NO172627B - Fremgangsmaate for fjernelse av hydrogensulfid med spesielle jernoksyder - Google Patents
Fremgangsmaate for fjernelse av hydrogensulfid med spesielle jernoksyder Download PDFInfo
- Publication number
- NO172627B NO172627B NO892963A NO892963A NO172627B NO 172627 B NO172627 B NO 172627B NO 892963 A NO892963 A NO 892963A NO 892963 A NO892963 A NO 892963A NO 172627 B NO172627 B NO 172627B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- iron oxide
- hydrogen sulphide
- present
- diameters
- range
- Prior art date
Links
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 19
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 title description 28
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 29
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N ferrosoferric oxide Chemical compound O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 238000004438 BET method Methods 0.000 claims description 4
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 6
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 4
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 4
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- -1 aluminum silicates Chemical class 0.000 description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 2
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004117 Lignosulphonate Substances 0.000 description 1
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019357 lignosulphonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/032—Inorganic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/20—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by treating with solids; Regenerating spent purifying masses
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Catalysts (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører fjernelsen av hydrogensulfid med porøse jernoksyder.
Hydrogensulfid er ofte uønsket på grunn av sin toksisitet, sine korrosive egenskaper og sin ubehagelige lukt. På arbeidsplasser utgjør eksempelvis den tillatte maksimal-mengden bare 10 ppm (= MAK-verdi). I forbindelse med boringer hvorved jordolje og/eller jordgass søkes i forekomster og utvinnes derfra er hydrogensulfid ikke bare uønsket på grunn av sin toksisitet, men også fordi den forårsaker skader på boreutstyret og dermed nødvendiggjør avbrytelse av boreoperasjonen og utbytting av deler i boreutrustningen. Endelig foreskriver spesifikasjonene for mange tekniske produkter at disse bare får inneholde meget små mengder hydrogensulfid. Eksempler er tekniske gasser, samt brennstoffer og drivstoffer. Når slike tekniske produkter fremstilles av fossile råstoffer, er det derfor ofte nødvendig å fjerne hydrogensulfidet.
Det er allerede kjent å fjerne hydrogensulfid ved at det får reagere med porøse jernoksyder. Følgelig beskriver DE-OS 24 31 226 (= US-PS 4 008 775) j ernoksydprodukter av den ideelle sammensetningen Fe304 med overflater som er mer enn ti ganger større enn overflaten av magnetitt, og en fremgangsmåte for fjernelse av hydrogensulfid fra boreslam med slike jernoksydprodukter. US-PS 4 476 027 beskriver anvendelsen av slike jernoksydprodukter for fjernelse av hydrogensulfid fra væsker som inneholder hydrogensulfid. En ulempe ved denne fremgangsmåten er at for å fjerne en bestemt mengde hydrogensulfid er enten relativt store mengder jernoksyd påkrevet eller relativt lange kontakttider er nødvendige, spesielt i det alkaliske miljøet som vanligvis foreligger ved borespylinger.
Det er nå funnet en fremgangsmåte for fjernelse av hydrogensulfid med porøst jernoksyd som, i et omfang på minst 80 vekt-%, består av Fe304, som er kjennetegnet ved at minst 10$ av porevolumet foreligger som porer med diametere i området fra 2000 til 6000 Å.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen egner seg for fjernelse av hydrogensulfid fra de forskjelligste medier. Fra gasser og væsker, f.eks. hydrogen, metan, flytende hydrokarboner, vann og vandige oppløsninger kan man ved hjelp av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen eksempelvis fjerne hydrogensulfid ved at man fører gassene eller væskene gjennom et sjikt av jernoksydet som anvendes ifølge oppfinnelsen, som da fortrinnsvis foreligger i form av partikler med diameter i området fra 0,1 til 10 mm. Eksempelvis kan man oppnå slike partikler ved forpressing av finere materiale.
