crude oils. In this study, two different models have been used to represent of spill crude oil in two different areas, a laboratory and field model for spill crude oil on the surface area and pipeline leak respectively. The effective meteorological parameters such as rain, wind speed, and air temperature were controlled. The results show that the emitted VOCs were inversely proportional to the sulfur content crude oils.     

Sulfur removal from crude oil using supercritical water

Desulfurization of crude oil using supercritical water (SCW) is one of the promising nonconventional processes for upgrading oil. SCW is an excellent solvent for high molecular weight organic compounds in crude oils. Low sulfur content of crude oil is particularly preferred. Water is one of the most commonly used supercritical fluids suitable as a substitute for organic solvents in a range of industrial processes. Supercritical fluid treatment depends on various parameters such as pressure, temperature, extraction time, solvent type, and chemical composition of the extracted material. SCW desulfurization has potential as a technique for removing sulfur from feedstocks such as heavy oil and bitumen. SCW upgrading of crude oils reduces sulfur content and decreases average molecular weight. Catalytic desulfurization of residual oil has been carried out through partial oxidation in supercritical water and thus 60% of the sulfur was removed.     

CATALYTIC HYDROTREATMENT OF PETROLEUM RESIDUE

ABSTRACT

Iraqi reduced crude (350°C+) with a sulfur content of 4.3 wt% and a total metal content (Ni+V) of 141 WPPM was n-heptane deasphalted at specified conditions. The deasphalted oil (97.2 wt% of original residue) contains 4.1 wt% of sulfur and 103 ppm of metal. The original reduced crude and deasphalted oil were hydrotreated on a commercial Ni-Mo-alumina catalyst presulfided at specified conditions in a laboratory trickle-bed reactor. The reaction temperatures varied from 300 to 420°C with the liquid hourly space velocity (LHSV) ranging from 0.37 to 2.6 h^?1. Hydrogen pressure was kept constant throughout the experiments at 6.1 MPa, with a hydrogen/oil ratio of about 300 NLL^?1 (normal liters of hydrogen per liter of feedstock). Analysis for sulfur, nickel, vanadium and n-pentane asphaltenes were carried out for hydrotreated products from both the original residue and the deasphalted oil. The comparison of the results obtained for the hydrotreatment of deasphalted oil and original reduced crude indicates that the removal of sulfur, nickel and vanadium was higher for the deasphalted oil than those obtained for the non-deasphalted residue over the entire range of conversion. The exclusion of extremely high molecular weight asphaltenes by n-heptane deasphalting seems to improve the access of oil into catalyst pores resulting in higher desulfurization and conversion of the lower molecular weight asphaltenes. The sulfur content of n-pentane precipitated asphaltenes remained unchaneed with LHSV for various temperature for hydrotreated products produced from both deasphalted oil and original reduced crude.