EA026781B1 - Способ удаления сероводорода и/или сульфгидрильных соединений - Google Patents

Способ удаления сероводорода и/или сульфгидрильных соединений Download PDF

Info

Publication number
EA026781B1
EA026781B1 EA201590420A EA201590420A EA026781B1 EA 026781 B1 EA026781 B1 EA 026781B1 EA 201590420 A EA201590420 A EA 201590420A EA 201590420 A EA201590420 A EA 201590420A EA 026781 B1 EA026781 B1 EA 026781B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
aldehyde
compound
well
sulfhydryl
hydrocarbon fluid
Prior art date
Application number
EA201590420A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201590420A1 (ru
Inventor
Кевин Эдвард Джанак
Original Assignee
Лонца, Инк.
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 Лонца, Инк. filed Critical Лонца, Инк.
Publication of EA201590420A1 publication Critical patent/EA201590420A1/ru
Publication of EA026781B1 publication Critical patent/EA026781B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
    • C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
    • C10G29/22—Organic compounds not containing metal atoms containing oxygen as the only hetero atom
    • C10G29/24—Aldehydes or ketones
    • 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
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
    • C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
    • 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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Предложен способ снижения количества сульфгидрильных соединений из кислых углеводородных флюидов. В способе в поток углеводородного флюида вводят соединение, выделяющее альдегид и являющееся стабильным при высокой температуре и обладающее высокой растворимостью в воде, в качестве поглотителя сульфгидрильных соединений. Соединению, выделяющему альдегид, позволяют смешиваться с потоком углеводородного флюида, и соединению, выделяющему альдегид, позволяют взаимодействовать с сульфгидрильными соединениями, содержащимися в потоке углеводородного флюида, что снижает содержание сульфгидрильного соединения в потоке углеводородного флюида.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу снижения содержания сульфгидрильных соединений в потоке текучей среды, содержащей углеводород.
Уровень техники
Углеводородные флюиды, включающие жидкости и газы, находят в геологических формациях, расположенных ниже поверхности земли. Как правило, данные углеводородные флюиды смешаны с другими примесями, которые являются нежелательными. Одной из таких примесей являются сульфиды, в частности сульфгидрильные соединения, включающие, но не ограниченные, сероводород (Η2δ). Присутствие сероводорода и других сульфгидрильных соединений является нежелательным, поскольку данные соединения могут взаимодействовать с углеводородным флюидом, часто являются коррозионноактивными, горючими, токсичными и имеют неприятный запах. Из-за отвратительного запаха углеводородные флюиды, содержащие сульфиды водорода и/или другие сульфгидрильные соединения, часто называют высокосернистыми углеводородами.
Удаление сероводорода и/или других сульфгидрильных соединений из жидких или газообразных промышленных технологических потоков является большой проблемой в широком ряду отраслей промышленности, особенно в нефтегазодобыче. Присутствие сероводорода создает существенные проблемы с точки зрения нагрузки на окружающую среду и безопасности для персонала и проведения процессов и может сделать углеводородный флюид неприемлемым для промышленных целей. Частично это обусловлено тем фактом, что сероводород является высокогорючим соединением, высокотоксичным при вдыхании (8 ч экспозиции при дозе 100 млн.ч. вызывает смерть, тогда как доза 1000 млн.ч. может вызвать смерть в течение минут), обладает высоким корродирующим действием и обладает резким неприятным запахом. Кроме того, коррозия и отложения, обусловленные присутствием сероводорода, контактирующего с поверхностями металлов, такими как трубы из углеродистой стали, могут дополнительно препятствовать протеканию промышленных процессов из-за закупорки труб, вентилей, форсунок и т.п.
В нефтегазодобывающей промышленности удаление водорода является важным для транспортировки газа, а также для транспортировки и хранения запасов сырого углеводорода, чтобы обеспечить соответствие стандартам качества как по доставке, так и последующей очистке. Последнее является важным фактором вследствие отравления катализатора крекинга сульфидами. Кроме того, как в нефтеперерабатывающей промышленности, так и на геотермальных установках, техническая вода для охладительных колонн может содержать от умеренных до высоких концентраций сероводорода, вызывая как образование значительных отложений, так и повышение потребности в оксиданте, чтобы сделать оксиданты недейственными опциями для микробного контроля в данных системах.
Тем не менее, проблеме удаления и/или снижения содержания сероводорода и других сульфгидрильных соединений из углеводородных потоков адресовано множество различных технологий. Данные процессы часто называют раскислением углеводородного флюида. Компоненты, добавленные к углеводородным флюидам для снижения или удаления сероводорода или сульфгидрильных соединений, обычно называют очищающим агентом или поглотителем. Традиционные технологии предусматривают использование абсорбции либо растворителем, либо твердофазным материалом с последующей регенерацией абсорбента или взаимодействие с подходящим веществом или субстратом из поглотителя, в результате которого образуется соответствующий продукт взаимодействия.
В прошлом, использовали несколько различных методов осуществления взаимодействия сероводорода и/или сульфгидрильных соединений, содержащихся в потоке флюида. Реакция часто включала взаимодействие сульфидов водорода с альдегидами различных типов. Например, патент США № 1991765 является ранним примером, описывающим реакцию формальдегида с сероводородом с образованием нерастворимого продукта, позднее идентифицированного как серосодержащий гетероцикл 1,3,5-тритиан. Другие примеры включают патент США № 2426318, который раскрывает способ ингибирования коррозионной активности природного газа и нефтей, содержащих растворимые сульфиды, за счет использования такого альдегида, как формальдегид. Патент США № 3459852 раскрывает способ удаления сульфидов с помощью α,β-ненасыщенных альдегидов или кетонов, таких как акролеин или 3-бутен-2-он (метилвинилкетон), в качестве реакционных соединений. Тем не менее, как акролеин, так и 3-бутен-2-он являются опасными, высокотоксичными химикатами, что ограничивает их использование в более широком ряду областей применения. Патент США № 4680127 раскрывает способ снижения содержания Η2δ в водной среде от нейтральной до щелочной (рН ~7-9) без образования твердых веществ (проблема, возникающая при использовании формальдегида), при использовании глиоксаля или смесей глиоксаля и формальдегида или глутаральдегида. Однако смеси глиоксаль/формальдегид показывают более низкие скорости связывания сероводорода, чем один глиоксаль.
