EA020424B1 - Не содержащие азот средства дезодорирующей очистки от сульфидов - Google Patents

Не содержащие азот средства дезодорирующей очистки от сульфидов Download PDF

Info

Publication number
EA020424B1
EA020424B1 EA201101653A EA201101653A EA020424B1 EA 020424 B1 EA020424 B1 EA 020424B1 EA 201101653 A EA201101653 A EA 201101653A EA 201101653 A EA201101653 A EA 201101653A EA 020424 B1 EA020424 B1 EA 020424B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
group
compound
stream
mixture used
formula
Prior art date
Application number
EA201101653A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201101653A1 (ru
Inventor
Цзяньчжон Ян
Маттью Т. Барнс
Джозеф Л. Старк
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of EA201101653A1 publication Critical patent/EA201101653A1/ru
Publication of EA020424B1 publication Critical patent/EA020424B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
    • C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
    • C23F11/00—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent
    • C23F11/08—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids
    • C23F11/10—Inhibiting corrosion of metallic material by applying inhibitors to the surface in danger of corrosion or adding them to the corrosive agent in other liquids using organic inhibitors
    • C23F11/12—Oxygen-containing compounds
    • C23F11/124—Carboxylic acids
    • C23F11/126—Aliphatic acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
    • C09K8/532—Sulfur
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/20—Hydrogen sulfide elimination

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

В изобретении описан способ удаления соединений серы из потока, выбранного из группы, включающей поток углеводородов, водный поток и их смеси, заключающийся в том, что можно вносить применяемую для обработки смесь в поток. Применяемая для обработки смесь может включать соединение общей формулы, выбранной из группы, содержащей комбинации соединения формулы (I) и соединения формулы (II), где Rможет обозначать C-C-гидрокарбильную группу, которая является насыщенной, ненасыщенной, циклической или разветвленной или может содержать гетероатом; А может обозначать атом кислорода или метиленовую группу; Rможет обозначать C-C-гидрокарбильную группу, которая может быть насыщенной, ненасыщенной, циклической или разветвленной, или может содержать гетероатом(ы), отличный(е) от C или H. Применяемая для обработки смесь может приводить к снижению содержания реакционноспособных соединений серы в потоке. Соединения серы, содержание которых в потоке требуется снижать, могут представлять собой сероводород, меркаптаны, полисульфиды или их комбинации.

