NO177581B - Vandige aldehydopplösninger for oppfangelse av hydrogensulfid og anvendelse av disse - Google Patents
Vandige aldehydopplösninger for oppfangelse av hydrogensulfid og anvendelse av disse Download PDFInfo
- Publication number
- NO177581B NO177581B NO903691A NO903691A NO177581B NO 177581 B NO177581 B NO 177581B NO 903691 A NO903691 A NO 903691A NO 903691 A NO903691 A NO 903691A NO 177581 B NO177581 B NO 177581B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- weight
- alkyl
- formula
- case
- fatty acid
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 35
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 title claims abstract 7
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 15
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 15
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 14
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 13
- -1 methosulphate anion Chemical class 0.000 claims description 12
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 11
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 8
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 7
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 7
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 claims description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000004178 (C1-C4) alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- QLAJNZSPVITUCQ-UHFFFAOYSA-N 1,3,2-dioxathietane 2,2-dioxide Chemical compound O=S1(=O)OCO1 QLAJNZSPVITUCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 2
- 125000000392 cycloalkenyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 230000032050 esterification Effects 0.000 claims description 2
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 claims description 2
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract 1
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 16
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N Acrolein Chemical compound C=CC=O HGINCPLSRVDWNT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 3
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005639 Lauric acid Substances 0.000 description 1
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000746 Structural steel Inorganic materials 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 125000005667 alkyl propylene group Chemical group 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000005498 polishing Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 238000004313 potentiometry Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 description 1
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Substances 0.000 description 1
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007306 turnover Effects 0.000 description 1
- 231100000925 very toxic Toxicity 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- B01D53/14—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 by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/939—Corrosion inhibitor
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Det er beskrevet vandige aldehydopplcsninger for oppfangeIse av hydrogensulfid inneholdende 5 til 50 vekt-* av et aldehyd og i tillegg 1 til 5 vekt-*, på. basis av aldehydoppløsningen, av en sammensetning bestående av. a) 10 til 80 vekt-* av en langkjedet kvartærnær ammoniumforbindelse og 20 til 90 vekt-* vann eller. en Ci-C-alkohol,. b) 10 til 80 vekt-* av en eventuelt kvartærnert ester av oksalkylerte alkyl-alkylendiaminer, og 20 til 90. vekt-* vann eller en C-C-alkohol,. c) 10 til 80 vekt-* av et kondensasjonsprodukt av C^ 2-Cig-fettsyre og et polyetylenpolyamin med formelen. hvor x betyr 1, 2 eller 3 og hvor molforholdet mellom fettsyre og basisk nitrogen i polyetylen polyamin utgjør 3:1 til 3:2, og 20 til 90 vekt-* vann eller en C-C-alkohol, eller d) 50 til 95 vekt-* av fettsyre-polyetylenpolyamin-kondensasjonsproduktet som definert under c) og 5 til 50 vekt-* av et ikke-ionisk eller anionisk tensid.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører vandige aldehydoppløsninger for oppfangelse av hydrogensulfid og anvendelse av disse.
Nærværet av hydrogensulfid i rå naturgass henholdsvis i
rå våtgass og også i de ledsagende vandige fasene eller hydrokarbonfåsene for denne er generelt høyst uønsket. Hydrogensulfid er meget toksisk og fører til hydrogenindusert sprøhet i vanlig anvendte karbonstål og til spennings-risskorrosjon ved høyerelegerte materialer. Av disse grunnene forsøker man med alle midler å utvaske, henholdsvis kjemisk omvandle, hydrogensulfidet i slike systemer.
Det eksisterer følgelig for rensingen av rågasser forskjel-lige fysikalske og kjemiske prosesser som avhengig av rågassens innhold av hydrogensulfid og ledsagende stoffer, og kravene som stilles til renhet for sluttproduktet i forskjel-lig grad medfører økonomiske fordeler og ulemper, hvorved den kjemiske fremgangsmåten naturligvis hare er anvendbar ved lave innhold av hydrogensulfid. Et slikt tilfelle foreligger for eksempel ved naturgass eller våtgass med lave innhold av hydrogensulfid.