Предложены другие способы удаления сероводорода. В патенте США № 4978512 описан способ, в котором происходит взаимодействие алканоламина с альдегидом с образованием триазина, который используется для удаления сероводорода. В патенте США № 5498707 предложена композиция, где диамин и донор альдегида используются для удаления сероводорода из жидких или газообразных технологических потоков. Патент США № 7438877 раскрывает способ удаления сульфидов с использованием сме- 1 026781 шанных производных триазина для улучшенного удаления. Смесь улучшает общую связывающую способность триазинов, но не упоминается о том, достигается ли полное удаление для теоретически стехиометрического количества. Однако известно, что обычно триазины, такие как гидроксиэтилтриазины, не связывают Н28 стехиометрически (т.е., 3 моль Н23 на моль триазина) вследствие образования циклических триазинов, которые дополнительно не взаимодействуют с Н23 (Вийаид 1.; Вакке, 1. М. Сйетюа1 1иуе5бдабои5 οί НубгохуебууМпа/те аиб Ро1еиба1 Ыете Зсауеидегз, Л1СНЕ 2002, Зргшд Ναΐίοηαΐ Меебид).
Хотя разработаны многочисленные способы удаления сероводорода и/или сульфгидрильных соединений из потоков углеводородов, включая потоки углеводородов из систем добычи нефти и газа, но каждый из данных способов и композиций имеет недостатки. Данные недостатки включают, например, образование соединений, которые выпадают в осадок в водных средах, таких как триазины, которые образуются при взаимодействии сульфгидрильных соединений с формальдегидом. В случае триазинов, которые выделяют формальдегид, данные соединения также выделяют алкиламины, которые могут повышать рН в системе, потенциально способствующие образованию осадка. Кроме того, триазиновые соединения, такие как широко используемый 1,3,5-трис(2-гидроксиэтил)гексагидро-5-триазин, считаются высокотоксичными и коррозионно-активными. Как таковое, данное соединение имеет много недостатков.
Кроме того, применение инжекции поглотителя в забой скважины ограничено либо как характерной тепловой и химической нестабильностью поглотителя, так и образованием неорганических выпадающих в осадок продуктов из-за изменений рН и/или образования твердых побочных продуктов, таких как элементарная сера, как в случае нитрита натрия. Следовательно, чтобы предотвратить проблемы, связанные с сероводородом и другими сульфгидрильными соединениями, в технологической системе и улучшить качество добываемой нефти и газа желательно иметь возможность использовать химикаты как можно раньше в процессе добычи, например, путем инжекции в забой скважины. Сохраняется необходимость в безопасных и эффективных средствах для эффективного удаления сероводорода и/или других сульфгидрильных соединений из углеводородных текучих сред. В идеале, поглотитель сероводорода должен быть безопасным, не коррозионно-активным, биоразлагаемым и должен обладать связывающими свойствами в широком интервале температур и величин рН. Настоящее изобретение позволяет решить данную проблему.
Краткое изложение сущности изобретения
Предложен способ снижения количества сульфгидрильных соединений в серосодержащих углеводородных флюидах. В способе выделяющее альдегид соединение, которое обладает высокой термостойкостью и высокой растворимостью в воде, вводят в поток углеводородного флюида в качестве поглотителя сульфгидрильных соединений. Обеспечивают смешение выделяющего альдегид соединения с потоком углеводородного флюида и взаимодействие выделяющего альдегид соединения с сульфгидрильными соединениями, содержащимися в потоке углеводородного флюида, в результате чего снижается содержание сульфгидрильных соединений в потоке углеводородного флюида.
Также предложен способ снижения содержания сульфгидрильных соединений из нефте- и газодобывающей скважины или нагнетательной скважины. В данном способе сначала обеспечивают выделяющее альдегид соединение, обладающее стабильностью при высокой температуре и высокой растворимостью в воде. В данном способе промысловая скважина или нагнетательная скважина снабжена средствами введения добавки в забой скважины. Данный забой скважины доступен с поверхности за счет применения известных средств. Выделяющее альдегид соединение вводят в промысловую скважину через средства введения добавки в забой скважины в ходе добычи нефти из газа из промысловой скважины.
В одном конкретном варианте осуществления изобретения выделяющим альдегид соединением является соединение гидантоина.
Эти и другие аспекты будут ясны при рассмотрении подробного описания изобретения.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
Авторами изобретения неожиданно установлено, что стабильное при высокой температуре, растворимое в воде соединение, выделяющее альдегид, может быть эффективно использовано для снижения количества сульфгидрильного соединения в потоке углеводородного флюида. Также авторами изобретения неожиданно было установлено, что данное соединение не имеет недостатков, присущих соединениям, которые уже предложены для применения в качестве поглотителя сульфгидрильных соединений.
Как использовано в настоящем документе, термин выделяющее альдегид соединение означает соединение, которое будет выделять альдегид в углеводородный поток.
Как использовано в настоящем документе, термин сульфгидрильное соединение включает соединения, содержащие -8Н группу, и предполагается, что они включают, но не ограничиваются ими, такие соединения, как сероводород (Н23), сероорганические соединения с меркаптогруппой (К.-8Н) (также известные как тиолы), тиолкарбоновые кислоты (КСО-8Н), дитиокислоты (К.С8-8Н) и другие аналогичные соединения, где К представляет углеводородную или замещенную углеводородную группу.
Как использовано в настоящем документе, термин стабильное при высокой температуре означает, что соединение стабильно при температуре, превышающей 80°С, в течение промежутка времени приблизительно 6-12 ч. В некоторых вариантах осуществления изобретения стабильное при высокой температу- 2 026781 ре соединение, выделяющее альдегид, может быть стабильным при температуре выше 100°С или даже 150°С в течение промежутка времени между 6-12 ч.
Авторами изобретения установлено, что выделяющие альдегиды соединения, которые являются стабильными при высокой температуре и растворимыми в воде, могут быть эффективно использованы в качестве поглотителей сульфгидрилов.
В настоящем изобретении выделяющим альдегид соединением может быть любое стабильное при высокой температуре, растворимое в воде соединение, выделяющее альдегид. Подходящие соединения, выделяющие альдегид, включают гидантоины, имидазолидинилмочевины, диметилоксазолидины и глутаральдегиды. Из данных соединений наибольший интерес представляют гидантоины. Гидантоины известны в данной области как стабильные при высокой температуре, безопасные для окружающей среды соединения и используются для обработки тел водой для контроля роста микробной среды. Как таковые, гидантоины считаются безопасным вариантом других поглотителей, которые могут быть токсичными для окружающей среды и для тех, кто работает на промысловой установке.