Description

Настоящее изобретение относится к удалению реакционноспособных соединений серы из потока, выбранного из группы, включающей поток углеводородов, водный поток и их смеси; при осуществлении которого обрабатывающую смесь можно вносить в поток.
Предпосылки создания изобретения
Присутствие соединений серы в жидких углеводородах и водных потоках является нежелательным по ряду причин. Разрабатываемые в настоящее время подземные резервуары характеризуются тем, что в добываемых потоках углеводородов (нефть и газ) присутствуют в больших количествах соединения серы. Сероводород и меркаптаны представляют собой токсичные газы, которые тяжелее воздуха и которые обладают высокой коррозионной способностью в отношении скважины и расположенного на поверхности оборудования.
При сгорании потоков углеводородов с высоким содержанием серы происходит также серьезное загрязнение окружающей среды. При контакте потоков с высоким содержанием серы с металлами соединения серы вызывают хрупкость нержавеющих сталей и коррозийное растрескивание под напряжением твердосплавных материалов. Кроме того, сероводород и меркаптаны, присутствующие в различных потоках углеводородов или водных потоках, создают угрозу безопасности и угрозу возникновения коррозии. При проведении работ как на нефтяных месторождениях, так и на очистных предприятиях желательным является быстрое удаление указанных обладающих запахом и вредных для окружающей среды соединений.
По указанным выше причинам ранее предпринимались попытки удалить соединения серы из жидких углеводородов и водных систем или осуществить их химическое превращение. Высокосернистый (кислый) газ представляет собой природный газ или любой другой газ, который содержит в значительных количествах сероводород (Н2§), таким образом, удаление Н2§ и других содержащих серу кислых соединений можно рассматривать как подслащивание (дезодорирующее очищение). Существует несколько классов средств дезодорирующей очистки, которые можно применять для удаления соединений серы из потока углеводородов или водного потока, однако для многих из них имеются серьезные ограничения. Например, в промышленности уже давно и вплоть до настоящего времени применяли азотсодержащие средства дезодорирующей очистки от сероводорода, такие как добавки на основе гидротриазина. Однако высвобождаемые при захвате соединений серы амины представляют собой дополнительную угрозу возникновения коррозии при осуществлении различных процессов после указанной обработки, включая угрозу для дистилляционных колонн. Формальдегид представляет собой не содержащее азот средство дезодорирующей очистки, однако он является также и потенциальным канцерогеном. Глиоксал представляет собой другое не содержащее азот средство дезодорирующей очистки от сероводорода, однако его применение часто ограничено вследствие его коррозионной способности и низкой точки кипения. Были предложены также оксиды металла, однако такое применение ограничено вследствие трудностей, связанных с их использованием, и опасений образования твердых остаточных продуктов при последующем применении катализаторов и процессов для очистки. Акролеин представляет собой чистое и очень эффективное средство дезодорирующей очистки от сероводорода/меркаптана, однако он требует специального обращения вследствие токсичности.
Таким образом, существует потребность в разработке не содержащего азот средства дезодорирующей очистки, которое обладает более высокой эффективностью и мощностью в отношении удаления соединений серы и имеет меньшую коррозионную способность, с которым можно легко обращаться и которое вызывает меньшие опасения, связанные с температурой вспышки.
Краткое изложение сущности изобретения
В изобретении предложен способ (не ограничивающий объем изобретения) удаления соединений серы из потока, выбранного из группы, включающей поток углеводородов, водный поток и их смеси; в котором применяемую для обработки смесь можно вносить в поток. Применяемая для обработки смесь может включать соединение общей формулы, выбранной из следующих формул:
в которой Κι может обозначать Οι -Сзо-гидрокарбильную группу, которая может быть насыщенной, ненасыщенной, циклической или разветвленной или может содержать гетероатом(ы), отличный(е) от С или Н; или
- 1 020424
в которой К! может иметь значения, указанные выше;
А может обозначать атом кислорода или метиленовую группу;