Et vidt utbredt krav til renheten av naturgass for forbruker-nettverk er et innhold på 6 mg/Nm<5> hydrogensulfid. For å oppfylle dette kravet kan flere fremgangsmåter anvendes. På naturgassplattf ormer i åpen sjø er imidlertid ikke alle fremgangsmåter mulige av vektmessige grunner. I mange tilfeller er, ved drift av utvinningsplattformer, forekomsten av hydrogensulfid også først blitt observert over tid. Den etterfølgende innbygningen av for eksempel vaskeanlegg på basis av en vandig alkanolaminoppløsning er av vektgrunner ikke lenger mulig. Den eneste gjenværende fremgangsmåten er i disse tilfellene anvendelsen av hydrogensulfidoppfangende midler, hvorved reaksjonen i det vesentlige finner sted i den vandige fasen, også når injeksjonen benyttes i trefase-blandingen jordolje/formasjonsvann/gassfase, som ligger ved toppen av en utvinningssone.
Anvendelsen av aldehyder for oppfangelse av hydrogensulfid har lenge vært kjent. Følgelig beskrives i US-patent nr. 1991765 reaksjonen mellom hydrogensulfid og et aldehyd ved pH-verdier i området 2-12 ved temperaturer på 20-100"C. Spesielt ved pH-verdier rundt 2 eller lavere beskrives gjentatte ganger reaksjonen av formaldehyd, glyoksal, akrolein og andre aldehyder i forbindelse med oppløsningen av jernsulfid-holdige forurensninger ved syrebehandling (for eksempel US-patentskriftene 2 606 873, 3 514 410, 3 585 069, 3 669 613, 4 220 500, 4 289 639, 4 310 435 og 4 680 127).
Av alle disse aldehydene har spesielt glyoksal som hydrogensulfidoppfangende middel funnet anvendelse innenfor jordolje-og naturgassindustrien, idet det med glyoksal dannes et vannoppløselig reaksjonsprodukt, mens det i tilfellet med formaldehyd dannes tritian som dårlig vannoppløselig cyklisk kondensasjonsprodukt. Derfor er glyoksal fordelaktig fremfor formaldehyd av tekniske grunner, derimot med hensyn til andre kommersielle dialdehyder som spesielt glutaraldehyd av økonomiske grunner.
Et viktig krav ved anvendelsen av hydrogensulfidoppfangende midler består i at produktene ikke forsterker korrosjonen av jordolje- eller naturgass-utvinningsanleggene. Det er nå funnet at man kan redusere korrosjonshastigheten på stål ved vandige aldehydoppløsninger, når aldehydoppløsningen tilsettes et langkjedet kvaternært ammoniumsalt, et fettsyre-polyetylenpolyamin-kondensasjonsprodukt eller en blanding av dette kondensasjonsproduktet med et ikke-ionisk eller anionisk tensid.
Gjenstand for oppfinnelsen er følgelig en vandig aldehyd-oppløsning for oppfangelse av hydrogensulfid, kjennetegnet ved at den inneholder 5 til 50 vekt-^ av et aldehyd og i tillegg 1 til 5 vekt-#, på basis av aldehydoppløsningen, av en sammensetning bestående av
a) 10 til 80 vekt-56 av en kvataernær ammoniumforbindelse med formelen
hvori R betyr <Cg>-<C>22-alkvl eller Cg-C22_<a>lkenyl,
R1 betyr C^-C22_all£yl eller Cg-C22-all£enyl»
R<2> betyr C^-C^alkyl eller benzyl,
R<3> betyr C1-C4-alkyl og
A betyr klorid, bromid eller metosulfat,
og 20 til 90 vekt-# vann eller en Ci-C4-alkohol,
b) 10 til 80 vekt-56 av en ester av oksalkylerte alkyl-alkylendiaminer, oppnådd ved forestring av oksalkylerte
alkyl-alkylendiaminer med formelen
hvori R betyr Cg-<C>24~<a>lkyl eller Cg-<C>24~alkenyl, A betyr en gruppe med formelen -C2H4- eller - C^ K^-, a er 0 eller 1, m er 2 eller 3, u, v, w og x er tall hvis sum for tilfellet a = 0 utgjør 3 til 30, fortrinnsvis 10 til 30, og for tilfellet a = 1 utgjør 4 til 40, fortrinnsvis 20 til 40, med syrer med formelen hvor n er 0 eller 1 og R<1> er for det tilfellet at n = 0 alkyl, alkenyl, cykloalkyl eller cykloalkenyl, i ethvert tilfelle med 5 til 35 C-atomer, eller R<1> er for det tilfellet at n = 1, resten av dimer fettsyre, hvor esteren eventuelt er kvatærnisert med grupper med formelen
hvor R<2> betyr C^-C4-alkyl eller benzyl og
M~ betyr et halogenid-eller metosulfat-anion,
og 20 til 90 vekt-* vann eller en C1-C4-alkohol,
c) 10 til 80 vekt-* av et kondensasjonsprodukt av C^2_<C>18" fettsyre og et polyetylenpolyamin med formelen
hvor x er 1, 2 eller 3 og hvor molforholdet mellom fettsyre og basisk nitrogen i polyetylenaminet utgjør 3:1 til 3:2, og 20 til 90 vekt-* vann eller en C1-C4-alkohol,
eller
d) 50 til 95 vekt-* av fettsyre-polyetylenpolyamin-kondensasjonsproduktet definert under c) og 5 til 50 vekt-* av
et ikke-ionisk eller anionisk tensid.