Med spesiell fordel kan man ved hjelp av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fjerne hydrogensulfid i forbindelse med boringer, spesielt ved boringer for påvisning og utvinning av jordolje og/eller jordgass fra deres forekomster. I dette tilfellet tilsetter man normalt jernoksydet som anvendes ifølge oppfinnelsen til spylevæsken, eksempelvis i form av partikler med diameter i området fra 0,1 til 40 pm, og i mengder fra 1 til 20$, beregnet på basis av volumet av den samlede spylevæsken. Sammensetningen av spylevæsken er derved ikke kritisk. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan anvendes i kombinasjon med alle vanlige spylevæsker, eksempelvis med alkalisk innstilte vandige spylevæsker, som inneholder aluminiumsilikater (f.eks. bentonitt), eventuelt midler for regulering av væsketap (f.eks. "Antisol FL 30"), eventuelt elektrolytter (f.eks. natrium- og/eller kal-siumklorid) og eventuelt fortynningsmidler (f.eks. kromlignosulfonat).
Porøse jernoksyder innenfor rammen av foreliggende oppfinnelse er eksempelvis slike med en porøsitet på 55 til 80$. Fortrinnsvis ligger porøsiteten i området fra 60 til 70$. Jernoksydet som anvendes ved oppfinnelsen består i et omfang på minst 80 vekt-# av Fe304. Fortrinnsvis består det i et omfang på minst 92 vekt-Sé, spesielt foretrukket 95 til 100 vekt-#, av Fe304. Ved siden av Fe304 kan eventuelt andre jernoksyder, f.eks. Fe203, og/eller andre stoffer være tilstede, f.eks. silisium, aluminium, karbon, natrium, jern, krom, mangan og/eller nikkel i elementær form eller i form av forbindelser. Spesielt skal nevnes: silikater, silisium-dioksyd, jernsulfid, aluminiumoksyd og karbon.
Det er et vesentlig trekk ved foreliggende oppfinnelse at minst 10$ av jernoksydets porevolum foreligger som porer med diametere i området 2000 til 6000 Å. Fortrinnsvis foreligger 10 til 100$ av porevolumet for jernoksydet som porer med diameter i området 2000 til 6000 Å, spesielt foretrukket 15 til 8056 av porevolumet. Innenfor porediameterene fra 2000 til 6000 Å er slike på 2300 til 5000 Å foretrukne, spesielt foretrukne er slike på 3000 til 4700 Å. Helt spesielt foretrukket er jernoksyder hvori 20 til 75% av porevolumet foreligger som porer med diametere fra 2300 til 5000 Å.
I en spesiell utførelsesform av foreliggende oppfinnelse anvendes jernoksyder hvori i tillegg den spesifikke poreoverflaten målt ifølge BET-fremgangsmåten forholder seg til den ved kvikksølvfremgangsmåten bestemte spesifikke poreoverflaten som 1:1 til 2:1. Fortrinnsvis utgjør dette forholdet 1,5:1 til 1,9:1. Detaljer vedrørende BET- og kvikksølvfrem-gangsmåten finnes i Chimia 35, (10), 408-419 (1981).
Kornstørrelsen for jernoksydene kan eksempelvis ligge i området fra 0,1 jjm til 10 mm. Ved anvendelse i borespylevæsker foreligger fortrinnsvis over 90 vekt-# av jernoksydet i kornstørrelser mellom 0,2 og 20 pm.
Kornstørrelsesfordelingen for jernoksydene kan være mono- og multimodal. Fortrinnsvis er den monomodal.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen gir et overraskende godt og raskt opptak av hydrogensulfid via jernoksydet. Sammenlignet med jernoksyd som vanligvis anvendes for slike formål kan man derfor fjerne en gitt mengde hydrogensulfid på kortere tid og/eller med mindre mengde jernoksyd. En ytterligere fordel ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er en større støvfrihet sammenlignet med teknikkens stand.
Foreliggende oppfinnelse vedrører også borespylevaeske som inneholder 1 til 20%, beregnet på basis av volumet av den samlede borespylevæsken, av porøst jernoksyd, som i et omfang på minst 80 vekt-# består av Fe304, kjennetegnet ved at minst 10$ av porevolumet i Fe304 foreligger som porer med diametere i området fra 2000 til 6000 Å.
