Способ определения содержания сероводорода в сырой нефти и кубовых остатках

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ СЕРОВОДОРОДА В СЫРОЙ НЕФТИ И КУБОВЫХ ОСТАТКАХ Целью изобретения является способ определения содержания H2S, образующегося при хранении в тплом складе серосодержащих сырой нефти и кубовым остатком и нефтяных дистиллятов, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей,которые кипят выше 200 С, и газ-носитель должен проходить через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре выше 80 С, и количество сероводорода, выделенного газомносителем, количественно определяют. Изобретение относится к способу определения содержания сероводорода в сырой нефти и кубовых остатках и нефтепродуктах, включая нефтяные дистилляты, содержащие сырую нефть и/или кубовые остатки. Сырая нефть и продукты е переработки на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) обычно содержат относительно большие количества сероводорода (H2S) и меркаптанов, которые могут накапливаться в газовом пространстве над поверхностью нефтью, например, при хранении серосодержащих нефтепродуктов. В операциях переработки, например, этот газ может быть выброшен в атмосферу и привести к неприятным запахам в окружающей среде и в силу своей токсичности также представлять опасность для работников. Таким образом, допустимое содержание сероводорода в нефтепродуктах является предметом постоянного дополнительного законодательного регулирования. Например, в будущем в соответствии с ISO/FDIS 8217:2010 (Е), всего 2 ч./млн (ppm) H2S будет допустимо во флотском мазуте, и такие пределы обсуждаются также для кубовых остатков нефти, например битума. Кроме того, сероводород,особенно во взаимодействии с водой, обладает высокой коррозионной активностью, что может ухудшить функциональность и безопасность хранения, транспортировки и технологии. Следовательно, большие усилия следует приложить для снижения содержания сероводорода в сырой нефти и кубовых остатках а также в нефтяных дистиллятах, с тем чтобы, во-первых, ограничить загрязнение окружающей среды и,во-вторых, обеспечить безопасную переработку этой нефти. Существуют различные известные методы анализа для определения содержания H2S в газовой фазе над серосодержащими нефтепродуктами. В противоположность этому определение содержания сероводорода и меркаптанов, растворнных или связанных, в сырой нефти и кубовых остатках и в нефтяных дистиллятах, содержащих сырую нефть и/или кубовые остатки, которые дополнительно могут переходить в газовую фазу в процессе длительного хранения нефти, часто вызывает трудности, поскольку невозможен прямой анализ этих высоковязких и непрозрачных нефтепродуктов. Стандартом, относящимся к определению содержания сульфида в жидких нефтепродуктах, в том числе во флотском топливе и сырье нефтепереработки, включая кубовые остатки, является IP 570. В этом методе небольшое количество образца анализируемого нефтепродукта разбавляют в растворителе и нагревают до 60 С при определнных условиях для выделения растворнного в нм H2S. Воздушный поток, проходящий через образец, используется для подачи H2S в анализатор, который измеряет концентрацию с использованием электрохимического датчика. Дополнительными стандартными способами анализа являются, например, UOP метод 163-67 для определения сероводорода и меркаптановой серы в жидких углеводородах с помощью потенциометрического титрования и IP 399 для определения сероводорода в кубовых остатках с помощью спектрофотометрического определения. Эти методы анализа также обычно проводят при 60 С. В частности, тяжлая и вязкая сырая нефть, кубовые остатки, нефтяные дистилляты, содержащие сырую нефть или кубовые остатки, например мазут, тяжлое печное топливо и флотский мазут, часто хранятся при повышенных температурах 70 С или более, например 90 С или более для облегчения обращения с ними. Битум часто хранится при температуре даже выше 150 С и в некоторых случаях выше 180 С. В этих случаях часто наблюдается, что содержание сероводорода определяемое в этих нефтепродуктах с помощью известных способов повышается при таких повышенных температурах даже после кратковременного хранения нефтепродукта. Причиной этого могут быть ускоряющиеся с повышением температуры реакции соединений серы, присутствующих в нефтепродукте, например циклических или ароматических углеводородов со связанной серой, меркаптанов и также