К2 может обозначать Ц-С^-гидрокарбильную группу, которая может быть насыщенной, ненасыщенной, циклической или разветвленной, или может содержать гетероатом(ы), отличный(е) от С или Н.
Обрабатывающая смесь может содержать также комбинации соединения формулы (I) и соединения формулы (II).
Кроме того, предложен другой, не ограничивающий объем изобретения вариант способа снижения содержания соединений серы в потоке до уровня 200 об.част./млн/мас.част./млн или ниже. Понятие 200 об.част./млн/мас.част./млн обозначает либо 200 об.част./млн, либо 200 мас.част./млн. Применяемую для обработки смесь можно вносить в поток в количестве, составляющем от примерно 1 до примерно 50000 част./млн.
Подробное описание изобретения
При создании изобретения был открыт новый класс не содержащих азот средств дезодорирующей очистки от сульфидов, которые позволяют снижать содержание высокосернистых (кислых) соединений в потоке углеводородов или водном потоке. Снижение содержания окисляющих соединений серы позволяет также уменьшать коррозию скважины и расположенного на поверхности оборудования. Целевыми соединениями серы могут являться сероводород, меркаптаны, полисульфиды, их комбинации или другие соединения серы, присутствующие в потоке углеводородов или водном потоке, которые известны специалистам в данной области. К меркаптанам относят любое содержащее серу соединение общей формулы К-δΗ, такое как этилмеркаптан/этантиол. В контексте настоящего описания понятие полисульфид, как правило, употребляют применительно к классу соединений серы, характеризующихся наличием чередующихся цепей атомов серы и углеводородов, таких как -[(СН2)т-§х]-.
Содержание соединений серы в потоке углеводородов или водном потоке можно снижать до уровня 200 об.част./млн/мас.част./млн или ниже, в одном из вариантов осуществления изобретения, не ограничивающем его объем, можно снижать до уровня, составляющего примерно 10 об.част./млн/мас.част./млн или ниже, в другом варианте - до уровня, составляющего примерно 1 об.част./млн/мас.част./млн или ниже. Трудно точно предсказать дозу применяемой для обработки смеси, необходимую для снижения содержания Н2§, меркаптанов и/или полисульфидов в потоке или их удаления. Оптимальный уровень внесения должен зависеть от многочисленных факторов, включая (но не ограничиваясь только ими) природу всех углеводородов, присутствующих в потоке, содержание Н2§, и/или меркаптанов, и/или полисульфидов, природу меркаптанов и их соотношение, температуру потока, природу конкретных соединений в применяемой для обработки смеси и т.д. Однако, для того, чтобы дать представление о соответствующих уровнях, применяемых для обработки, следует указать, что применяемую для обработки смесь можно вносить в поток углеводородов или водный поток в количестве, составляющем независимо от примерно 1 до примерно 50000 част./млн, в одном из вариантов осуществления изобретения, не ограничивающем его объем, в количестве, составляющем независимо от примерно 20 до примерно 10000 част./млн, в другом варианте - в количестве, составляющем независимо от примерно 50 до примерно 5000 част./млн. В контексте настоящего описания понятие независимо касательно диапазона означает, что любое нижнее предельное значение можно применять в сочетании с любым верхним предельным значением, определяя, тем самым, еще один пригодный диапазон. Применяемая для обработки смесь может включать соединение общей формулы, выбранной из группы формул, включающей о
в которой К1 может обозначать С1 -С30-гидрокарбильную группу, которая может быть насыщенной, ненасыщенной, циклической или разветвленной, или может содержать гетероатом(ы), отличный(е) от С или Н;
- 2 020424
в которой К! может иметь значения, указанные выше;
А может обозначать атом кислорода или метиленовую группу;
К2 может обозначать Ц-С^-гидрокарбильную группу, которая может быть насыщенной, ненасыщенной, циклической или разветвленной, или может содержать гетероатом(ы), отличный(е) от С или Н.
Применяемая для обработки смесь может содержать также комбинации соединения (I) и соединения (II).
В одном из приемлемых вариантов осуществления изобретения, не ограничивающих его объем, применяемая для обработки смесь может включать также соединение формулы (III)
в которой К! и К2 могут иметь значения, указанные выше.