For de vandige oppløsningene ifølge oppfinnelsen kommer fortrinnsvis alle lett tilgjengelige, vannoppløselige aldehyder på tale, som eksempelvis formaldehyd, glyoksal, glutaraldehyd, akrolein eller blandinger av disse aldehydene. Spesielt er glyoksal foretrukket. Den vandige oppløsningen av disse aldehydene tilsettes den tidligere omtalte sammensetningen av en kvaternær ammoniumforbindelse, et kondensasjonsprodukt av en fettsyre og et polyetylenpolyamin eller en blanding av dette kondensasjonsproduktet med et tensid.
De i sammensetningene a), b) og c) benyttede produktene er tidligere kjente og tilgjengelige som handelsprodukter. Produktene under b) oppnås eksempelvis ved omsetning av trietylentetramin eller tetraetylenpentamin med fettsyrer som oljesyre, talloljefettsyre, soyaoljefettsyre eller laurin-syre. Som fettsyrer kommer også naftensyrer av molekylvekt 250-350 på tale. Som ikke-ioniske tensider i sammensetning
c) kommer oksetylerte fettalkoholer eller oksetylerte alkylfenoler med et innhold på 4 til 30 etylenoksyd-enheter
på tale. Som anioniske tensider kommer det eksempelvis på tale fettsyresalter, alkansulfonater, alkylsulfåter, alkylbenzensulfonater eller fettsyreestere av kokosalkyl-eller talgfettalkylpropylendiamin-polyglykoletere.
Foreliggende oppfinnelse omfatter videre anvendelse av den vandige oppløsningen omtalt ovenfor for oppfangelse av hydrogensulfid i naturgass- og våtgassutvinningsanlegg under samtidig reduksjon av korrosjonshastigheten.
Oppløsningen ifølge oppfinnelsen tilsettes ved råoljeutvinn-ing ved sondehodet. Den tilsatte mengden er avhengig av H£S-innhold. Vanligvis tilsettes aldehydoppløsningen i en slik mengde at det anvendes 4 mol aldehyd til 1 mol H2S.
Eksempler
Som modellsystem for bestemmelse av korrosjonshastigheten tjente et jordoljeformasjonsvann fra Nordsjøen med følgende sammensetning: Na<+> 9000 mg/l, K<+> 200 mg/l, Ca<++> 250 mg/l,
Ba 60 mg/l, Sr<++> 25 mg/l, Cl- 14300 mg/l, HC03_ 1050 mg/l. Dette vannet ble omhyggelig befridd for oksygenspor ved 1 times gjennomføring av rent nitrogen og ved kortvarig innføring av gassformig hydrogensulfid bragt til en bestemt konsentrasjon av H2S. I en separat forrådsflaske ble petroleum ved gjennomføring av rent nitrogen også gjort oksygenfri. Korrosjonsforsøket ble gjennomført på blikkbånd av bygningsstål DIN 1.1203 på 75x10x1 mm. Stykkene ble omhyggelig befridd for oksydhuden på vanlig måte med poleringsmidler, spylt med vann og aceton, tørket og utveid til nøyaktig 0,1 mg.