элементарной серы, дающиеH2S. Этот дополнительно образующийся H2S в процессе нагрева компонентов нефтепродукта в контексте настоящего изобретения обозначается как внутренний H2S. Таким образом, невозможно установить посредством определения содержания H2S известными методами анализа, например IP 570, что содержаниеH2S, определнное однократно и ниже его пределов, также гарантирует безопасное обращение с нефтепродуктами при их нагреве и в ходе дальнейшей их переработке при более высокой температуре, чем в условиях определения IP 570. Содержание внутреннего H2S часто дополнительно зависит от температуры, и поэтому нефтепродукт может иметь различное содержание H2S при различных температурах хранения. Кроме того, в этом контексте следует учитывать, что температура поверхности теплообменных аппаратов и других нагревательных устройств, как правило, значительно выше фактической температуры резервуара. Продолжительность высокотемпературного хранения нефтепродукта выше температуры измерения IP 570 также может усугубить эту проблему. Широко используемым способом снижения содержания H2S в нефтепродуктах является их обработка H2S-связывающими добавками, называемыми поглотителями H2S. Обычно используемыми поглотителями H2S являются, например, формальдегид, продукты реакции с аминами, например триазины,глиоксаль, оксиды металлов, сульфонаты металлов и другие металлоорганические соединения. Как правило, требуется определнное кратное стехиометрическое количество поглотителя H2S на одну частьH2S. При переработке сырой нефти и кубового остатка и содержащих их нефтепродуктов с H2Sсвязывающими добавками до высокотемпературного хранения надежная дозировка этих добавок до настоящего времени была невозможной по причинам, указанным выше, без профилактического дорогостоящего избыточного количества, так как не существует доступного способа определения содержания внутреннего H2S и, следовательно, отсутствует информация о количестве H2S, которое образуется в процессе хранения этих нефтепродуктов при повышенных температурах. Подходящим был бы способ определения, который, во-первых, позволяет определять низкие концентрации H2S менее 10 ppm и, в частности, предпочтительно менее 2 ppm, например, для доказательства соответствия спецификации и, вовторых, позволяет также определять более высокое содержание H2S, более 10 ppm и, в частности, более 25 ppm, для того чтобы иметь возможность проводить контролируемое дозирование поглотителей. Проблема, следовательно, состоит в создании способа определения содержания растворнного и внутреннего H2S в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках и в нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки (также называемые обобщнно в контексте данной заявки как серосодержащие нефтепродукты). В частности, должно быть обеспечено определение содержания внутреннего H2S, который образуется в ходе хранения серосодержащих нефтепродуктов при повышенной температуре. Это, в свою очередь, позволяет наджно определять дозу поглотителей H2S,необходимую для продолжительного снижения содержания H2S. Кроме того, процесс не должен быть длительным. Неожиданно было установлено, что определение содержания H2S, который образуется при хранении серосодержащих сырой нефти и мазута и дистиллятов нефтепродуктов, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки при температуре выше 80 С, например при температурах 100280 С, возможно путм растворения анализируемого нефтепродукта в высококипящем растворителе и продувания этого раствора газом-носителем при температуре выше 80 С и, в частности, при температуре, соответствующей температуре хранения, и определения количества H2S выделенного из серосодержащего нефтепродукта газом-носителем. Таким образом, изобретение относится к способу определения содержания H2S, который образуется в процессе высокотемпературного хранения в серосодержащих сырой нефти и кубового остатка и нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей с температурой кипения выше 200 С и газ-носитель пропускают через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре выше 80 С и количество сероводорода, выделенного с помощью газа-носителя, определяют количественно. Кроме того, изобретение относится к способу определения концентрации растворнного сероводорода и внутреннего сероводорода в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках и нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей с температурой кипения выше 200 С и содержание растворнного сероводорода сначала определяют пропусканием газа-носителя через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре ниже 100 С и количественным определением количества сероводорода, выделенного газом-носителем, а затем внутренний сероводород определяют нагреванием образца, обработанного таким образом, до температуры выше 80 С, продолжая при этом пропускать газ-носитель и количественно определяя H2S, выделенного газом-носителем, причем температура для определения внутреннего H2S выше, чем температура определения растворнного H2S. Кроме того, изобретение относится к способу определения концентрации поглотителей H2S, необходимых для связывания H2S в процессе хранения серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков и нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, растворением образца серосодержащего нефтепродукта в растворителе или смеси растворителей с температурой кипения выше 200 С и пропусканием газа-носителя через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре выше 80 С и количественного определения количества растворнного и внутреннего сероводорода выделенного газом-носителем и использования его для вычисления количества поглотителей H2S,необходимых для продолжительного снижения содержания H2S. Способ пригоден для определения широкого диапазона концентраций H2S. Предпочтительно он подходит для определения H2S в диапазоне 0,01-5000 ppm, более предпочтительно в диапазоне 0,1-1000ppm и предпочтительно в диапазоне 0,2-100 ppm, например в диапазоне 0,5-50 ppm H2S, в каждом случае относящихся к количеству растворнного или внутреннего сероводорода. В предпочтительном осуществлении способа изобретения возможно раздельное определение концентрации растворнного и внутреннего H2S. Для этого на первой стадии растворнный H2S в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках или в нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, выделяют пропусканием газа-носителя при относительно низкой температуре ниже 100 С, предпочтительно при 60-90 С, например при 80, 75, 70, 65 или 60 С, и количественно анализируют. Затем этот образец для определения внутреннего H2S нагревают, продолжая пропускать газ-носитель при температурах выше 80 С, предпочтительно выше 90 С, более предпочтительно выше 100 С и особенно предпочтительно выше 120 С, и H2S выделенный газом-носителем определяют количественно. Температура при определении внутреннего H2S предпочтительно по меньшей мере на 10 С и, в частности, по меньшей мере на 20 С выше, чем температура для определения растворнного H2S. В другом предпочтительном осуществлении способа изобретения может быть определено общее содержание растворнного и внутреннего H2S в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках или в неф-2 023063 тяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки. Для этого газноситель пропускают через серосодержащий нефтепродукт, растворнный в растворителе или смеси растворителей при температурах выше 100 С, предпочтительно 120-300 С, например 130-250 С и количество растворнного и внутреннего сероводорода выделенного газом-носителем определяют количественно. Предпочтение отдатся проведению определения содержания внутреннего H2S при температуре,соответствующей, по меньшей мере, температуре, при которой находятся серосодержащие сырая нефть или кубовые остатки или нефтяные дистилляты, содержащие серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, например, в процессе транспортировки или хранения. Особое предпочтение отдатся его проведению при температуре по меньшей мере на 5 С, предпочтительно по меньшей мере на 10 С и, в частности, по меньшей мере на 20 С выше температуры анализируемого продукта. При рассмотрении худшего случая также было установлено, что пригодной является температура на 30 или 50 С выше температуры, ожидаемой при нормальной работе. Для нефтяных дистиллятов, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, способ согласно изобретению предпочтительно осуществляют ниже начальной температуры кипения нефтепродукта, например по меньшей мере на 10 С, предпочтительно по меньшей мере на 20 С ниже температуры начала кипения нефтепродукта. Предпочтительные газы-носители в температурных условиях в соответствии со способом являются газами, которые химически инертны по отношению к анализируемой нефти и кислороду. Предпочтительными химически инертными газами являются азот, диоксид углерода, инертные газы, например гелий и аргон, и их смеси. Особенно предпочтительным инертным газом является азот. Как правило, используемые газы-носители имеют чистоту технической квалификации по меньшей мере 99 об.