Примеры гидантоинов включают, но не ограничиваются ими, гидроксиалкилгидантоины, бис(гидроксиалил)гидантоины и диалкилгидантоины, где алкильной группой является обычно С1-С6 алкильная группа. Примеры гидроксиалкилгидантоинов, используемых в качестве соединения, выделяющего альдегид, включают, но ими не ограничиваются, 1-гидроксиметил-5,5-диметилгидантоин, также известный как монометилолдиметилгидантоин (ΜΌΜΗ), 3-гидроксиметил-5,5-диметилгидантоин. Примеры бис(гидроксиалкил)гидантоинов, используемых в качестве соединений, выделяющих альдегид, включают, но не ограничиваются ими, 1,3-бис(гидроксиметил)-5,5-диметилгидантоин, также известный как диметилолдиметилгидантоин (ΌΜΌΜΗ). Примеры диалкилгидантоинов, применяемых в качестве соединений, выделяющих альдегид, включают, но не ограничиваются ими, 5,5-диметилгидантоин. Кроме того, также могут быть использованы смеси гидантоинов.
Конкретные смеси гидантоинов, описанные в патенте США № 5405862, также могут быть использованы в настоящем изобретении. Смесь гидантоинов, предложенная в патенте США 5405862, имеет низкую концентрацию свободного формальдегида, что позволяет избежать проблем, упомянутых выше и касающихся использования формальдегида. В альтернативном случае, могут быть использованы твердые гидантоины и твердые гидантоины, описанные в патенте США № 5252744. Сущность каждого из патентов США № 5405862 и 5252744 включено в настоящий документ в порядке ссылки.
Соединение, выделяющее альдегид, может быть введено в углеводородный поток само по себе или может быть введено в виде композиции. Может быть применен любой известный метод введения выделяющего альдегид соединения в поток углеводородного флюида. Соединение, выделяющее альдегид, может быть жидкой композицией или представлять твердое вещество. Оно также может быть частью большей композиции или может быть смешано с другими ингредиентами, используемыми для обработки углеводородного флюида. Например, выделяющая альдегид композиция может быть частью пакета для обработки, который добавляется в углеводород. Другие ингредиенты, которые могут быть частью пакета для обработки, включают, например, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, ингибиторы образования парафинов, ингибиторы образования гидратов и т.п. В газодобывающих скважинах выделяющее альдегид соединение должно быть совместимо с добавками, препятствующими деликвификации, и пеногасителями, которые могут быть частью пакета добавок. Выделяющее альдегид соединение должно быть совместимо с другими добавками и не должно быть реакционным относительно других добавок.
Другое свойство или преимущество соединений, выделяющих альдегид, по настоящему изобретению заключается в том, что они не участвуют и, таким образом, предупреждают образование отложений в промысловом трубопроводе, вентилях и другом оборудовании, используемом при добыче углеводородных флюидов. Соединения, выделяющие альдегид, такие как соединение триазина, выделяющего альдегид, которые могут выпадать в осадок в качестве побочных продуктов, не подлежат включению в число соединений, выделяющих альдегид, по настоящему изобретению.
В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения, выделяющее альдегид соединение может быть введено в нефте- и газодобывающую эксплуатационную скважину, имеющую забой. Обычно скважины по добыче углеводородного флюида имеют приемный трубопровод. Данный приемный трубопровод обычно снабжен средствами для введения добавок, которые позволяют вводить присадки к добываемому из эксплуатационной скважины углеводородному флюиду. Средства введения добавок в скважину включают, например, капиллярную струну, отрывной кабель, отверстия в кольцевых каналах эксплуатационного трубопровода, введение с задней стороны эксплуатационной или нагнетательной скважины или другие аналогичные средства, которые могут обеспечить эффективное введение присадки в углеводородный флюид. Аналогичным образом, присадка может быть введена в нагнетательную скважину в нагнетательный флюид или может быть введена в другом месте эксплуатационного трубопровода. Нагнетательная скважина представляет собой скважину, из которой добывают углеводородный флюид путем нагнетания флюида в ствол скважины, вызывая тем самым выталкивание углеводородного флюида флюидом, нагнетаемым в скважину. В одном из вариантов осуществления изобретения в нагне- 3 026781 тательную скважину закачивают солевой раствор, и выделяющее альдегид соединение добавляют к солевому раствору, закачиваемому в скважину. В любом случае, в данном варианте осуществления изобретения выделяющее альдегид соединение помещают в поток углеводородного флюида скважины ниже уровня земли. При добавлении выделяющего альдегид соединения обеспечивают промежуток времени для взаимодействия выделяющего альдегид соединения с поглотителем сульфгидрильного соединения из углеводородного флюида.
Соединение, выделяющее альдегид, может быть введено в скважину или поток углеводородного флюида периодическим или непрерывным способом. Непрерывный способ введения обычно является более преимущественным, поскольку он ускоряет непрерывный поток течения соединения, выделяющего альдегид, в углеводородный флюид, что обеспечивает эффективное непрерывное регулирование содержания сульфгидрильных соединений в углеводородном флюиде. Кроме того, выделяющее альдегид соединение может быть введено непрерывным образом с периодическим повышением или увеличением его загрузки относительно встречного увеличения содержания сульфгидрильного соединения в углеводородном флюиде.
Помимо введения в забой скважины соединение, выделяющее альдегид, может быть введено в другие места при добыче углеводородных флюидов. Например, выделяющее альдегид соединение может быть введено в углеводородный флюид в момент газлифта или закачивания в производственную систему.
В другом варианте осуществления композиции по настоящему изобретению к выделяющему альдегид соединению может быть добавлено также поверхностно-активное вещество как часть присадки для снижения содержания сульфгидрильных соединений в потоке углеводородного флюида. Примеры поверхностно-активных веществ включают, но не ограничиваются ими, соединения четвертичного аммония, полимеры и сополимеры этиленоксида и пропиленоксида, этоксилированные и пропоксилированные сложные эфиры жирных кислот, оксиды жирных алкиламинов, имидазолины жирных кислот и бетаины и этоксилаты нонилфенола.