Гидрокарбильную группу К! можно выбирать из класса, включающего С1-С30-алкильную или -алкенильную группу, связь в виде окисленного простого эфира или гидрокарбильную группу, имеющую циклическую или ароматическую кольцевую структуру. Гидрокарбильная группа К1 может представлять собой этильную группу или метильную группу, полиэтиленгликольную группу или этоксилированную алкилфенольную группу. Гидрокарбильную группу К2 в соединении (II) можно выбирать из класса, включающего алкильную группу или алкенильную группу; гидрокарбильная группа может содержать атом О, Р или другой гетероатом или гидрокарбильная группа может содержать циклическую или ароматическую структуру. Гидрокарбильная группа К2 в соединении (II) может представлять собой изопропильную группу, этанольную или фенильную группу. В одном из вариантов осуществления изобретения, не ограничивающих его объем, в качестве соединения, входящего в применяемую для обработки смесь, которое можно применять для снижения содержания соединений серы в потоке углеводородов, можно выбрать этил-транс-4-оксо-2-бутеноат.
Применяемая для обработки смесь может представлять собой гидрофобную, гидрофильную смесь или их комбинацию, и она может включать также растворитель. Растворитель может представлять собой ароматический растворитель, такой как Атотайс 100, Атотайс 150, керосин, дизельное топливо или их смеси. Концентрация растворителя в применяемой для обработки смеси может составлять от примерно 1 до примерно 99 мас.%. Концентрация соединения в применяемой для обработки смеси может составлять от примерно 1 до примерно 99 мас.% в пересчете на массу применяемой для обработки смеси. Применяемая для обработки смесь может включать также ингибитор коррозии, дегазатор или средство, повышающее проводимость.
Применяемую для обработки смесь можно применять с помощью общепринятых встроенных в трубопровод (ίη-Ипе) систем инжекции и осуществлять инжекцию в любой точке трубопровода, давая возможность смеси прореагировать с газообразным или жидким потоком, например, в устье скважины, сепараторах и т.д. Применяемую для обработки смесь можно использовать также в обычных башенных скрубберных системах. Специалисту в данной области должны быть очевидны возможные применения представленных в настоящем описании применяемых для обработки смесей и в других используемых в настоящее время системах или системах, которые будут созданы в будущем.
Способ описан более подробно с помощью служащих для иллюстрации примеров, которые не ограничивают объем изобретения и служат только для дополнительного пояснения и понимания способа.
Примеры 1-4.
Пример 1.
В исходной пробе, взятой из углеводородной смеси, содержание сероводорода (Н2§) в газовой фазе составляло 3000 част./млн при температуре окружающей среды и атмосферном давлении. При тестировании, которое проводили при 60°С, содержание Н2§ в пробе составляло 1050 част./млн. При осуществлении стандартного теста в неочищенную углеводородную смесь вводили при температуре окружающей среды и атмосферном давлении применяемую для обработки смесь, содержащую этил-транс-4-оксо-2- 3 020424 бутеноат в концентрации 150 част./млн. Через 4 ч после осуществления обработки потока брали образец и проводили анализ. Содержание Η2δ в углеводородной смеси по данным анализа в паровой фазе оказалось сниженным примерно до 200 част./млн, что соответствовало уменьшению на 81%.
(IV)
Выше приведена репрезентативная структура соединения, представляющего собой этил-транс-4оксо-2-бутеноат.
Пример 2.
В исходной пробе, взятой из углеводородной смеси, содержание Η2δ составляло 3000 част./млн при температуре окружающей среды и атмосферном давлении. При тестировании, которое проводили при 60°С, содержание Η2δ в пробе составляло 1050 част./млн. В неочищенную углеводородную смесь вводили при температуре окружающей среды и атмосферном давлении применяемую для обработки смесь, содержащую этил-транс-4-оксо-2-бутеноат в концентрации 300 част./млн. Через 4 ч после осуществления обработки потока брали образец и проводили анализ. Содержание Η2δ в углеводородной смеси по данным анализа в паровой фазе оказалось сниженным примерно до 50 част./млн, что соответствовало уменьшению на 95%.
Пример 3.