% и, в частности, по меньшей мере 99,9 об.%. Если анализатор, используемый для количественного определения выделившегося H2S, требует минимального количества кислорода в газе-носителе, соответствующее количество кислорода может быть добавлено в газ-носитель до или после его прохождения через раствор анализируемого нефтепродукта. Его предпочтительно добавляют к газу-носителю после прохождения им через раствор анализируемого нефтепродукта. В особенно предпочтительном осуществлении воздух с его природным содержанием кислорода используют в качестве газа-носителя. В другом предпочтительном осуществлении используют воздух, обогащенный по кислороду. В другом предпочтительном осуществлении используют чистый кислород с чистотой 99,5 об.% (квалификации технический O2). Предпочтение отдатся выполнению способа в соответствии с изобретением при атмосферном давлении. В особых случаях, например в случае определения содержания внутреннего H2S в нефтепродуктах с относительно низкокипящими компонентами, оно также может быть проведено при повышенном давлении, например при 1,01-50 бар (абсолютное). Газ-носитель может быть введн в раствор анализируемого нефтепродукта с помощью трубки. Предпочтение отдатся введением через фритту, в силу чего газ-носитель лучше распределяется и быстродействие способа заметно ускоряется. Фритта предпочтительно расположена очень близко к нижней части реакционного сосуда и, в частности, полностью погружена в раствор анализируемого нефтепродукта. Предпочтительными являются фритты из нержавеющей стали, керамики или стекла. Номинальная ширина пор предпочтительно составляет 10-500 мкм и более предпочтительно 50-300 мкм. Так, например, было установлено, что особенно пригодными являются фритты из стекла, керамики и металла под обозначениями POR-00/G 00, POR-0/G 0 и POR-1/G 1. Поток газа-носителя через раствор нефти следует пропускать до возвращения концентрации H2S,обнаруживаемой анализатором, к фоновому значению. Время, таким образом, зависит от концентрацииH2S в анализируемом образце, температуры измерения и химической природы соединений серы, которые разлагаются до H2S и присутствуют в образце. Растворители и смеси растворителей, предпочтительные для осуществления способа изобретения,имеют температуру кипения 250 С и, в частности, выше 300 С, или в случае смесей растворителей указанная температура относится к начальной температуре кипения смеси растворителей. Кроме того, их температура разложения предпочтительно составляет выше 260 С и, в частности, выше 280 С, например выше 320 С. Предпочтительные растворители могут быть ароматическими или алифатическими. Они предпочтительно является алифатическими или, по меньшей мере, преимущественно алифатическими,что означает, что они предпочтительно содержат по меньшей мере 80 мас.% более предпочтительно по меньшей мере 90 мас.% и, в частности, по меньшей мере 92 мас.% алифатических соединений и предпочтительно менее 20 мас.%, более предпочтительно менее 10 мас.% и, в частности, менее 8 мас.% ароматических соединений. Предпочтительными растворителями являются алифатические парафиновые или нафтеновые или смеси парафиновых и нафтеновых нефтепродуктов с отношением 1:50-50:1. Особенно предпочтительными растворителями являются, по существу, практически насыщенные растворители. "По существу, практически насыщенные" означает, что йодное число, определяемое по Кауфману,предпочтительно ниже 20 г I2/100 г и, в частности, ниже 10 г I2/100 г, например менее 5 г I2/100 г. Предпочтительными растворителями являются растворители, по существу, свободные от серы, что означает,что содержание серы предпочтительно составляет менее 1000 ppm (мас./мас.), более предпочтительно менее 500 ppm (мас./мас.) и, в частности, ниже 100 ppm, например ниже 10 ppm (мас./мас.). Примерами подходящих растворителей являются базовые масла группы I, II и III и поли(-олефины). Способ в соответствии с изобретением предпочтительно осуществляют в устройстве, включающем нагреваемый реактор с мешалкой, термометр, ввод образца, впускное отверстие для газа-носителя и вывод газа, ведущий к анализатору. Серосодержащие