Соединение четвертичного аммония или амина предпочтительно выбирают из соединений четвертичного аммония, имеющих формулу (Κ1Κ2Κ3Κ4Ν+)ηΧη-, где К1, К2, К3 и К4, каждый независимо, означает алкильную группу, содержащую от 1 до 30 атомов углерода или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 30 атомов углерода и Χη- означает моно- и поливалентный анион, такой как галогенид, С2-20 моноили дикарбоксилат, борат, нитрат, бикарбонат, карбонат, сульфамат, сульфонат, сульфат или фосфат, и η означает целое число в интервале между 1 и 4 включительно, например, 1, 2, 3 или 4. Алкильными группами являются любые линейные, разветвленные или циклические насыщенные гидрокарбильные группы, имеющие указанное число атомов углерода. Аралкильными группами являются алкильные группы, замещенные арильной группой, предпочтительно фенильной группой, такой как бензил (фенилметил) или фенилэтил. Галогенидами являются обычно фториды, хлориды, бромиды или йодиды, предпочтительно хлориды или бромиды. С2-20 моно- или дикарбоксилаты представляют анионы, образованные насыщенными или ненасыщенными моно- или дикарбоновыми кислотами, содержащими от 2 до 20 атомов углерода, такие как ацетат, пропионат, бутират, пентаноат, гексаноат, октаноат, деканоат, додеканоат (лаурат), тетрадеканоат (миристат), гексадеканоат (пальмитат), октадеканоат (стеарат), олеат, линолят, оксалат, малонат, сукцинат, глутарат, адипат, 1,8-октандиоат, 1,10-декандиоат, 1,12-додекандиоат и т.п. Боратами могут быть монобораты (содержащие анион ВО3 3-) или полибораты, такие как ди-, три-, тетра-, пента-, гекса- или октабораты. Сульфонтами могут быть алкансульфонаты, такие как метансульфонат или трифторметансульфонат, или аренсульфонаты, такие как бензол-или толуолсульфонат. Сульфаты могу быть нейтральные сульфаты или кислотные сульфаты (гидросульфаты, бисульфаты).
Аналогичным образом, фосфатами могут быть ортофосфаты (РО43-) , гидрофосфаты (НРО42-) или дигидрофосфаты (Н2РО4-).
Композицию, выделяющую альдегид, вводят в углеводородный поток в таком количестве, что в углеводороде содержится по меньшей мере 0,3 моль выделяющего альдегид соединения на моль сульфгидрильного соединения, содержащегося в углеводороде. Верхний предел содержания соединения, выделяющего альдегид, не ограничен. Как правило, чем больше вводят соединения, выделяющего альдегид, тем быстрее будет связываться сульфгидрильное соединение. Верхний предел ограничен в основном стоимостью выделяющего альдегид соединения, определяющего достигаемый положительный эффект. Обычно выделяющее альдегид соединение или смеси соединений будут вводить в углеводород в количестве между приблизительно 1 и приблизительно 10 моль соединения, выделяющего альдегид, или смеси на моль сульфгидрильного соединения, содержащегося в углеводородном флюиде. Обычно в углеводородном флюиде будет содержаться между приблизительно 2 и приблизительно 5 моль выделяющего альдегид соединения или смеси соединений на моль сульфгидрильного соединения, содержащегося в углеводородном флюиде.
Выделяющее альдегид соединение или смесь соединений, будучи водорастворимыми, также эффективны для обработки любой воды, которую добывают из скважины по добыче углеводорода. Вода часто образуется как примесь в скважинах по добыче углеводородов, и вода может быть использована как нагнетательный флюид в нагнетательных скважинах. Поскольку сульфгидрильные соединения, особенно
- 4 026781 сероводород, являются водорастворимыми, то вода, выделяющаяся из скважины, может содержать какое-то количество сульфгидрильного соединения, которое может перемещаться в углеводородные флюиды, добываемые из скважины, загрязняя в результате углеводородный газ или жидкость.
Далее настоящее изобретение будет подробно рассмотрено на основе следующих примеров.
Примеры
Пример 1.
Чтобы продемонстрировать способность соединения, выделяющего альдегид, связывать Н2§, тестировали композицию, содержащую смесь диметилолдиметилгидантоина (ДМДМГ) и монометилолдиметилгидантоина (МДМГ) в отношении приблизительно 1,35:1. Композицию опробовали в газодобывающей скважине в Северной Америке, которая дает >3400 м3 (>0,12 ММ§СР) газа в день, а также >1,6 м3 (>10 баррелей) нефти и >22 м3 (>140 баррелей) воды. Среднее содержание сероводорода составляет приблизительно 215 млн.ч. Сероводород в газе измеряли выше по потоку от сепарационной установки, тогда как поглотитель инжектировали в скважину через кольцевые зазоры в отводной трубе и в скважину. Как показано в табл. 1, рассмотрена эффективность композиции по настоящему изобретению.
Таблица 1
Компонент Доля (гал/день) Концентрация Н23 в месте отбора образца (млн.ч.)
Необработанный контрольный 0 215
Альдегидный конденсат б 60
§ снижения 12%
Пример 2.
Чтобы продемонстрировать способность соединения, выделяющего альдегид, связывать Н2§, тестировали композицию, использованную в примере 1, в другой газодобывающей скважине в Северной Америке. Данная скважина дает >5,66х 106 м3 (>200 МСР) (тысяч кубических футов) ) газа в день, а также >48 м3 (>300 баррелей) нефти и >1,6 м3 (>10 баррелей) воды. Среднее содержание сероводорода составляет приблизительно 150 млн.ч. для трех потоков. Композицию инжектировали в поток углеводородного флюида через инжекционное сопло, расположенное ниже уровня земли. Содержание сероводорода в газе измеряли на расстоянии приблизительно 4800 м (5217 ярдов) от точки инжекции. Эффективность поглощения продукта представлена в табл. 2.
Таблица 2
Компонент Доля (гал/день) Концентрация Н2$ в мгесте отбора образца (млн.ч.)
Необработанный контрольный 0 150
Альдегидный конденсат 18 10
% снижения 93%
Пример 3.
Чтобы продемонстрировать способность соединения, выделяющего альдегид, связывать Н2§, тестировали композицию, использованную в примере 1, в другой газодобывающей скважине в Северной Америке. Данная скважина дает >5,66х103 м3 (>200 МСР (тысяч кубических футов)) газа в день, а также >56 м3 (>350 баррелей) нефти и >267 м3 (>1700 баррелей) воды. Среднее содержание сероводорода составляет приблизительно 36 млн.ч. до обработки. Композицию инжектировали в поток углеводородного флюида через инжекционное сопло, расположенное ниже уровня земли. Содержание сероводорода в газе измеряли на расстоянии приблизительно 1600 м (1760 ярдов) от точки инжекции. В табл. 3 представлены результаты оценки эффективности поглотителя по настоящему изобретению.
Таблица 3
Компонент Доля (гал/день) Концентрация НгЗ в месте отбора образца (млн.ч.)
Необработанный контрольный 0 36
Альдегидный конденсат 3 10
% снижения 72%
Как можно видеть, композиция, содержащая стойкое при высокой температуре соединение, выде- 5 026781 ляющее альдегид, является эффективной для снижения содержания сероводорода в газе, добываемом в каждой скважине, показанной в примерах 1-3.
Хотя изобретение рассмотрено с ссылкой на конкретные варианты осуществления изобретения, очевидно, что могут быть сделаны многочисленные изменения, модификации и варианты без отклонения от существа изобретения, раскрытого в настоящем документе. Соответственно оно охватывает все такие изменения, модификации и варианты, которые подпадают под существо и объем притязаний прилагаемой формулы изобретения.