Eksempler
De følgende eksemplene ble gjennomført i laboratorium og simulerer mest mulig virkelighetsnært forholdene i et borehull for utvinning av jordolje og/eller jordgass fra en forekomst.
Eksempel 1
Under kraftig omrøring med en propellrører ble 420 g svellbart natrium-montmorillonitt langsomt og porsjonsvis innført i 4830 ml ledningsvann. Den svellbare natrium-montmorillonitten var oppnådd ved en behandling av bentonitt på kalsium-montmorillonittbasis med sodaoppløsning. Den ble omrørt i 5 timer inntil det var oppnådd en klumpefri oppslemming, og deretter fikk den lukkede beholderen stå i 30 timer ved romtemperatur. Deretter ble det på nytt omrørt kraftig og det ble porsjonsvis tilsatt 60 g kromlignosulfonat og deretter en oppløsning av 3,42 g natriumhydroksyd i 750 ml vann. Det ble derved oppnådd en modell-borespylevaeske med en pE-verdi på 9.
Denne ble overført til en 12 liters autoklav og deretter tilsatt 341,1 g av et jernoksyd med følgende egenskaper:
Innhold av Fe304.* 95 vekt-%
Porøsitet: 67%
Porefordeling: 60% av porevolumet i form av porer med
diametere i området 2000 til 5000 Å Spesifikk poreoverflate ifølge Hg-fremgangsmåten: 6,4 m<2>/g Spesifikk poreoverflate ifølge BET-fremgangsmåten: 10,8 m<2>/g Kornstørrelsesfordeling: 1 til 40 pm (96% mellom 1 og 8 pm).
Deretter ble det omrørt videre ved lukket autoklav. Det ble først omrørt uten trykk i 30 minutter, deretter ble 175 ml (= 138,8 g) hydrogensulfid tilsatt fra en pumpe og med nitrogen ble det innstilt på et trykk på 30 bar. Deretter ble det straks og etter 10, 30, 60 og 120 minutter tatt en prøve og sulfidinnholdet i denne ble bestemt ifølge Gårett. For prøvetaging ble 150 g av blandingen som fantes i autoklaven trykket over i en andre autoklav, hvori det fantes 180 g 20% natronlut. Etter trykkavlastning ble prøven sentrifugert og den klare overvæsken ble nok en gang filtrert gjennom et foldefilter. Bestemmelsen av sulfidinnholdet foregikk i det fra foldefilteret avrente filtratet.
Resultatene er sammenfattet i tabell 1.
Eksempel 2 (sammenligning)
Fremgangsmåten fra eksempel 1 ble fulgt, imidlertid ble det anvendt et jernoksyd ifølge teknikkens stand som oppviste følgende egenskaper:
Spesifikk poreoverflate ifølge Hg-fremgangsmåten: 5,4 m<2>/g Spesifikk poreoverflate ifølge BET-fremgangsmåten: 6,8 mi/g Kornstørrelsesfordeling: 0,1 til 190 pm (90% mellom 0,1 og 80 pm).
Resultatene er sammenfattet i tabell 1.
Eksempel 3
Fremgangsmåten fra eksempel 1 ble fulgt, men i stedet for bentonitt aktivert med soda ble det anvendt en Wyoming-bentonitt. Ved dette produktet dreier det seg om en vanlig natrium-montmorillonitt. Dessuten ble det tilsatt så mye natronlut til modell-spylevæsken at det ble oppnådd en pE-verdi på 11. Resultatene er sammenfattet i tabell 1.
Eksempel 4 (sammenligning)
Fremgangsmåten fra eksempel 3 ble fulgt, men det anvendt det samme jernoksydet som i eksempel 2. Resultatene er sammenfattet i tabell 1.
Det fremgår at jernoksydet ifølge oppfinnelsen med dets egenskaper overtreffer produktene ifølge teknikkens stand med en faktor på minst 10.
Claims (7)
1.
Fremgangsmåte for fjernelse av hydrogensulfid med porøst jernoksyd som, i et omfang på minst 80 vekt-%, består av Fe304, karakterisert ved at minst 10% av porevolumet foreligger som porer med diametere i området fra 2000 til 6000 Å.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at jernoksydet oppviser en porøsitet på 55 til 80%.