анализируемые сырая нефть или кубовые остатки или нефтяные дистилляты, содержащие серосодержащие нефть или кубовые остатки, растворяют в высококипящем растворителе в нагреваемом реакторе. В предпочтительном осуществлении раствор анализируемой нефти в растворителе вводят в реактор и затем нагревают при пропускании через него газа-носителя. В особенно предпочтительном осуществлении растворитель, предварительно помещнный в реактор, нагревают до температуры анализа и серосодержащий анализируемый нефтепродукт дозируют через предпочтительно газонепроницаемый ввод образца. Было установлено, что особенно подходящие объмы составляют 10-500 мл и, в частности, 50-200 мл растворителя. Количество серосодержащего анализируемого нефтепродукта зависит в значительной степени от содержания H2S в них и/или типа используемого анализатора. Оно, как правило, составляет 0,001-10 г, предпочтительно 0,01-1 г. Концентрация анализируемого нефтепродукта в растворителе предпочтительно составляет 0,1-5 мас.% более предпочтительно 0,1-1 мас.% Реактор предпочтительно изготовлен из химически инертного материала, такого как стекло, керамика или нержавеющая сталь. Он оснащн мешалкой, термометром для контроля температуры, вводом газа ниже поверхности жидкости и выводом газа из газового пространства. Ввод газа предпочтительно снабжн клапаном и расходомером для регулировки и контроля расхода газа-носителя. Предпочтение отдатся использованию объмного расхода газа-носителя 5-200 л/ч, более предпочтительно 10-100 л/ч,например, 20-70 л/ч. Через вывод газа газ-носитель поступает в анализатор. Было установлено, что полезно проводить операцию очистки газа-носителя до его поступления в анализатор, чтобы, например,удалить из потока газа-носителя захваченные пары растворителя или низкокипящие компоненты анализируемого нефтепродукта, которые могут привести к искажению результатов измерений. Это может быть осуществлено, например, с помощью охлаждаемой ловушки. Для обнаружения сероводорода в потоке воздуха в принципе пригодны все известные методы количественного определения H2S. Например, его можно определять газовыми индикаторными трубками, в которой газ-носитель пропускают через гранулированный реакционный слой, и, например, длина окрашенной зоны индикатора или сравнение интенсивности окраски дат информацию о концентрации газа. Подходящие индикаторные трубки поставляются Drgerwerk AGКо KGaA, например, под названиемDrager Tubes. Предпочтение отдатся детектированию электрохимическими датчиками. Они определяют и регистрируют концентрацию H2S в потоке воздуха в любое время в процессе. Например, подходящими анализаторами являются газоанализаторы S4000T типа General Monitors, PT205, РТ 295 или РТ 395 типа PemTech Inc, TGS825 типа Figaro Engineering Inc. (Japan) и Drger X-am 5000 типа Drgerwerk AGCo. KGaA. H2S селективными датчиками являются, например, Drger Sensor XXS H2S LC - 68 11 525, Drger XXS Sensor H2S - 68 10 883 и Drger XXS Sensor H2S HC -68 10 883. После полного удаления сероводорода из реакционной колбы, которое можно обнаружить по падению содержанием H2S до базовой линии датчика, содержание H2S определяется интегрированием по времени. В случае использования кислорода или кислородсодержащих газов в качестве газа-носителя часто наблюдается, по меньшей мере, частичное окисление сероводорода до диоксида серы (SO2). Для того чтобы избежать каких-либо искажений в результатах измерений, вызванных этим, было установлено, что целесообразно также количественно определить содержание SO2 в газе-носителе, а после пересчта в H2S добавить его к последним. Определение SO2 может быть осуществлено известными способами, например селективными газовыми индикаторными трубками или электрохимическими датчиками. В этом осуществлении необходимо, чтобы сам серосодержащий анализируемый нефтепродукт не содержал SO2, или SO2,присутствующий в серосодержащем нефтепродукте, принимался во внимание при расчте содержания H2S. Способ согласно изобретению в основном пригоден для определения содержания H2S, который присутствует в серосодержащих нефтепродуктах и определяется при повышенных температурах в нефтяных дистиллятах, содержащих сырую нефть и/или кубовые остатки. Кубовые остатки обозначают кубовые остатки дистилляции нефтепродукта, которые являются неиспаряемой частью операции переработки (обычно дистилляции) нефтепродукта. Они могут возникать, например, при