Claims (11)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ снижения количества сульфгидрильных соединений из нефтегазодобывающей скважины или нагнетательной скважины, включающий:
    (ί) обеспечение стабильного при высокой температуре, обладающего высокой растворимостью в воде соединения, выделяющего альдегид, выбранного из группы, состоящей из гидантоинов, имидазолидинилмочевин, диметилоксазолидинов, глутаральдегидов и их смесей; и (ίί) введение эффективного количества соединения, выделяющего альдегид, в производственную скважину или в нагнетательную скважину, с последующим введением в забой скважины и ниже уровня земли в ходе добычи нефти или газа.
  2. 2. Способ по п.1, где соединение, выделяющее альдегид, вводят в углеводородный флюид, добываемый из производственной скважины или нагнетательной скважины.
  3. 3. Способ по п.1, где введение выполняют, используя капиллярный корд, отрывной корд, перфорацию в кольцевых зазорах промысловой трубы, введение снизу производственной или нагнетательной скважины.
  4. 4. Способ по п.1, где соединение, выделяющее альдегид, включает гидантоин.
  5. 5. Способ по п.4, где гидантоин включает гидроксиметилгидантоин, бис(гидроксиметил)гидантоин или их смеси.
  6. 6. Способ по п.5, где гидроксиметилгидантоин выбран из группы, состоящей из 1-гидроксиметил5,5-диметилгидантоина, 3-гидроксиметил-5,5-диметилгидантоина и их смесей; и бис(гидроксиметил)гидантоин представляет 1,3-бис(гидроксиметил)-5,5-диметилгидантоин.
  7. 7. Способ по п.1, где сульфгидрильное соединение, содержащееся в углеводородном флюиде, включает сероводород.
  8. 8. Способ по п.1, где соединение, выделяющее альдегид, непрерывно вводят в производственную скважину или нагнетательную скважину.
  9. 9. Способ по п.1, где соединение, выделяющее альдегид, непрерывно вводят в производственную скважину или нагнетательную скважину периодическим образом.
  10. 10. Способ по п.1, где соединение, выделяющее альдегид, непрерывно вводят в количестве по меньшей мере 0,3 моль соединения, выделяющего альдегид, на моль сульфгидрила, содержащегося в обрабатываемом потоке углеводородного флюида.
  11. 11. Способ по п.10, где соединение, выделяющее альдегид, вводят в количестве между приблизительно 1 и приблизительно 10 моль соединения, выделяющего альдегид, на моль сульфгидрила, содержащегося в обрабатываемом потоке углеводородного флюида.
EA201590420A 2012-08-21 2013-08-19 Способ удаления сероводорода и/или сульфгидрильных соединений EA026781B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261691567P 2012-08-21 2012-08-21
PCT/US2013/055583 WO2014031537A2 (en) 2012-08-21 2013-08-19 Method of scavenging hydrogen sulfide and/or sulfhydryl compounds