Stykkene ble hatt i en 100 ml skrueflaske, dekket med 90 ml av det ovenfor omtalte hydrogensulfidholdige formasjonsvannet og 10 ml petroleum, lukket under en nitrogenstrøm og rotert i en forsøksmaskin i 24 timer med 30 opm ved 70°C. Som mål for korrosjonshastigheten kan vekttapet pr. stykke angis i mg. 1 mg vekttap tilsvarer under de valgte betingelsene 1,2 mpy (mils, tusendels tomme pr. år).
En korrosjonshastighet på 1 mm/a ville tilsvare en fjernelse av 481 mg. De angitte tallene i tabell 1 utgjør middel-verdier av målepunktene med spredning på maksimalt ± 5*.
Eksempel 1
I et formasjonsvann av den nevnte sammensetningen, som først ble mettet med CO2 og som deretter var tilsatt 200 ppm hydrogensulfid samt 2000 ppm 40* vandig glyoksaloppløsning, ble ved den ovenfor omtalte fremgangsmåten observert en fjernelse av 20,5 mg. Parallelt gjennomførte forsøk med tilsats av 30 henholdsvis 100 ppm av de i ethvert tilfelle angitte forbindelsene ga følgende fjernelse i mg ved
24 timer/70"C i system vann/petroleum 9:1 på C-stålstykker på 75x10x1 mm:
Produktene a)-d) er handelsprodukter. Den oppnådde reduksjonen av korrosjonshastigheten er til dels betydelig, hvorved enkelte produkter viser denne effekten allerede ved lave anvendelseskonsentrasjoner.
Eksempel 2
Analogt eksempel 1 ble det gjennomført forsøk under variasjon av forholdet glyoksal (40#)/H2S. Fjernelsene i mg uten additiv er angitt som sammenligning. Innholdet av H2S utgjorde enhetlig 300 ppm.
Dette eksempelet viser at inhiberingen av korrosjon først inntrer ved høyere forhold glyoksal/H2S. Forhold på større enn 10:1 glyoksal (40*)/H2S er på den annen side nødvendig for å oppnå den ønskede effekten av reaksjonen av aldehydet med hydrogensulfidet.
Eksempel 3
I en 5% koksaltoppløsning med et Innhold på 2000 ppm glyoksal
(4056) og 200 ppm H 2S ble ved den omtalte forsøksgjennomfør-ingen etter 24 timer målt en fjernelse på 25,5 mg. Nedenfor er de tilsvarende fjernelsene etter 24 timer ved tilsats av følgende kvatærnære ammoniumforbindelser angitt:
Funksjonen av det hydrogensulfidoppfangende midlet må ikke påvirke nærværet av additivene. For kontroll ble hastigheten av reduksjonen av hydrogensulfidet både målt i en vandig oppløsning og også i en petroleumsoppløsning, hvorved det ble gjennomført målinger så vel i nærvær som også i fravær av et additiv. Enhetlig ble det innført 200 mg/l hydrogensulfid i de aktuelle fasene og de ble behandlet med den ti ganger så store mengden av en glyoksaloppløsning på 40*. Den prosent-vise reduksjonen av innholdet av ItøS som en følge av reaksjonen med glyoksal ble fulgt ved en potentiometrisk f remgangsmåte.
I tilfellet med petroleumsfasen ble glyoksaloppløsningen tilsatt og stadig omrørt med en magnetrører. Til forskjel-lige tidspunkter ble det tatt ut like store deler og de ble analysert med henblikk på H2S. Resultatene er oppført 1 den følgende tabellen. Som additiv ble det tilsatt forbindelse
a) fra eksempel 1 i en konsentrasjon på 90 ppm.
Som det kan avleses fra tallene, fører nærværet av additivet
ikke til en signifikant reduksjon av reaksjonshastigheten, men derimot i tilfellet reaksjon i hydrokarbonfasen til en betydelig akselerasjon av omsetningshastigheten.
Prosentvis reduksjon av hydrogensulfidinnholdet etter reaksjon med glyoksal
Claims (2)
1.