В исходной пробе, взятой из водного образца, содержание Η2δ составляло 3000 част./млн при температуре окружающей среды и атмосферном давлении. При тестировании, которое проводили при 60°С, содержание Η2δ в пробе составляло 1425 част./млн. В водный образец вводили при температуре окружающей среды и атмосферном давлении применяемую для обработки смесь, содержащую этил-транс-4оксо-2-бутеноат в концентрации 150 част./млн. Через 4 ч после осуществления обработки потока брали образец и проводили анализ. Содержание Η2δ в водной системе по данным анализа в паровой фазе оказалось сниженным примерно до 550 част./млн, что соответствовало уменьшению на 61%.
Пример 4.
В исходной пробе, взятой из водного образца, содержание Η2δ составляло 3000 част./млн при температуре окружающей среды и атмосферном давлении. При тестировании, которое проводили при 60°С, содержание Η2δ в пробе составляло 1425 част./млн. В водный образец вводили при температуре окружающей среды и атмосферном давлении применяемую для обработки смесь, содержащую этил-транс-4оксо-2-бутеноат в концентрации 300 част./млн. Через 4 ч после осуществления обработки потока брали образец и проводили анализ. Содержание Η2δ в водной системе по данным анализа в паровой фазе оказалось сниженным примерно до 200 част./млн, что соответствовало уменьшению на 86%.
Пример 5.
В исходной пробе, взятой из водного образца, содержание Η2δ в фазе составляло 3000 част./млн при температуре окружающей среды и атмосферном давлении. При тестировании, которое проводили при 60°С, содержание Η2δ в пробе составляло 1425 част./млн. В водный образец вводили при температуре окружающей среды и атмосферном давлении применяемую для обработки смесь, содержащую этилтранс-4-оксо-2-бутеноат в концентрации 450 част./млн. Через 4 ч после осуществления обработки потока брали образец и проводили анализ. Содержание Η2δ в водной системе по данным анализа в паровой фазе оказалось сниженным примерно до 100 част./млн, что соответствовало уменьшению на 93%.
Таблица I
Пример № Концентрация, применяемая для обработки, част./млн [Н28], част./млн (паровая фаза) Уменьшение, %
1 150 200 81
2 300 50 95
Результаты, представленные в табл. I, демонстрируют, что при тестировании применяемой для обработки смеси на образцах углеводородных смесей в целом имеет место снижение содержания серы. Более конкретно, в варианте, описанном в примере 1, снижение содержания серы составляло 81%, а в варианте, описанном в примере 2, снижение содержания серы составляло 95%.
Таблица II
Пример № Концентрация, применяемая для обработки, част./млн [НгЗ], част./млн (паровая фаза) Уменьшение, %
3 150 550 61
4 300 200 86
5 450 100 93
- 4 020424
Результаты, представленные в табл. II, демонстрируют, что при тестировании применяемой для обработки смеси на водных образцах в целом имеет место снижение содержания серы. Более конкретно, в варианте, описанном в примере 3, снижение содержания серы составляло 61%, в варианте, описанном в примере 4, снижение содержания серы составляло 86%, а в варианте, описанном в примере 5, снижение содержания серы составляло 93%.
Следует иметь в виду, что продемонстрированные и описанные точные реакционные условия, соотношения и т.д. не ограничивают объем изобретения, специалисту в данной области должны быть очевидны соответствующие модификации и эквиваленты. Таким образом, объем изобретения ограничен только объемом, определяемым формулой изобретения. Кроме того, представленное описание следует рассматривать только как иллюстративное, а не направленное на ограничение объема. Например, подразумевается, что конкретные комбинации соединений (I), (II) и/или (III), соотношения реактантов, реакционные условия, молекулярные массы, дозы и т.п., подпадающие под заявленные параметры, но не указанные конкретно или не использованные в конкретном варианте способа, подпадают под объем настоящего изобретения.
Понятия содержит и содержащий, которые употребляются в формуле изобретения, следует интерпретировать как понятия, указывающие на то, что указанные элементы включены, но включение не ограничено только ими.
Настоящее изобретение может соответствующим образом содержать, состоять или состоять по существу из заявленных элементов, и его можно осуществлять на практике в отсутствие незаявленного элемента. Например, способ может представлять собой по существу или представлять собой способ удаления соединений серы из потока углеводородов или водного потока путем внесения применяемой для обработки смеси, состоящей по существу или состоящей из соединений формулы (I) и/или (II) и необязательно (III), в поток углеводородов или водный поток.