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201590420A1 EA201590420A1 (ru) 2015-06-30
EA026781B1 true EA026781B1 (ru) 2017-05-31

Family

ID=49115568

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201590420A EA026781B1 (ru) 2012-08-21 2013-08-19 Способ удаления сероводорода и/или сульфгидрильных соединений

Country Status (16)

Country Link
US (1) US9752083B2 (ru)
EP (1) EP2888340B1 (ru)
CN (1) CN104685034A (ru)
AU (1) AU2013306052B2 (ru)
BR (1) BR112015003073A2 (ru)
CA (1) CA2880283C (ru)
CL (1) CL2015000343A1 (ru)
CO (1) CO7270466A2 (ru)
EA (1) EA026781B1 (ru)
ES (1) ES2848536T3 (ru)
HK (1) HK1210493A1 (ru)
MX (1) MX361962B (ru)
PH (1) PH12015500318A1 (ru)
SA (1) SA515360042B1 (ru)
SG (1) SG11201501042WA (ru)
WO (1) WO2014031537A2 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9458393B2 (en) 2014-04-15 2016-10-04 Ecolab Usa Inc. Hydantoins as hydrogen sulfide and mercaptan scavengers
GB2545619B (en) 2014-12-23 2021-11-24 Halliburton Energy Services Inc Acrylonitrile-based sulfur scavenging agents for use in oilfield operations
US10633573B2 (en) * 2015-04-02 2020-04-28 Clariant International Ltd. Composition and method for inhibition of sulfide scales
WO2016180563A1 (en) 2015-05-14 2016-11-17 Clariant International Ltd Composition and method for scavenging sulfides and mercaptans
DE102015121689A1 (de) * 2015-12-14 2017-06-14 Schülke & Mayr GmbH Verwendung von Zusammensetzungen mit einem Gehalt an 3,3'-Methylenbis(5-methyloxazolidin) bei der Entfernung von Schwefelverbindungen aus Prozessströmen
ES2828363T3 (es) 2016-07-01 2021-05-26 Clariant Int Ltd Composición de acetales sinergizados y método para la eliminación de sulfuros y mercaptanos
CN106554804B (zh) * 2016-11-18 2018-06-26 中国海洋石油总公司 一种油田防垢脱硫剂及其制备方法
US20190194551A1 (en) 2017-12-22 2019-06-27 Clariant International, Ltd. Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans
US11555140B2 (en) 2017-12-22 2023-01-17 Clariant International Ltd Synergized hemiacetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans
EP3505591A1 (en) 2018-01-02 2019-07-03 Clariant International Ltd Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans
EP3505590A1 (en) 2018-01-02 2019-07-03 Clariant International Ltd Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans
WO2019203977A1 (en) 2018-04-16 2019-10-24 Dow Global Technologies Llc Synergistic combination of 1,3-bis(hydroxymethyl)-5,5-dimethylimidazolidine-2,4-dione with glyoxal