Vandig aldehydoppløsning for oppfangelse av hydrogensulfid, karakterisert ved at den inneholder 5 til 50 vekt-* av et aldehyd og i tillegg 1 til 5 vekt-*, på basis av aldehydoppløsningen, av en sammensetning bestående av a) 10 til 80 vekt-* av en kvatærnær ammoniumf orbindelse med
formelen
hvori R betyr Cg-C22-all£yl eller Cg-C22-<a>lkenyl»
R1 betyr Ci-<C>22-alkyl eller Cg-C22-<a>lkenyl,
R<2> betyr C-^-C^alkyl eller benzyl,
R3 betyr C^-C^alkyl og
A betyr klorid, bromid eller metosulfat,
og 20 til 90 vekt-* vann eller en C1-C4-alkohol, b) 10 til 80 vekt-* av en ester av oksalkylerte alkyl-alkylendiaminer, oppnådd ved forestring av oksalkylerte alkyl-alkylendiaminer med formelen
hvorved R betyr Cg-<C>24-alkyl eller Cg-<C>24~alkenyl, A betyr en gruppe med formelen -C2H4- eller - CqE.^-, a er 0 eller 1, m er 2 eller 3, u, v, w og x er tall hvis sum for tilfellet a = 0 utgjør 3 til 30, fortrinnsvis 10 til 30, og for tilfellet a = 1 utgjør 4 til 40, fortrinnsvis 20 til 40, med syrer med formelen
hvor n er 0 eller 1 og R<1> for tilfellet n = 0 betyr alkyl, alkenyl, cykloalkyl eller cykloalkenyl, med i ethvert tilfelle 5 til 35 C-atomer, eller R<1> betyr for tilfellet n = 1, resten av en dimer fettsyre, hvor esteren eventuelt er kvatærnisert med grupper med formelen
hvor R<2> betyr C^-^-alkyl eller benzyl og M~ er et halogenid- eller metosulfat-anion,
og 20 til 90 vekt-* vann eller en C]_-C4-alkohol, c) 10 til 80 vekt-* av et kondensasjonsprodukt av C^2~c18~ fettsyre og et polyetylenpolyamin med formelen
hvor x betyr 1, 2 eller 3 og hvor molforholdet mellom fettsyre og basisk nitrogen i polyetylenpolyamin utgjør 3:1 til 3:2, og 20 til 90 vekt-* vann eller en C1-C4-alkohol,
eller d) 50 til 95 vekt-* av fettsyre-polyetylenpolyamin-kondensasjonsproduktet som definert under c) og 5 til 50 vekt-* av et ikke-ionisk eller anionisk tensid.
2.
Anvendelse av den vandige oppløsningen ifølge krav 1 for oppfangelse av hydrogensulfid i naturgass- og våtgassutvinningsanlegg under samtidig reduksjon av korrosjonshastigheten.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE3927763A DE3927763A1 (de) | 1989-08-23 | 1989-08-23 | Waessrige aldehydloesugen zum abfangen von schwefelwasserstoff |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO903691D0 NO903691D0 (no) | 1990-08-22 |
| NO903691L NO903691L (no) | 1991-02-25 |
| NO177581B true NO177581B (no) | 1995-07-10 |
| NO177581C NO177581C (no) | 1995-10-18 |
Family
ID=6387658
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO903691A NO177581C (no) | 1989-08-23 | 1990-08-22 | Vandige aldehydopplösninger for oppfangelse av hydrogensulfid og anvendelse av disse |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5152916A (no) |
| EP (1) | EP0414170B1 (no) |
| AT (1) | ATE101807T1 (no) |
| CA (1) | CA2023825A1 (no) |
| DE (2) | DE3927763A1 (no) |
| DK (1) | DK0414170T3 (no) |
| NO (1) | NO177581C (no) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2651500A1 (fr) * | 1989-09-05 | 1991-03-08 | Hoechst France | Nouvelles emulsions eau dans huile et leur application a l'elimination du sulfure d'hydrogene. |
| US5284635A (en) * | 1989-09-05 | 1994-02-08 | Societe Francaise Hoechst | Process for the elimination of hydrogen sulfide by using water-in-oil emulsions |
| WO1997002085A1 (de) * | 1995-07-06 | 1997-01-23 | Reicon Wärmetechnik Und Wasserchemie Leipzig Gmbh | Verfahren zur senkung der korrosion und erosionskorrosion zum auswaschen saurer gase aus gasgemischen |
| US6068056A (en) * | 1999-10-13 | 2000-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment fluids comprising mixed aldehydes |
| US6315045B1 (en) * | 2000-03-07 | 2001-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and acidizing compositions for reducing metal surface corrosion and sulfide precipitation |
