Determination of sulfide with chloranilic acid by biamperometric and automatic potentiometric end-point detection with a lead chloranilate selective electrode

Raba, Julio; Mallea, Miguel A.; Quintar, Silvya; Cortinez, V.A.

doi:10.1016/0039-9140(92)80287-n

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“…Palavras-Chaves: eletrodo de pasta de carbono; eletrodo de minicavidade; métodos eletroquímicos INTRODUÇÃO Eletrodos de microcavidade de contato sólido foram desenvolvidos como uma alternativa aos microsensores íon-seletivos baseados em micropipetas que são frágeis e frequentemente se rompem durante o manuseio [1][2][3]. Por outro lado, eletrodos de pasta de carbono (EPC) têm sido empregados frequentemente nos mais diversos campos de análise eletroquímica [4][5][6][7][8][9] dada a facilidade de sua preparação, a versatilidade na modificação química da pasta e sua rápida renovação. As propriedades dos eletrodos de microcavidade de contato sólido podem ser somadas as dos eletrodos de pasta de carbono preenchendo-se a micro ou minicavidade com a pasta de carbono contendo ou não modificadores.…”

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Eletrodo de pasta de carbono em minicavidade de contato sólido

et al. 2011

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Este trabalho descreve a preparação de eletrodo de pasta de carbono (EPC) em minicavidade de contato sólido e sua avaliação quando a pasta de carbono contém ou não partículas sub-micormétricas de SiO2(Eu3+ 2%) e SiO2(Eu3+ 2%)-lisina. Nestes estudos, medidas de voltametria cíclica e impedância eletroquímica foram realizadas em PBS (0,1 mol L-1 pH 7,4) contendo as espécies redox Fe(CN)6-3/-4. Os resultados de impedância foram interpretados baseados na reação de transferência de carga envolvendo as espécies Fe(CN)6-3/-4 e/ou oxigênio em frequências mais altas e, difusão das espécies eletroativas e características da pasta de carbono a baixas frequências. EPC-minicavidade é apropriado para eletroanálises usando pasta de carbono modificada.

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unclassified

Eletrodo de pasta de carbono em minicavidade de contato sólido

et al. 2011

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Reservoir souring: sulfur chemistry in offshore oil and gas reservoir fluids

Basafa

Hawboldt

2018

J Petrol Explor Prod Technol

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The injection of sulfate-containing seawater into an oil reservoir, for maintaining the reservoir pressure, can promote the growth of sulfate reducing bacteria and archaea near the injection wells, leading to the formation of sulfides such as hydrogen sulfide. However, intermediate sulfur species with different valence states, such as polythionates and polysulfides have been detected in several produced water samples, likely a result of phase partitioning, and chemical and microbial reactions. These sulfur species could affect the microbial communities (e.g., microbially influenced corrosion) and will impact the efficiency of souring mitigation methods. In addition, the presence of these sulfur species can result in operational, environmental, and treatment problems. Therefore, development and implementation of souring control strategies during production cycle of oil and gas reservoirs require identifying the origins, reactivity, and the partitioning behaviour of these compounds. This paper presents an overview of the known mechanisms responsible for reservoir souring and then focuses on the chemical reactions and sulfur species associated with production and consumption of hydrogen sulfide. In this work we highlight complexity of the sulfur chemistry and that the assumption that all the sulfate is reduced to hydrogen sulfide can lead to inappropriate souring management methods. The paper also reviews the detection and analysis methods used for sulfur compounds. The review demonstrates that there is a gap in the current souring models and methods due to the exclusion of key sulfur compounds and challenges in identifying and quantifying these compounds with respect to speed of analysis and sample stability.

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