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5128049A (en) * 1991-01-22 1992-07-07 Gatlin Larry W Hydrogen sulfide removal process
WO1994000392A1 (en) * 1992-06-26 1994-01-06 William Blythe Limited Scavenging of hydrogen sulphide
US5284635A (en) * 1989-09-05 1994-02-08 Societe Francaise Hoechst Process for the elimination of hydrogen sulfide by using water-in-oil emulsions
US5486605A (en) * 1991-07-11 1996-01-23 Gatlin; Larry W. Hydrogen sulfide converter
US6942037B1 (en) * 2002-08-15 2005-09-13 Clariant Finance (Bvi) Limited Process for mitigation of wellbore contaminants
US20110147272A1 (en) * 2009-12-23 2011-06-23 General Electric Company Emulsification of hydrocarbon gas oils to increase efficacy of water based hydrogen sulfide scavengers

Family Cites Families (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1991765A (en) 1932-01-23 1935-02-19 Dupont Viscoloid Company Aldehyde-hydrogen sulphide reaction product
US2426318A (en) 1945-11-15 1947-08-26 Stanolind Oil & Gas Co Inhibiting corrosion
US3035053A (en) 1955-07-19 1962-05-15 Albright & Wilson Mfg Ltd Tris-aminomethylphosphines
GB842593A (en) 1955-07-19 1960-07-27 Albright & Wilson Mfg Ltd Substituted organic phosphine derivatives
US3037978A (en) 1957-09-24 1962-06-05 Albright & Wilson Mfg Ltd Substituted organic phosphine derivatives
US3459852A (en) 1966-03-31 1969-08-05 Dan Christian Roehm Deodorizing treatment of aqueous solutions
US3664424A (en) * 1970-12-21 1972-05-23 Exxon Production Research Co Method for insulating a well
US4196149A (en) 1978-11-29 1980-04-01 The United States Of America As Represented By The Secretary Of Agriculture Ternary salts of tris(aminomethyl)phosphines and their oxides
US4239701A (en) 1978-11-29 1980-12-16 The United States Of America As Represented By The Secretary Of Agriculture Ternary salts of tris(aminomethyl)phosphines and their oxides
US4548720A (en) 1983-04-21 1985-10-22 Diamond Shamrock Chemicals Company Removal of hydrogen sulfide from drilling fluids
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
US5225103A (en) 1989-08-23 1993-07-06 Hoechst Aktiengesellschaft Aqueous aldehyde solutions for trapping hydrogen sulfide in natural gas and crude oil producing plants
DE4002132A1 (de) 1990-01-25 1991-08-01 Hoechst Ag Verfahren zum abfangen von schwefelwasserstoff mit glyoxal
ZA933464B (en) 1992-05-21 1993-12-20 Lonza Ag A method for preparing low free formaldehyde methylolhydantoins and compositions thereof
US5252744A (en) 1992-05-21 1993-10-12 Lonza Inc. Process for preparing methylolhydantoins
US5347004A (en) 1992-10-09 1994-09-13 Baker Hughes, Inc. Mixtures of hexahydrotriazines useful as H2 S scavengers
US5498707A (en) 1993-04-22 1996-03-12 Gatlin; Larry W. Hydrogen sulfide converter
NZ505301A (en) 1997-12-23 2002-05-31 Rhodia Cons Spec Ltd Biocidal synergistic composition comprising THP and at least one polymeric or copolymeric THP-compatable non-surfactant biopenetrant
GB9930219D0 (en) * 1999-12-21 2000-02-09 Bp Exploration Operating Process
GB0017675D0 (en) 2000-07-20 2000-09-06 Rhodia Cons Spec Ltd Treatment of iron sulphide deposits
GB0030555D0 (en) * 2000-12-14 2001-01-31 Amerada Hess Ltd Hydrogen sulphide scavenging method
GB2391015B (en) 2001-04-25 2004-12-22 Clearwater Int Llc Treatment of hydrocarbons containing sulfides
CA2398420C (en) 2001-08-15 2009-12-22 Synergy Chemical, Inc. Method and composition to decrease iron sulfide deposits in pipe lines
US6663841B2 (en) 2002-04-18 2003-12-16 Baker Hughes Incorporated Removal of H2S and/or mercaptans form supercritical and/or liquid CO2
US20040084186A1 (en) * 2002-10-31 2004-05-06 Allison David B. Well treatment apparatus and method
US7517447B2 (en) * 2004-01-09 2009-04-14 Clearwater International, Llc Sterically hindered N-methylsecondary and tertiary amine sulfur scavengers and methods for making and using same
US7255796B2 (en) 2004-07-08 2007-08-14 General Electric Company Method of preventing hydrogen sulfide odor generation in an aqueous medium
US7438877B2 (en) 2006-09-01 2008-10-21 Baker Hughes Incorporated Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers
ES2391595T3 (es) 2008-02-18 2012-11-28 Covidien Ag Dispositivo para detectar la humedad relativa en un circuito respiratorio
MX2011002377A (es) 2008-09-02 2011-09-21 Gen Electric Procedimiento para remover sulfuro de hidrogeno en petroleo crudo.
US7855171B2 (en) 2008-10-16 2010-12-21 Trahan David O Method and composition to remove iron and iron sulfide compounds from pipeline networks
UA106606C2 (uk) 2009-03-16 2014-09-25 Родія Оперейшнс Стабілізована біоцидна композиція
US7994099B2 (en) 2009-04-14 2011-08-09 Haliburton Energy Services, Inc. Corrosion inhibitor compositions comprising an aldehyde and a thiol and/or an amine functionalized ring structure and associated methods

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5284635A (en) * 1989-09-05 1994-02-08 Societe Francaise Hoechst Process for the elimination of hydrogen sulfide by using water-in-oil emulsions
US5128049A (en) * 1991-01-22 1992-07-07 Gatlin Larry W Hydrogen sulfide removal process
US5486605A (en) * 1991-07-11 1996-01-23 Gatlin; Larry W. Hydrogen sulfide converter
WO1994000392A1 (en) * 1992-06-26 1994-01-06 William Blythe Limited Scavenging of hydrogen sulphide
US6942037B1 (en) * 2002-08-15 2005-09-13 Clariant Finance (Bvi) Limited Process for mitigation of wellbore contaminants
US20110147272A1 (en) * 2009-12-23 2011-06-23 General Electric Company Emulsification of hydrocarbon gas oils to increase efficacy of water based hydrogen sulfide scavengers

Also Published As

Publication number Publication date
CO7270466A2 (es) 2015-05-19
WO2014031537A3 (en) 2014-04-24
SG11201501042WA (en) 2015-03-30
PH12015500318A1 (en) 2015-03-30
CN104685034A (zh) 2015-06-03
CA2880283C (en) 2020-07-21
WO2014031537A2 (en) 2014-02-27
CL2015000343A1 (es) 2015-10-23
ES2848536T3 (es) 2021-08-10
MX361962B (es) 2018-12-19
EA201590420A1 (ru) 2015-06-30
AU2013306052B2 (en) 2017-07-27
CA2880283A1 (en) 2014-02-27
EP2888340B1 (en) 2020-12-09
SA515360042B1 (ar) 2017-10-31
MX2015001603A (es) 2015-05-11
AU2013306052A1 (en) 2015-02-19
EP2888340A2 (en) 2015-07-01
US9752083B2 (en) 2017-09-05
BR112015003073A2 (pt) 2017-12-05
HK1210493A1 (en) 2016-04-22
US20140057817A1 (en) 2014-02-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA026781B1 (ru) Способ удаления сероводорода и/или сульфгидрильных соединений
KR101961343B1 (ko) 탄화수소 스트림에서 황화수소 소거용 첨가제 조성물 및 소거 방법
US5128049A (en) Hydrogen sulfide removal process
WO2018001629A1 (en) Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans
EP2600966B1 (en) Method for scavenging h2s/mercaptan from aqueous fluids
CA2175847A1 (en) Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon
AU2016261036B2 (en) Composition and method for scavenging sulfides and mercaptans
CA2896975A1 (en) Synergistic h2s scavenger combination of transition metal salts with water-soluble aldehydes and aldehyde precursors
WO2018001630A1 (en) Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans
CA2849344C (en) Process and composition for the removal of hydrogen sulfide from industrial process fluids
CA2906972A1 (en) Metal carboxylate salts as h2s scavengers in mixed production or dry gas systems
CA2148849A1 (en) Method of treating sour gas and liquid hydrocarbons
CN111057574B (zh) 一种环保脱硫剂及其制备方法
WO2017079817A1 (pt) Composição de sequestrante para aplicação na eliminação e/ou redução de sulfeto de hidrogênio e/ou mercaptanas em fluido
KR102048218B1 (ko) 황화수소 스캐빈징 첨가제 조성물 및 이의 사용방법
CN106164211A (zh) 具有储存稳定性的抗腐蚀配制剂
RU2318864C1 (ru) Нейтрализатор сероводорода и меркаптанов
Saji Sulfide scavengers and their interference in corrosion inhibition
US5071574A (en) Process and compositions for reducing the corrosiveness of oxygenated saline solutions by stripping with acidic gases
WO2019089566A1 (en) Corrosion inhibitor compositions and methods of using same
US20200283357A1 (en) Device for removing sulfur-containing compound and method for removing sulfur-containing compound
CA3109838A1 (en) Methods, products & uses relating to scavenging of acidic sulfide species
US20240218273A1 (en) Zinc-based sulfur compound scavenger with reduced solids deposition

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 TJ TM RU