| MX2011002377A (es) * | 2008-09-02 | 2011-09-21 | Gen Electric | Procedimiento para remover sulfuro de hidrogeno en petroleo crudo. |
| DE102008056338B4 (de) * | 2008-11-07 | 2012-02-16 | Clariant International Ltd. | Flotationsreagenz für silikathaltige Mineralien |
| US20110031165A1 (en) * | 2009-08-04 | 2011-02-10 | Karas Larry John | Processes for removing hydrogen sulfide from refined hydrocarbon streams |
| US9260669B2 (en) | 2011-03-24 | 2016-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic H2S/mercaptan scavengers using glyoxal |
| US9463989B2 (en) | 2011-06-29 | 2016-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic method for enhanced H2S/mercaptan scavenging |
| RU2490311C1 (ru) * | 2012-03-12 | 2013-08-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Нейтрализатор сероводорода |
| US9278307B2 (en) | 2012-05-29 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic H2 S scavengers |
| CA2961178C (en) * | 2014-10-16 | 2020-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for inhibiting sulfide stress cracking |
| BR112020017125A2 (pt) * | 2018-02-28 | 2020-12-22 | Kuraray Co., Ltd | Composição para remoção de compostos contendo enxofre |
| CA3028229A1 (en) * | 2018-12-20 | 2020-06-20 | Fluid Energy Group Ltd. | Novel corrosion inhibition package |
| DE102019005628B9 (de) | 2019-08-09 | 2021-11-18 | GbR Dr. Holger Brill, Dr. Herbert Widulle, Peter Waitszies (vertretungsberechtigter Gesellschafter Dr. Herbert Widulle, Buntspechtweg 7a, 22547 Hamburg) | Verfahren zur Reinigung von sulfidhaltigen Rohstoffen und gleichzeitigen Gewinnung von elementarem Schwefel |
| CA3057217A1 (en) * | 2019-10-02 | 2021-04-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Composition useful in metal sulfide scale removal |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1991765A (en) * | 1932-01-23 | 1935-02-19 | Dupont Viscoloid Company | Aldehyde-hydrogen sulphide reaction product |
| US2606873A (en) * | 1950-02-27 | 1952-08-12 | Dow Chemical Co | Composition for removing scale deposits from ferrous metal surfaces |
| US3121091A (en) * | 1960-03-03 | 1964-02-11 | Nalco Chemical Co | Quaternary imidazolium and imidazolinium bisulfites |
| US3514410A (en) * | 1967-07-28 | 1970-05-26 | Halliburton Co | Prevention of ferric ion corrosion using acid cleaning solution containing hydrogen sulfide and an aldehyde corrosion inhibitor |
| US3585069A (en) * | 1967-12-06 | 1971-06-15 | Halliburton Co | Method of inhibiting sulfide cracking with a reaction product of b-hydroxy butyraldehyde and hydrogen sulfide |
| US3654993A (en) * | 1970-04-06 | 1972-04-11 | Atlantic Richfield Co | Method for inhibiting corrosion in a well |
| US3669613A (en) * | 1970-04-27 | 1972-06-13 | Halliburton Co | Method for inhibiting sulfide cracking of metals with a hydrogen sulfide-aldehyde reaction product |
| US4238350A (en) * | 1977-11-16 | 1980-12-09 | Malaco Ag | Method and a composition for inhibiting corrosion |
| JPS5495685A (en) * | 1978-01-13 | 1979-07-28 | Mitsubishi Paper Mills Ltd | Method of making glass sheet base material |
| US4310435A (en) * | 1979-12-06 | 1982-01-12 | The Dow Chemical Co. | Method and composition for removing sulfide-containing scale from metal surfaces |
| US4289639A (en) * | 1980-10-03 | 1981-09-15 | The Dow Chemical Company | Method and composition for removing sulfide-containing scale from metal surfaces |
| US4541946A (en) * | 1981-03-12 | 1985-09-17 | Standard Oil Company | Corrosion inhibitor for amine gas sweetening systems |
| EP0193327A1 (en) * | 1985-02-19 | 1986-09-03 | The Dow Chemical Company | Low viscosity gas dehydrating agents and gas sweetening agents |