Claims (20)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ удаления соединений серы из потока, выбранного из группы, содержащей поток углеводородов, водный поток и их смеси, заключающийся в том, что в поток вносят применяемую для обработки смесь, где применяемая для обработки смесь включает соединение общей формулы, выбранной из группы, включающей в которой К1 обозначает С1-С3о-гидрокарбильную группу, которая является насыщенной, ненасыщенной, циклической или разветвленной или может содержать гетероатом(ы), отличный(е) от С или Н;
    в которой К1 имеет указанные выше значения;
    А обозначает атом кислорода или метиленовую группу;
    К2 обозначает С1-С30-гидрокарбильную группу, которая может быть насыщенной, ненасыщенной, циклической или разветвленной или может содержать гетероатом(ы), отличный(е) от С или Н; и комбинации соединения формулы (I) и соединения формулы (II).
  2. 2. Способ по п.1, в котором применяемая для обработки смесь дополнительно содержит соединение формулы (III) в которой К1 и К2 имеют указанные выше значения.
  3. 3. Способ по п.1, в котором применяемая для обработки смесь дополнительно содержит растворитель.
    - 5 020424
  4. 4. Способ по п.3, в котором концентрация растворителя в применяемой для обработки смеси составляет от 1 до 99 мас.%.
  5. 5. Способ по п.3, в котором растворитель представляет собой ароматический растворитель.
  6. 6. Способ по п.3, в котором концентрация соединения (I) и (II) в применяемой для обработки смеси составляет от 1 до 99 мас.% в пересчете на массу применяемой для обработки смеси.
  7. 7. Способ по п.1, в котором гидрокарбил, представляющий собой группу К1, выбирают из класса, включающего алкильную или алкенильную группу, связь в виде окисленного простого эфира или гидрокарбильную группу, имеющую циклическую или ароматическую кольцевую структуру.
  8. 8. Способ по п.7, в котором гидрокарбил, представляющий собой группу Κι, представляет собой этильную группу, метильную группу, полиэтиленгликольную группу или этоксилированную алкилфенольную группу.
  9. 9. Способ по п.1, в котором гидрокарбильную группу К2 в соединении формулы (II) выбирают из класса, включающего алкильную группу, алкенильную группу, гидрокарбильную группу, содержащую атом кислорода, фосфора или другой гетероатом или гидрокарбильную группу, которая может содержать циклическую или ароматическую структуру.
  10. 10. Способ по п.9, в котором гидрокарбильная группа К2 в соединении формулы (II) представляет собой изопропильную группу, этанольную или фенильную группу.
  11. 11. Способ по п.1, в котором соединение серы выбирают из группы, включающей сероводород, меркаптаны, полисульфиды и их комбинации.
  12. 12. Способ по п.1, в котором содержание соединений серы в потоке снижают до 200 об.част./млн/мас.част./млн или ниже.
  13. 13. Способ по п.1, в котором применяемую для обработки смесь вносят в поток в количестве, составляющем от 1 до 50000 част./млн.
  14. 14. Способ по п.13, в котором соединение, присутствующее в применяемой для обработки смеси, вносят в поток в количестве, составляющем от 50 до 5000 част./млн.
  15. 15. Способ удаления соединений серы из потока, выбранного из группы, содержащей поток углеводородов, водный поток и их смеси, заключающийся в том, что в поток вносят применяемую для обработки смесь, где применяемая для обработки смесь включает соединение общей формулы, выбранной из группы, включающей в которой Κι обозначает С-СЧ-гидрокарбильную группу, которая является насыщенной, ненасыщенной, циклической или разветвленной или может содержать гетероатом(ы), отличный(е) от С или Н;
    в которой К! имеет значения, указанные выше;
    А обозначает атом кислорода или метиленовую группу;
    К2 обозначает С1-С30-гидрокарбильную группу, которая может быть насыщенной, ненасыщенной, циклической или разветвленной или может содержать гетероатом(ы), отличный(е) от С или Н; и комбинации соединения формулы (I) и соединения формулы (II), при этом содержание соединений серы в потоке уменьшают до 200 об.част./млн/мас.част./млн или менее, и применяемую для обработки смесь вносят в поток в количестве, составляющем от 1 до 50000 част./млн.
  16. 16. Способ по п.15, в котором применяемая для обработки смесь дополнительно содержит соединение формулы (III)
    - 6 020424 в которой К! и К2 имеют значения, указанные выше.
  17. 17. Способ по п.15, в котором применяемая для обработки смесь дополнительно содержит другое соединение, которое выбирают из группы, включающей соединение на основе гидротриазина, соединение на основе оксида металла, соединение на основе гидроксида металла, соединение на основе амина или их смеси.
  18. 18. Способ по п.15, в котором гидрокарбил, представляющий собой группу К1, выбирают из класса, включающего алкильную или алкенильную группу, связь в виде окисленного простого эфира или гидрокарбильную группу, имеющую циклическую или ароматическую кольцевую структуру.
  19. 19. Способ по п.15, в котором гидрокарбильную группу К2 в соединении формулы (II) выбирают из класса, включающего алкильную группу, алкенильную группу, гидрокарбильную группу, содержащую атом кислорода, фосфора или другой гетероатом, или гидрокарбильную группу, которая может содержать циклическую или ароматическую структуру.
  20. 20. Способ по п.15, в котором соединение, присутствующее в применяемой для обработки смеси, вносят в поток в количестве, составляющем от 50 до 5000 част./млн.
EA201101653A 2010-12-20 2011-12-19 Не содержащие азот средства дезодорирующей очистки от сульфидов EA020424B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/972,765 US8357306B2 (en) 2010-12-20 2010-12-20 Non-nitrogen sulfide sweeteners