дистилляции нефти при нормальном давлении или при пониженном давлении либо в виде кубовых остатков нефтеперегонных заводов, например в виде кубовых остатков в установках висбрекинга и крекинга. Способ является особенно пригодным для определения содержания H2S в битуме и асфальте, например остаточном битуме, разжиженном нефтяном битуме, тврдом битуме, высоковакуумном битуме и битуме переокисления. Способ также подходит для определения сероводорода в битуме модифицированном полимером. Часто кубовые остатки от дистилляции нефти перерабатывают смешиванием с другими продуктами НПЗ для производства готовой продукции. Предпочтительные дистилляты нефтепродуктов, используемые для смешивания или растворения, или разбавления сырой нефти или кубовых остатках, являются высококипящими фракциями дистилляции нефти и, в частности, дистиллятов от вакуумной дистилляции и от крекинга и других НПЗ. Предпочтительные нефтепродукты имеют температуру кипения выше 250 С и, в частности, выше 300 С. Эти нефтепродукты часто имеют сравнительно высокое содержание серы более 100 ppm, например 200-10000 ppm. Предпочтительными используемыми нефтепродукты яв-4 023063 ляются вакуумный газойль (VGO, HVGO), легкий рецикловый газойль (LCO), тяжлый рецикловый газойль (НСО), газойль лгкого крекинга или вакуумного дистиллята лгкого крекинга (дистиллят флешкрекинга) или суспензия установки FCC. Отношение в смеси между сырой нефтью или кубовыми остатками и нефтепродуктами обычно устанавливают так, чтобы вязкость смеси соответствовала требуемой вязкости. Отношение в смеси предпочтительно составляет 20:1-1:20, предпочтительно 10:1-1:10(мас./мас.). Примерами нефтепродуктов, включающих такие кубовые остатки, являются флотские мазуты и печное топливо, в частности такое как тяжлое печное топливо. Более конкретно, способ согласно изобретению подходит для определения содержания H2S, который образуется при повышенных температурах во флотском мазуте, тяжлом мазуте (мазут), битуме и асфальте. Способ согласно изобретению обеспечивает наряду с определением растворнного сероводорода также определение сероводорода, который образуется из серосодержащих соединений в процессе хранения нефтепродукта при повышенных температурах (внутренний H2S). Кроме того, можно определить концентрацию внутреннего H2S в зависимости от температуры. Это также позволяет судить о безопасном обращении с такими нефтепродуктами после длительного хранения даже при различных повышенных температурах. Использование высококипящего растворителя обеспечивает длительное использования обычных электрохимических датчиков, чувствительных к парам растворителя. Способ в соответствии с изобретением, во-первых, позволяет при необходимости определять низкие концентрации E2S менее 10 ppm и, в частности, менее 2 ppm, например, для доказательства соответствия техническим условиям. Во-вторых, он также позволяет определять более высокое содержание H2S,более 10 ppm и, в частности, более 25 ppm, например более 50 ppm, для того чтобы иметь возможность проводить контролируемое дозирование поглотителей H2S. Он подходит и для моделирования содержания H2S, ожидаемого в условиях производства и/или хранения серосодержащих сырой нефти или кубовых остатках, и для определения содержания H2S, которое можно ожидать в случае длительного хранения нефти в заданных условиях. Кроме того, он может быть использован для оценки количества соответствующих добавок для снижения содержания H2S (H2S поглотители), а также для определения дозы добавок необходимой для создания требуемого содержания H2S. Таким образом, можно определить дозу поглотителя, которой достаточно даже для длительного хранения при повышенных температурах, без профилактической передозировки и, следовательно, ненужных затрат. Примеры Определение содержания H2S в мазуте и битуме. Для определения содержания сероводорода в сырой нефти и нефтепродуктах в 100 мл колбу с магнитной мешалкой, внутренним термометром и выводом газа сначала загружают 50 мл растворителя и добавляют 0,1-1 г анализируемых сырой нефти или кубовых остатков. Используемый растворитель состоит преимущественно из алифатических углеводородов (90%) и имеет начальную температуру кипения выше 250 С. При пропускании воздуха или потока азота (поток газа-носителя; 20 л/ч), который податся через фритту из нержавеющей стали G2 ниже поверхности растворителя, нефтепродукт нагревают до заданной температуры T1 и после снижения содержания H2S в потоке газа-носителя до исходного значения ( 0 ppm) затем до T2. Воздух или азот (поток газа-носителя) пропускают через вывод газа в газовый электрохимический датчик, который селективно реагирует на H2S и содержание H2S регистрируют как функцию от времени. После около 15-30 мин содержание H2S в потоке воздуха или азота снова падает до исходного значения,и затем измерение заканчивают и содержание H2S в нефти рассчитывают интегрированием по времени. Содержание растворнного H2S определяют интегрированием сигнала при T1 и содержание внутреннего H2S - интегрированием сигнала при T2. Сумма растворнного и внутреннего H2S соответствует общему содержанию H2S. Каждое представленное измерение означает три измерения. Пример 1. При различных температурах содержание сероводорода определяют в мазуте (остаток вакуумной дистилляции смешанный с VGO; HFO I) или в битуме (осадок от висбрекинга при переработке сырой нефти из стран Ближнего Востока, битум I). Измерением при 60 С (T1) определяют содержание растворнногоH2S и при более высокой температуре (Т 2) общее содержание H2S, который образуется при этой температуре. Используют воздух в качестве газа-носителя. В измерениях 3, 7 и 9 образцы после измерения при 60 С нагревают до температуры T2, указанной в табл. 1, и определяют концентрацию внутреннего H2S, который образуется при этой повышенной температуре. В случае этих измерений общее количество растворнного и внутреннего H2S соответствующего общей концентрации определяют в одну стадию. Таблица 1. Определение содержание H2S в зависимости от температуры Пример 2. Для снижения содержания сероводорода тяжлое печное топливо (кубовый остаток от легкого крекинга смешивают с LCO и суспензией FCC; HFO II) и битум (остаток от висбрекинга при переработке сырой нефти из Южной Америки; битум II) смешивают с поглотителем H2S. Используют в качестве поглотителей H2S коммерчески доступные продукты на основе продукта реакции альдегида и амина (поглотитель А) или на основе металлоорганического соединения (поглотитель В). Для обоих продуктов рекомендуется доза в пять массовых частей поглотителя на массовую часть H2S. Сначала дозировку проводят на основе содержания растворнного H2S (измерения 11 и 14) и затем в пересчте на общую концентрацию растворнного и внутреннего H2S (измерения 12 и 15). Для определения растворнного и внутреннего H2S нефть вновь нагревают ступенчато до заданных температур T1 и Т 2. Каждая указанная дозировка приведена в пересчте на количество используемого активного ингредиента (мас./мас.). Используют воздух в качестве газа-носителя. Таблица 2. Определение содержания свободного и растворнного H2S в тяжлом печном топливе (HFO II) до и после добавления поглотителя Таблица 3. Определение содержания свободного и растворнного H2S в битуме II до и после добавления поглотителя Пример 3. По аналогии с примером 2 битум (кубовый остаток от вакуумной дистилляции арабской тяжлой сырой нефти, битум III) смешивают с поглотителем H2S в соответствии с примером 2. Дозировка снова пять массовых частей поглотителя на массовую часть H2S сначала в зависимости от содержания растворнного H2S (измерение 17) и затем в пересчте на общую концентрацию растворнного и внутреннегоH2S (измерение 18). Каждая указанная дозировка приведена в пересчте на количество используемого активного ингредиента (мас./мас.). Используют азот в качестве газа-носителя. Таблица 4. Определение содержания свободного и растворнного H2S в битуме III до и после добавления поглотителя Пример 4. Аналогично примеру 2, при пропускании потока воздуха (10 л/ч) битум (кубовый остаток от вакуумной дистилляции сырой нефти из Кувейта; битум IV) нагревают ступенчато до указанных температурT1 и Т 2 до и после добавления поглотителя A H2S. По окончанию процесса примера 2 регистрируют содержание и H2S и SO2 как функцию времени селективными датчиками на выходе газа. После около 20 мин содержание H2S и SO2 в газе-носителе снова падает до исходного значения, и затем измерение заканчивают и содержание H2S и SO2 в нефти рассчитывают интегрированием по времени (измерение 19). Превращением серы, присутствующей в виде SO2, в H2S определяют количество растворнного H2S первоначально присутствующего в битуме (T1, общее) и внутреннего H2S (T2, общее). Сложением растворнного и внутреннего H2S рассчитывают общее содержание H2S. Сначала дозировку поглотителя A H2S рассчитывают относительно общего содержания растворнного H2S (T1, общее; измерение 20) и затем рассчитывают общую концентрацию растворнного и внутреннего H2S (измерение 21). Каждая указанная дозировка приведена в пересчте на количество используемого активного ингредиента (мас./мас.). Таблица 5. Определение содержания свободного и растворнного H2S в битуме IV до и после добавления поглотителя Эксперименты показывают, что способ согласно изобретению обеспечивает определение растворнного сероводорода, а также внутреннего сероводорода, который образуется при различных температурах. Он также позволяет оценить содержание внутреннего H2S, который образуется при хранении при повышенной температуре. Последовательным измерением содержания H2S при температуре около 60 С и более высоких температурах можно определить содержание и растворнного и, следовательно, спонтанно выделяющегося H2S и внутреннего H2S, который выделяется только при термообработке. Исходя из этого, можно оценить количество поглотителя H2S, необходимого для соответствия ограничениям при различных условиях хранения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ определения содержания H2S, который образуется в ходе высокотемпературного хранения серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков и нефтяных дистиллятов, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей, которые кипят выше 200 С, и газ-носитель пропускают через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре выше 80 С, и количество сероводорода,выделенного газом-носителем, определяют количественно. 2. Способ определения концентрации растворнного сероводорода и внутреннего сероводорода в серосодержащих сырой нефти и кубовых остатках и нефтяных дистиллятах, содержащих серосодержащие сырую нефть и/или кубовые остатки, в котором образец серосодержащего нефтепродукта растворяют в растворителе или смеси растворителей, которые кипят выше 200 С, и растворнный H2S сначала определяют пропусканием газа-носителя через раствор серосодержащего нефтепродукта при температуре ниже 100 С и количественно определяют сероводород, выделенный газом-носителем, и затем внутренний H2S определяют нагреванием образца, обработанного таким образом, до температуры выше 80 С,продолжая при этом пропускание газа-носителя, и количественно определяют H2S, выделенного газомносителем, причем температура для определения внутреннего H2S выше, чем температура для определения растворнного H2S. 3. Способ по п.2, в котором температура для определения внутреннего H2S по меньшей мере на 10 С выше, чем температура определения растворнного H2S. 4. Способ по пп.1-3, в котором внутренний H2S определяют при температурах выше 120 С. 5. Способ по пп.1-4, в котором используемый газ-носитель является химически инертным газом. 6. Способ по пп.1-5, в котором используемый газ-носитель является азотом. 7. Способ по пп.1-4, в котором используемый газ-носитель является кислородом или смесью кислорода и одного или нескольких химически инертных газов. 8. Способ по п.7, в котором используемый газ-носитель является воздухом. 9. Способ по пп.7, 8, в котором SO2, выделенный газом-носителем, количественно определяют в пересчте на H2S и суммируют. 10. Способ по пп.1-9, в котором используемый газ-носитель вводят через фритту в раствор серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков или содержащих их нефтяных дистиллятов. 11. Способ по пп.1-10, в котором растворитель или смесь растворителей преимущественно являются алифатическими. 12. Способ по пп.1-11, в котором йодное число растворителя или смеси растворителей составляет менее 20 г I2/100 г. 13. Способ по пп.1-12, в котором богатым по сере кубовым остатком является битум, мазут или флотский мазут. 14. Способ по пп.1-13, в котором нефтяной дистиллят является высококипящей фракцией нефтяного дистиллята, полученной при вакуумнойдистилляции или в аппаратах крекинга или нефтепереработки. 15. Способ определения концентрации поглотителей H2S, необходимой для связывания H2S в процессе хранения серосодержащих сырой нефти и кубовых остатков и нефтяного дистиллята, содержащего серосодержащие сырую нефть и кубовые остатки, в котором содержание в серосодержащих нефтепродуктах растворнного и внутреннего сероводорода количественно определяют способом по пп.1-14 и рассчитывают количество поглотителей H2S, необходимое для продолжительного снижения содержания