| DE3526600A1 (de) * | 1985-07-25 | 1987-01-29 | Hoechst Ag | Quaternaere oxalkylierte polykondensate, verfahren zu deren herstellung und deren verwendung |
| US4680127A (en) * | 1985-12-13 | 1987-07-14 | Betz Laboratories, Inc. | Method of scavenging hydrogen sulfide |
| DE3742935A1 (de) * | 1987-12-18 | 1989-06-29 | Hoechst Ag | Gegebenenfalls quaternierte fettsaeureester von oxalkylierten alkyl-alkylendiaminen |
| GB8906406D0 (en) * | 1989-03-21 | 1989-05-04 | Bp Chem Int Ltd | Removal of sulphides |
| US4964468A (en) * | 1989-08-08 | 1990-10-23 | Nalco Chemical Company | Method of inhibiting corrosion |
| US5058678A (en) * | 1990-09-28 | 1991-10-22 | Halliburton Company | Method for preventing the formation of sludge in crude oil |
-
1989
- 1989-08-23 DE DE3927763A patent/DE3927763A1/de not_active Withdrawn
-
1990
- 1990-08-18 DK DK90115861.8T patent/DK0414170T3/da active
- 1990-08-18 DE DE90115861T patent/DE59004666D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1990-08-18 AT AT90115861T patent/ATE101807T1/de not_active IP Right Cessation
- 1990-08-18 EP EP90115861A patent/EP0414170B1/de not_active Expired - Lifetime
- 1990-08-21 US US07/571,169 patent/US5152916A/en not_active Expired - Fee Related
- 1990-08-22 NO NO903691A patent/NO177581C/no not_active IP Right Cessation
- 1990-08-22 CA CA002023825A patent/CA2023825A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5152916A (en) | 1992-10-06 |
| ATE101807T1 (de) | 1994-03-15 |
| DK0414170T3 (da) | 1994-06-13 |
| CA2023825A1 (en) | 1991-02-24 |
| DE59004666D1 (de) | 1994-03-31 |
| NO903691D0 (no) | 1990-08-22 |
| EP0414170A2 (de) | 1991-02-27 |
| NO903691L (no) | 1991-02-25 |
| NO177581C (no) | 1995-10-18 |
| EP0414170B1 (de) | 1994-02-23 |
| EP0414170A3 (en) | 1991-09-25 |
| DE3927763A1 (de) | 1991-02-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO177581B (no) | Vandige aldehydopplösninger for oppfangelse av hydrogensulfid og anvendelse av disse | |
| US5688478A (en) | Method for scavenging sulfides | |
| US6117310A (en) | Process for treating a hydrocarbon substrate with a bisoxazolidine hydrogen sulfide scavenger | |
| US6267938B1 (en) | Scavengers for use in reducing sulfide impurities | |
| CA2196418C (en) | Hydrogen sulfide scavenging process | |
| US5225103A (en) | Aqueous aldehyde solutions for trapping hydrogen sulfide in natural gas and crude oil producing plants | |
| US5393463A (en) | Use of trialkanolamine polyethers as demulsifiers for oil-in-water emulsions | |
| AU619375B2 (en) | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
| IE52126B1 (en) | Process for the extraction of organic acids from aqueous solutions | |
| US2643227A (en) | Method of inhibiting corrosion of metals | |
| HU218462B (hu) | Továbbfejlesztett eljárás és készítmény cseppfolyósított olajgázok tisztítására | |
| JPH025799B2 (no) | ||
| US3976593A (en) | Amine bisulfites | |
| Hanstveit | Biodegradability of petroleum waxes and beeswax in an adapted CO2 evolution test | |
| US5567212A (en) | Use of olefinic imines to scavenge sulfur species | |
| EP0520761A2 (en) | Amine adducts as corrosion inhibitors | |
| US3061553A (en) | Corrosion inhibitors | |
| US5223160A (en) | Sulfur deposition reduction | |
| EP0868469B1 (en) | A method of lowering the wax appearance temperature of crude oil containg wax | |
| US5026523A (en) | Process for inhibiting corrosion of vapor/condensed water system | |
| US2924571A (en) | Method of inhibiting corrosion of metals | |
| US3549532A (en) | Weighted corrosion inhibitors | |
| US5643534A (en) | Corrosion inhibitor for alkanolamine units | |
| US2914475A (en) | Protecting ferrous metals from corrosion | |
| US3432527A (en) | Corrosion inhibitor composition and method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN FEBRUARY 2003 |