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201101653A1 EA201101653A1 (ru) 2012-07-30
EA020424B1 true EA020424B1 (ru) 2014-11-28

Family

ID=45400967

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201101653A EA020424B1 (ru) 2010-12-20 2011-12-19 Не содержащие азот средства дезодорирующей очистки от сульфидов

Country Status (4)

Country Link
US (1) US8357306B2 (ru)
EP (1) EP2465975A1 (ru)
CA (1) CA2758668A1 (ru)
EA (1) EA020424B1 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9068128B2 (en) 2011-10-18 2015-06-30 Baker Hughes Incorporated Method for reducing hydrogen sulfide evolution from asphalt and heavy fuel oils
WO2014100054A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Nalco Company Functionalized hydrogen sulfide scavengers
WO2014100052A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Nalco Company Scavenging hydrogen sulfide
WO2014100051A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Nalco Company Squeeze treatment for in situ scavenging of hydrogen sulfide
US9719030B2 (en) 2013-06-27 2017-08-01 Ecolab Usa Inc. Epoxide-based hydrogen sulfide scavengers
US9273254B2 (en) 2013-12-20 2016-03-01 Ecolab Usa Inc. Amino acetals and ketals as hydrogen sulfide and mercaptan scavengers
US9458393B2 (en) 2014-04-15 2016-10-04 Ecolab Usa Inc. Hydantoins as hydrogen sulfide and mercaptan scavengers
US9656237B2 (en) 2014-07-31 2017-05-23 Baker Hughes Incorporated Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites
WO2016105341A1 (en) * 2014-12-22 2016-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. Synergistic sulfide scavenging additives for use in oilfield operations
MX357854B (es) 2014-12-23 2018-07-26 Multi Chem Group Llc Agentes depuradores de azufre a base de acrilonitrilo para su uso en operaciones petroliferas.
MX2017005454A (es) 2014-12-23 2017-07-04 Multi-Chem Group Llc Agentes depuradores de azufre a base de acrilato para usarse en actividades en pozos petroleros.
CN110511798A (zh) * 2019-08-13 2019-11-29 青岛华友恒新能源材料技术研究院有限公司 一种含汞天然气流体的净化处理方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4802973A (en) * 1986-01-30 1989-02-07 The British Petroleum Company P.L.C. Removal of hydrogen sulphide
RU2118649C1 (ru) * 1997-03-20 1998-09-10 Ахматфаиль Магсумович Фахриев Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода
RU2290427C1 (ru) * 2005-10-13 2006-12-27 Александр Дмитриевич Медведев Нейтрализатор сернистых соединений в нефти, нефтепромысловых средах, пластовых водах и буровых растворах

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3459852A (en) * 1966-03-31 1969-08-05 Dan Christian Roehm Deodorizing treatment of aqueous solutions
US4220550A (en) 1978-12-06 1980-09-02 The Dow Chemical Company Composition and method for removing sulfide-containing scale from metal surfaces
US4389221A (en) * 1982-07-23 1983-06-21 Shell Oil Company Gasoline composition and method for reducing fuel consumption
US4680127A (en) 1985-12-13 1987-07-14 Betz Laboratories, Inc. Method of scavenging hydrogen sulfide
US4978512B1 (en) 1988-12-23 1993-06-15 Composition and method for sweetening hydrocarbons
CA2017047C (en) 1989-08-01 1999-08-17 Jerry J. Weers Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbons
US5173213A (en) 1991-11-08 1992-12-22 Baker Hughes Incorporated Corrosion and anti-foulant composition and method of use
US5213680A (en) 1991-12-20 1993-05-25 Baker Hughes Incorporated Sweetening of oils using hexamethylenetetramine
US5347004A (en) 1992-10-09 1994-09-13 Baker Hughes, Inc. Mixtures of hexahydrotriazines useful as H2 S scavengers
US5395536A (en) 1993-05-07 1995-03-07 Baker Hughes, Inc. Wastewater organic acid removal process
CA2133270C (en) 1994-03-03 1999-07-20 Jerry J. Weers Quaternary ammonium hydroxides as mercaptan scavengers
US5552060A (en) 1995-05-05 1996-09-03 Baker Hughes Incorporated Abatement of hydrogen sulfide with epoxides
CA2177408C (en) 1995-06-06 2001-12-11 Michael Callaway Abatement of hydrogen sulfide with an aldehyde ammonia trimer
EP0882112B1 (en) 1996-07-12 2002-10-02 Baker Hughes Incorporated Bisoxazolidine hydrogen sulfide scavenger
US6068056A (en) 1999-10-13 2000-05-30 Schlumberger Technology Corporation Well treatment fluids comprising mixed aldehydes
US6656445B2 (en) 2000-10-13 2003-12-02 Baker Hughes Incorporated Hydrogen sulfide abatement in molten sulfur
US6663841B2 (en) 2002-04-18 2003-12-16 Baker Hughes Incorporated Removal of H2S and/or mercaptans form supercritical and/or liquid CO2
WO2005087899A1 (en) 2004-02-11 2005-09-22 Baker Hughes Incorporated Hydrocarbons having reduced levels of mercaptans and method and composition useful for preparing same
US7438877B2 (en) 2006-09-01 2008-10-21 Baker Hughes Incorporated Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4802973A (en) * 1986-01-30 1989-02-07 The British Petroleum Company P.L.C. Removal of hydrogen sulphide
RU2118649C1 (ru) * 1997-03-20 1998-09-10 Ахматфаиль Магсумович Фахриев Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода
RU2290427C1 (ru) * 2005-10-13 2006-12-27 Александр Дмитриевич Медведев Нейтрализатор сернистых соединений в нефти, нефтепромысловых средах, пластовых водах и буровых растворах