3.
Fremgangsmåte ifølge kravene 1 og 2, karakterisert ved at jernoksydet i et omfang på minst 92 vekt-% består av Fe^ O^.
4.
Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 3, karakterisert ved at 10 til 100% av porevolumet for jernoksydet foreligger som porer med diametere i området fra 2000 til 6000 Å.
5.
Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 4, karakterisert ved at den spesifikke poreoverflaten for jernoksydet bestemt ifølge BET-fremgangsmåten forholder seg til den ved kvikksølvfremgangsmåten bestemte spesifikke poreoverflaten som 1:1 til 2:1.
6,
Fremgangsmåte ifølge kravene 1 til 5, karakterisert ved at jernoksydet foreligger i en kornstør-relse på 0,1 pm til 10 mm.
7.
Borespylevaeske som inneholder 1 til 20%, beregnet på basis av volumet av den samlede borespylevæsken, av porøst jernoksyd, som i et omfang på minst 80 vekt-% består av Fe304, karakterisert ved at minst 10% av porevolumet i Fe304 foreligger som porer med diametere i området fra 2000 til 6000 Å.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE3826373A DE3826373A1 (de) | 1988-08-03 | 1988-08-03 | Verfahren zur entfernung von schwefelwasserstoff mit speziellen eisenoxiden |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO892963D0 NO892963D0 (no) | 1989-07-19 |
| NO892963L NO892963L (no) | 1990-02-05 |
| NO172627B true NO172627B (no) | 1993-05-10 |
| NO172627C NO172627C (no) | 1993-08-18 |
Family
ID=6360164
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO892963A NO172627C (no) | 1988-08-03 | 1989-07-19 | Fremgangsmaate for fjernelse av hydrogensulfid med spesielle jernoksyder |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4956160A (no) |
| EP (1) | EP0357924B1 (no) |
| DE (2) | DE3826373A1 (no) |
| NO (1) | NO172627C (no) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5320992A (en) * | 1989-08-30 | 1994-06-14 | Irwin Fox | Disposable oxide carrier for scavenging hydrogen sulfide |
| US5266185A (en) * | 1990-09-10 | 1993-11-30 | Petrolite Corporation | Method of suppression of hydrogen sulfide with heterocyclic-amine aldehyde reaction products |
| ES2051638B1 (es) * | 1992-04-14 | 1995-02-01 | Gas Natural Sdg S A | Un aglomerado de oxidos de hierro para la absorcion del acido sulfhidrico presente en el biogas. |
| US5935412A (en) * | 1997-06-17 | 1999-08-10 | Atlantis Limited Partnership | Method and apparatus for eliminating odors in sewage systems |
| US5948269A (en) * | 1997-08-20 | 1999-09-07 | Stone; Michael D. | Process for the removal and suppression of dissolved hydrogen sulfide and other malodorous compounds and reduction of acidity in liquid and sludge wastewater systems |
| US7144555B1 (en) | 2001-06-20 | 2006-12-05 | Well To Wire Emissions Control Inc. | Method and apparatus for hydrogen sulphide removal |
| US6929423B2 (en) * | 2003-01-16 | 2005-08-16 | Paul A. Kittle | Gas recovery from landfills using aqueous foam |
| US7931815B2 (en) * | 2005-09-15 | 2011-04-26 | New Technology Ventures, Inc. | Method for reducing oxygen content of fluid streams containing sulfur compounds |
| US7744841B2 (en) * | 2005-09-15 | 2010-06-29 | New Technology Ventures, Inc. | Sulfur removal using ferrous carbonate absorbent |
| US8404031B1 (en) | 2009-10-06 | 2013-03-26 | Michael Callaway | Material and method for the sorption of hydrogen sulfide |
| US10435316B2 (en) | 2010-09-30 | 2019-10-08 | Orange County Sanitation District | Chemical optimization during wastewater treatment, odor control and uses thereof |
| US8759252B1 (en) | 2010-10-06 | 2014-06-24 | Michael D. and Anita Kaye | Material and method for the sorption of hydrogen sulfide |
| US20160017206A1 (en) | 2013-03-01 | 2016-01-21 | The Regents Of The University Of California | Methods for immediate souring control in gases or fluids produced from sulfidogenic reservoir systems |
| US9023237B2 (en) | 2013-06-19 | 2015-05-05 | New Technology Ventures, Inc. | Highly active nano iron catalyst for the absorption of hydrogen sulfide |
| US9458027B2 (en) | 2013-06-19 | 2016-10-04 | New Technology Ventures, Inc. | Sulfided iron (II) compound and method of manufacture |
| WO2016151480A1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-09-29 | Reliance Industries Limited | A sulphur containing additive for making bitumen paving mixtures |
| US11708517B1 (en) | 2022-07-05 | 2023-07-25 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2304897C3 (de) * | 1973-02-01 | 1979-10-11 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Beschwerungsmittel für Bohrspülungen |
| CA1047243A (en) * | 1973-06-28 | 1979-01-30 | Irwin Fox | Porous fe304 drilling mud additive |
| BR8500346A (pt) * | 1985-01-25 | 1986-09-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo de preparacao de aditivo para lamas de perfuracao e lamas de perfuracao |
-
1988
- 1988-08-03 DE DE3826373A patent/DE3826373A1/de not_active Withdrawn
-
1989
- 1989-07-19 NO NO892963A patent/NO172627C/no unknown
- 1989-07-22 DE DE8989113511T patent/DE58901586D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1989-07-22 EP EP89113511A patent/EP0357924B1/de not_active Expired - Lifetime
- 1989-07-25 US US07/384,622 patent/US4956160A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0357924A1 (de) | 1990-03-14 |
| NO172627C (no) | 1993-08-18 |
| DE58901586D1 (de) | 1992-07-09 |
| DE3826373A1 (de) | 1990-02-08 |
| US4956160A (en) | 1990-09-11 |
| NO892963D0 (no) | 1989-07-19 |
| NO892963L (no) | 1990-02-05 |
| EP0357924B1 (de) | 1992-06-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO172627B (no) | Fremgangsmaate for fjernelse av hydrogensulfid med spesielle jernoksyder | |
| CA2327087C (en) | Water treatment product & method | |
| CA2898232C (en) | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids | |
| EP0966403A1 (en) | Process for cleaning fluids with particulate solids | |
| Krukowski | Sodium metatungstate: a new heavy-mineral separation medium for the extraction of conodonts from insoluble residues | |
| CA1310247C (en) | Method and additive for clarifying aqueous systems without production of uncontrollable floc | |
| WO2019014208A1 (en) | METHODS OF REMOVING OIL FROM SEPARATE WATER STREAMS | |
| WO1998047825A1 (en) | Process for reducing the sulfide content of a sulfide-containing fluid | |
| US5401416A (en) | Water filtration method | |
| Rawlins | Experimental study on oil and solids removal in nutshell filters for produced water treatment | |
| Reed et al. | Treatment of an oil/grease wastewater using ultrafiltration: pilot-scale results | |
| US5900220A (en) | Soda ash processing method | |
| Gallup | Removal of mercury from water in the petroleum industry | |
| US5223153A (en) | Iron hydroxide removal method | |
| CA2706978C (en) | Method for treatment of water comprising non-polar compounds | |
| CA1256604A (en) | Process for clarifying bicarbonate bearing waters using measurement and control of carbon dioxide content | |
| CN208532699U (zh) | 管式膜和电渗析膜集成脱除热稳定盐的工艺系统 | |
| Wang | Diatomaceous earth precoat filtration | |
| Lipton | Improved Injectability of biopolymer solutions | |
| Rahman | Evaluation of filtering efficiency of walnut granules as deep-bed filter media | |
| WO2011106062A2 (en) | Silica remediation in water | |
| CN106397124B (zh) | 一种含盐乙二醇溶液的除盐方法 | |
| US4810387A (en) | Method for removing water soluble substances in non-water-soluble fluid | |
| US20230391648A1 (en) | Method and A Process to Remove Inorganic and Organic Substances from Water | |
| Rawlins et al. | Characterization of deep bed filter media for oil removal from produced water |