Also Published As

Publication number Publication date
CA2758668A1 (en) 2012-06-20
US20120152857A1 (en) 2012-06-21
EP2465975A1 (en) 2012-06-20
EA201101653A1 (ru) 2012-07-30
US8357306B2 (en) 2013-01-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA020424B1 (ru) Не содержащие азот средства дезодорирующей очистки от сульфидов
DK2364768T3 (en) A process for removing hydrogen sulfide and / or mercaptans by means of triazines
EP2859067B1 (en) Method and composition for synergistic scavenging of hydrogen sulphide and mercaptans from a fluid
CN108495914B (zh) 具有一定量的3,3’-亚甲基双(5-甲基噁唑烷)的组合物在从工艺流去除硫化合物中的用途
CA2982595C (en) Method of reducing hydrogen sulfide levels in liquid or gaseous streams using compositions comprising triazines and anionic surfactants
MX2013000507A (es) Uso de alfa-amino eteres para eliminacion de sulfuro de hidrogeno a partir de hidrocarburos.
CA2896975A1 (en) Synergistic h2s scavenger combination of transition metal salts with water-soluble aldehydes and aldehyde precursors
US20210198583A1 (en) Composition and method for elimination of hydrogen sulfide and mercaptans
AU2010245644A1 (en) Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbon stream
Shoukat et al. Thermal stability and corrosion of tertiary amines in aqueous amine and amine-glycol-water solutions for combined acid gas and water removal
US10316257B2 (en) System for the treatment of mercaptan contaminated hydrocarbon streams
TW201328766A (zh) 用於改進硫化物清除活性之方法及化合物
CA2805402C (en) Improved method of removing hydrogen sulfide
US5958352A (en) Abatement of hydrogen sulfide with an aldehyde ammonia trimer
US9273254B2 (en) Amino acetals and ketals as hydrogen sulfide and mercaptan scavengers
TW201329021A (zh) 胺硫化物清除劑、其使用方法及其製造方法
US11814576B2 (en) Increasing scavenging efficiency of H2S scavenger by adding linear polymer
RU2641910C1 (ru) Процесс очистки углеводородных сред от h2s и/или меркаптанов
US20140084206A1 (en) Treating Additives for the Deactivation of Sulfur Species Within a Stream
US11584879B1 (en) Increasing scavenging efficiency of H2S scavenger by adding linear polymer
RU2698793C1 (ru) Способ очистки сжиженных углеводородных газов от молекулярной серы, сернистых соединений и диоксида углерода
KR20190091520A (ko) 염부식도가 낮은 오일 용해성 황화물 제거제 및 이러한 제거제의 제조 방법 및 사용 방법

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU