NO312439B1 - Redusering av hydrogensulfid med en aldehyd-ammoniakk-trimer - Google Patents
Redusering av hydrogensulfid med en aldehyd-ammoniakk-trimer Download PDFInfo
- Publication number
- NO312439B1 NO312439B1 NO19962323A NO962323A NO312439B1 NO 312439 B1 NO312439 B1 NO 312439B1 NO 19962323 A NO19962323 A NO 19962323A NO 962323 A NO962323 A NO 962323A NO 312439 B1 NO312439 B1 NO 312439B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- substrate
- aldehyde
- hydrocarbon
- groups
- trimer
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 47
- MZSSRMMSFLVKPK-UHFFFAOYSA-N acetaldehyde ammonia trimer Chemical compound CC1NC(C)NC(C)N1 MZSSRMMSFLVKPK-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 14
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title description 40
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 35
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical group C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 24
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 23
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 23
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 13
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 claims description 9
- 125000003396 thiol group Chemical group [H]S* 0.000 claims description 8
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 125000006165 cyclic alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000005343 heterocyclic alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Substances N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 2
- 239000012629 purifying agent Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 19
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 17
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- UJPKMTDFFUTLGM-UHFFFAOYSA-N 1-aminoethanol Chemical compound CC(N)O UJPKMTDFFUTLGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 6
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N Acetaldehyde Chemical compound CC=O IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 3
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 3
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 3
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- -1 sulfhydryl compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001644 13C nuclear magnetic resonance spectroscopy Methods 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003916 acid precipitation Methods 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000002802 bituminous coal Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 125000004119 disulfanediyl group Chemical group *SS* 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 210000004400 mucous membrane Anatomy 0.000 description 1
- 239000010841 municipal wastewater Substances 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- SQYNKIJPMDEDEG-UHFFFAOYSA-N paraldehyde Chemical compound CC1OC(C)OC(C)O1 SQYNKIJPMDEDEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960003868 paraldehyde Drugs 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000000425 proton nuclear magnetic resonance spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 1
- 230000004584 weight gain Effects 0.000 description 1
- 235000019786 weight gain Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/20—Nitrogen-containing compounds
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår kjemiske materialer og fremgangsmåter for fjerning av sulfhydrylforbindelser, spesielt hydrogensulfid (H2S), fra "sure" vandige substrater og hydrokarbon-substrater. Mer spesielt angår oppfinnelsen anvendelse av aldehyd-ammoniakk-trimerer som utrensningsmidler for sulfhydrylforbindelser i naturgass.
Fjerning av H2S fra en væskeformig eller gassformig hydrokarbons trøm er et problem som har vært en utfordring for mange arbeidere i mange industrier. Én slik industri er petroleumindustrien, hvor H2S-innholdet i visse råoljer fra reservoarer i mange områder i verden er for høyt for kommer-siell godkjennelse. Det samme gjelder mange naturgass-strøm-mer. Selv der hvor en strøm av råolje eller gass bare inneholder en mindre mengde svovel, gir prosessene som råoljen eller fraksjoner av denne underkastes, ofte én eller flere hydrokarbonstrømmer som inneholder H2S.
Tilstedeværelse av H2S i hydrokarbonstrømmer represente-rer mange miljø- og sikkerhetsrisikoer. Hydrogensulfid er meget brennbart, toksisk ved innånding og irriterer sterkt øynene og andre mukøse membraner. Dessuten kan svovelholdige salter avsettes i en plugg eller korrodere overføringsrør, ventiler, regulatorer og liknende. Avbrenning av naturgass som inneholder H2S, løser ikke problemet for gass-strømmer på grunn av at forbrenningsproduktene vil inneholde uakseptable mengder forurensninger, så som svoveldioksyd (S02) - en komponent i "surt regn", hvis ikke H2S fjernes før avbrenning .
Hydrogensulfid har en motbydelig lukt, og naturgass som inneholder H2S, kalles ofte "sur" gass. Behandlinger for redusering eller fjerning av H2S fra hydrokarbon eller andre substrater kalles ofte "søtgjørings"-behandlinger. Midlet som anvendes for fjerning eller redusering H2S-nivåer, kalles noen ganger et "utrensningsmiddel". Søtgjøringen eller ut-rensingen av H2S fra petroleum eller naturgass er bare ett eksempel hvor H2S-nivåreduksjon eller -fjerning må utføres. Mange vandige substrater må også behandles for redusering eller fjerning av H2S.
I gassproduksjonsindustrien eller koksfremstillings-industrien gir den destruktive destillasjon av bituminøst kull med høyt svovelinnhold vanligvis kullgass inneholdende en uakseptabel mengde H2S. Et annet H2S-forurensningsproblem oppstår under fremstillingen av vanngass eller syntesegass. Vanngass- eller syntesegass-strømmer som inneholder H2S, fremstilles ofte ved at vanndamp ledes over et sjikt av glødende koks eller kull. Det glødende koks eller kull inneholder ofte en mindre mengde svovel, som forurenser den resulterende gass-strøm.
Problemet /med fjerning eller redusering av H2S fra hydrokarbon og vandige substrater er tidligere blitt løst på mange forskjellige måter. De fleste kjente teknikker innbe-. fatter enten (a) absorpsjon, eller selektiv absorpsjon ved et egnet absorpsjonsmiddel, hvoretter absorpsjonsmidlet fraskil-les og svovelet fjernes for regenerering og resirkulering av absorpsjonsmidlet, eller (b) selektiv omsetting med et rea-gens som gir et lettløselig produkt. Ved en rekke kjente systemer behandles en hydrokarbonstrøm med et amin, et aldehyd, en alkohol og/eller et reaksjonsprodukt av disse. Den store mangfoldighet av prosesser, patenter og publikasjoner som beskriver fremgangsmåter for fjerning av H2S fra hydro-karbonstrømmer, er et tegn på at det er ønskelig og nødvendig å fjerne H2S fra vandige og hydrokarbon-strømmer.
Det finnes et stadig behov for alternative prosesser og materialer for redusering og/eller fjerning av H2S fra vandige og hydrokarbon-substrater.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for utrensing av H2S fra vandige og hydrokarbon-substrater, fortrinnsvis naturgass, under anvendelse av aldehyd-ammoniakk-trimerer.
Utrensningsmidlene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan anvendes til behandling av vandige og hydrokarbon-substrater som er gjort "sure" ved tilstedeværelse av "sulfhydrylforbindelser", så som hydrogensulfid (H2S), organosvovel-forbindelser med en sulfhydryl-(-SH)-gruppe, kjent som mer-kaptaner, også kjent som tioler (R-SH, hvor R er en hydro-karbongruppe), tiolkarboksylsyrer (RCO-SH), ditiosyrer (RCS-SH) og beslektede forbindelser.
Anvendt i denne patentsøknad angir betegnelsen "vandig substrat" hvilket som helst "surt" vandig substrat, innbefattende avfalIsvannstrømmer som passerer til eller fra kommuna-le behandlingsanlegg for avfallsvann, garveanlegg og liknende.
Betegnelsen "hydrokarbonsubstrat" er ment å innbefatte ikke-raffinerte og raffinerte hydrokarbonprodukter, innbefattende naturgass, som stammer fra petroleum eller fra flyten-degjøring av kull, som begge inneholder hydrogensulfid eller andre svovelholdige forbindelser. Betegnelsen "hydrokarbonsubstrat" innbefatter således, spesielt når det gjelder petroleumbaserte brennstoffer, brønnhode-kondensat samt råolje som kan finnes i lagringsanlegg på produksjonsfeltet. "Hydrokarbonsubstrat" innbefatter også de samme materialer som transporteres fra slike anlegg ved hjelp av lektere, rørledninger, tankbåter eller lastebiler til raffineri-lagringstanker, eller som alternativt transporteres direkte fra produksjonsanleggene via rørledninger til raffineri-lagringstankene. Betegnelsen "hydrokarbonsubstrat" innbefatter også raffinerte produkter, midlertidige og endelige, fremstilt i et raffineri, innbefattende destillater så som bensin, destillat-brennstoffer, oljer og rest-brennstoffer. Anvendt i kravene angir betegnelsen "hydrokarbonsubstrat" også damper dannet av de forannevnte materialer.
Mange forskjellige vandige og hydrokarbon-substrater kan behandles under anvendelse av utrensningsmidlene ifølge den foreliggende oppfinnelse, idet et foretrukket substrat er naturgass. Trimerene bør fortrinnsvis tilsettes til substratet ved høy nok temperatur til at substratet er strømbart slik at blandingen kan utføres lett. Behandlingen kan finne sted ved temperaturer opp til den temperatur ved hvilken materialet som behandles, begynner å dekomponeres. Foretruk-kede behandlingstemperaturer er mellom romtemperatur og ca. 65,6°C, (105°F).
Utrensningsmidlene ifølge den foreliggende oppfinnelse er aldehyd-ammoniakk-trimerer som har følgende generelle formel:
hvor R<1>, R<2> og R3 uavhengig av hverandre er valgt fra gruppen som består av hydrogen og hydrokarbongrupper med ca. 1-8 karbonatomer, valgt fra gruppen som består av rettkjedede, forgrenede og cykliske alkylgrupper, aryl-, alkaryl- og aralkylgrupper, og heterocykliske alkylgrupper som inneholder oksygen eller tertiært nitrogen som ring-bestanddel. Ved en foretrukket utførelsesform er R<1>, R<2> og R<3> metylgrupper.
Aldehyd-ammoniakk-trimerene ifølge den foreliggende oppfinnelse har høy opptakskapasitet når det gjelder hydrogensulfid, og råmaterialene som er nødvendige for fremstilling av trimerene, er materialer til lave omkostninger.
Aldehyd-ammoniakk-trimerer kan anskaffes kommersielt i små mengder fra Aldrich Chemical Co., Milwaukee, Wisconsin. Aldehyd-ammoniakk-trimerer kan også fremstilles ved omsetting av acetaldehyd med vandig ammoniakk i et molart forhold på 1:1. Vann og et annet løsningsmiddel, så som metanol, kan anvendes i reaksjonen for forhindring av at fast trimer utfelles av løsningen. Mengden anvendt vann kan variere avhengig av hvordan produktet vil bli anvendt. Hvis for eksempel substratet er hydrofobt, f.eks. en tørr oljefase, kan trimeren utformes i isopropanol i stedet for i vann. På feltet bør trimeren fortrinnsvis anvendes i en løsning med en aktiv konsentrasjon på 2-30%, fortrinnsvis 10-20%.
Ved en foretrukket utførelsesform er substratet naturgass, og trimeren tilsettes i et støkiometrisk forhold på minst ett molekyl trimer pr. tre molekyler H2S. Forholdet bør fortrinnsvis være noe høyere enn 1:3 for å sikre fjerning av H2S. Det bør fortrinnsvis tilsettes 0,8-1,7 ppm (deler pr. million) utrensningsmiddel pr. ppm H2S, mest foretrukket ca. 1, 3 ppm pr. 1 ppm H2S .
Mengden av H2S i naturgassen kan måles ved standardmeto-der. For at målingen skal gå lett, kan det tilsettes ca. 8,35 liter av den aktive 10-20% trimerløsning for hvert kg H2S.
De vandige substrater eller hydrokarbonsubstratene bør behandles med utrensningsmidlet inntil reaksjon med hydrogensulfid eller med andre sulfhydrylforbindelser har gitt et produkt hvor sulfhydrylforbindelsene i damp-(eller væske-) fasen er blitt fjernet slik at man har fått et akseptabelt produkt eller et produkt med forskriftsmessig kvalitet. Det bør typisk tilsettes en tilstrekkelig mengde utrensningsmiddel til redusering av sulfhydrylforbindelsene i dampfasen til minst 4 ppm eller mindre.
Oppfinnelsen vil bli bedre forstått under henvisning til følgende eksempler:
Eksperimentelle metoder
Bobletårn- testen
I følgende eksempler testes effektiviteten av utrensningsmidlet i et apparat kjent som et "bobletårn". "Bobletårnet" er en transparent akrylkolonne med en foretrukket indre diameter på 31,75 mm. For testing av et spesielt utrensningsmiddel anbringes en løsning av utrensningsmidlet i kolonnen til en gitt høyde, og gass med kjent sammensetning bobles gjennom løsningen. I følgende forsøk: inneholder gassen 2000 ppm H2S, 1% C02 og resten metan; H2S-innholdet i gassen som kommer ut av løsningen, måles ved gitte tidsintervaller; og det utføres målinger under anvendelse av fargerør (strain tubes) levert fra Sensidyne Gastech, beliggende i Largo, Florida. Løsningen observeres med hensyn til skumdannelse og utfelningsdannelse, som begge er uønsket. Vanligvis utvelges bare kandidater som viser minimal skumdannelse og liten eller ingen utfelningsdannelse, for videre undersøkelse. Skumdannelse kan være ønskelig for en del anvendelser; imidlertid er skumdannelse generelt uønsket ved behandling av naturgass i et bobletårn. Skumdannelsesmengden som fås ved anvendelse av et gitt kandidat-middel, kan vanligvis forandres ved anvendelse av skumfjerningsmidler. I følgende eksempler er skumdannelse gitt som et mål for kolonnehøyden. Det er hovedsakelig slik at jo mindre økningen i kolonnehøyde er, dess mindre skum er blitt dannet av kandidat-midlet.
For utførelse av "bobletårn"-testen utføres følgende trinn: 1. Tillag 100 gram av en masse-fortynning ("bulk dilution") eller en 5% aktiv løsning (hvis aktiviteten er kjent) av
utrensningsmidlet i destillert vann.
2. Anbring løsningen i "bobletårnet" og sett løsningen under trykk på 138 kPa. 3. Juster strømningshastigheten for testgassen til 0,156 m3 pr. time (kmpt) . 4. Noter uttaks-H2S-konsentrasjonen etter 1, 5, 10 og 15 minutter og hvert 15. minutt deretter inntil H2S-nivåene
når inntaksnivåene.
5. Observer med hensyn til skumdannelse og faststoffdan-nelse i inntil 24 timer.
Opptakstesten
Opptakstesten bestemmer aktiviteten av et bestemt kandidatmiddel ved måling av vektøkningen hos kandidatmidlet før og etter utsettelse for ren H2S-gass. Hovedsakelig anbringes 10 0 gram av en 5% løsning av kandidatmiddel i vann i en inndelt sylinder med en dispersjonssten, og den totale vekt av løsningen og sylinderen måles under anvendelse av en vekt. Deretter bobles ren H2S-gass gjennom sylinderen med en has-tighet på 0,028 m<3> pr. time. Løsningens vekt overvåkes inntil vekten forblir hovedsakelig konstant. Den totale vektøkning er et mål for kandidatmidlets aktivitet.
Eksempel 1
Aldehyd-trimer for anvendelse ved følgende forsøk ble fremstilt som følger. En 500 ml trehalset reaksjonskolbe som inneholdt 169,4 g 28 vekt% vandig ammoniakk og var forsynt med magnetisk rører, tilbakeløpskondensator, en trykkutjev-nings-dråpetrakt og termometer, ble avkjølt i isbad. Avkjølt acetaldehyd (122,8 g) ble tilsatt dråpevis ved en slik has-tighet at den indre temperatur ble holdt på under 3 0°C, under dannelse av en hvit suspensjon. Suspensjonen ble oppløst ved tilsetting av 107,6 g metanol og 40,0 g vann, under dannelse av en fargeløs løsning som inneholdt 27,25 vekt% reaksjonsprodukt. Proton- og karbon-NMR-spektroskopi utført for løs-ningen før og etter oppløsing i metanol og vann bekreftet at det primære reaksjonsprodukt var en aldehyd-ammoniakk-1rimer med følgende struktur:
Eksempel 2
Aldehyd-ammoniakk-trimeren fremstilt i eksempel 1 ble anvendt til utrensing av svovelholdige forbindelser fra naturgass. Effektiviteten av aldehyd-ammoniakk-trimeren ble testet under anvendelse av bobletårn-testen, beskrevet under "Eksperimentelle metoder". H2S-konsentrasjonen i utløpsgassen og høydeforandringen på grunn av skumdannelse fremgår av tabell I:
Etter 24 timer ble det dannet et 2-faset væskereaksjons-produkt som ikke inneholdt noen faststoffer.
Eksempel 3
Aldehyd-ammoniakk-trimeren ifølge eksempel 1 ble anvendt ved "opptakstesten" angitt under "Eksperimentelle metoder". Utrensningsraiddel-løsningen ble laget under anvendelse av 5,15 g aldehyd-ammoniakk-trimer. Resultatene er oppført i tabell II:
Eksempel 4
Aldehyd-ammoniakk-trimer, fremstilt som beskrevet i eksempel 1, ble anvendt til utrensing av svovelholdige forbindelser fra naturgass. Effektiviteten av aldehyd-ammoniakk-trimeren ble testet under anvendelse av bobletårn-testen, beskrevet under "Eksperimentelle metoder". Bobletårnet som ble anvendt i dette eksempel, hadde en indre diameter på 28,58 mm i stedet for 31,75 mm.
H2S-konsentrasjonen i utløpsgassen og høydeforandringen på grunn av skumdannelse fremgår av tabell III:
Eksempel 5
Aldehyd-ammoniakk-trimer ble fremstilt som beskrevet i eksempel 1, og anvendt til utrensing av svovelholdige forbindelser fra naturgass. 17,0 g av den resulterende trimer ble fortynnet til totalt 100 g løsning i destillert vann. Effektiviteten av aldehyd-ammoniakk-trimeren ble testet under anvendelse av et bobletårn med en indre diameter på 31,75 mm.
H2S-konsentrasjonen i utløpsgassen og høydeforandringen på grunn av skumdannelse fremgår av tabell IV:
Det ble ikke dannet noen faststoffer i testløsningen etter 24 timer.
Eksempel 6
Aldehyd-ammoniakk-trimer ble fremstilt som beskrevet i eksempel 1, og fremgangsmåtene angitt i eksempel 5 ble gjen-tatt. H2S-konsentrasjonen i utløpsgassen og høydeforandringen på grunn av skumdannelse fremgår av tabell V:
Mindre enn 1 volum% krystallinsk faststoffutfeining ble dannet etter 24 timer.
Eksempel 7
Opptakstesten ble utført for en 5% aktiv løsning av aldehyd-ammoniakk-trimer fremstilt som i eksempel 1, og opptakstesten ble utført. Det totale H2S-opptak var 4,6 g.
Eksempel 8
Acetaldehyd-trimer levert av Aldrich Chemical Co. ble anvendt til fremstilling av en 4,23% aktiv løsning, og opptakstesten ble utført. Det totale H2S-opptak var 3,5 g.
De foranstående eksempler viser at aldehyd-trimerene ifølge den foreliggende oppfinnelse viser høy opptakseffekti-vitet med hensyn til hydrogensulfid, oppviser ikke et uønsket skumdannelsesnivå og oppviser ikke et uønsket utfelningsdan-nelsesnivå.
Fagfolk på området vil forstå at det kan gjøres mange modifikasjoner når det gjelder utførelsesformene beskrevet i det foreliggende uten at man avviker fra den foreliggende oppfinnelses prinsipp. Utførelsesformene beskrevet i det foreliggende er følgelig kun illustrasjoner og er ikke på-tenkt som begrensende for den foreliggende oppfinnelses ramme.
Claims (8)
1. Fremgangsmåte for utrensing av sulfhydrylforbindelser <* >fra sure vandige substrater og hydrokarbon-substrater, karakterisert ved at den omfatter at substratet blandes med en effektiv mengde av et utrensningsmiddel som omfatter en aldehyd-ammoniakk-trimer med
den generelle struktur
hvor R<1>, R2 og R<3> uavhengig av hverandre er valgt fra gruppen som består av hydrogen og hydrokarbongrupper med ca. 1-8 karbonatomer, valgt fra gruppen som består av rettkjedede, forgrenede og cykliske alkylgrupper, aryl-, alkaryl- og aralkylgrupper, og heterocykliske alkylgrupper som inneholder oksygen eller tertiært nitrogen som ring-bestanddel.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at R<1>, R2 og R<3> er metylgrupper.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 og/eller 2, karakterisert ved at substratet er naturgass .
4. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-3, karakterisert ved at substratet behandles ved en temperatur på mellom romtemperatur og ca. 65,6°C.
5. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-4, karakterisert ved at den effektive mengde av utrensningsmidlet er 0,8-1,7 ppm utrensningsmiddel for hver 1 ppm hydrogensulfid i substratet.
6. Vandige substrater og hydrokarbon-substrater omfattende en mengde aldehyd-ammoniakk-trimer som er tilstrekkelig til å utrenske sulfhydrylforbindelser fra substratet, karakterisert ved at aldehyd-ammoniakk-trimeren omfatter den generelle struktur
hvor R<1>, R<2> og R<3> uavhengig av hverandre er valgt fra gruppen som består av hydrogen og hydrokarbongrupper med ca. 1-8 karbonatomer, valgt fra gruppen som består av rettkjedede, forgrenede og cykliske alkylgrupper, aryl-, alkaryl- og aralkylgrupper, og heterocykliske alkylgrupper som inneholder oksygen eller tertiært nitrogen som ring-bestanddel.
7. Substrat ifølge krav 6,
karakterisert ved at R<1>, R2 og R<3> er metylgrupper.
8. Substrat ifølge et av kravene 6-7, karakterisert ved at substratet omfatter naturgass.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US47125895A | 1995-06-06 | 1995-06-06 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO962323D0 NO962323D0 (no) | 1996-06-05 |
| NO962323L NO962323L (no) | 1996-12-09 |
| NO312439B1 true NO312439B1 (no) | 2002-05-13 |
Family
ID=23870898
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19962323A NO312439B1 (no) | 1995-06-06 | 1996-06-05 | Redusering av hydrogensulfid med en aldehyd-ammoniakk-trimer |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5958352A (no) |
| EP (1) | EP0748861B1 (no) |
| CA (1) | CA2177408C (no) |
| DK (1) | DK0748861T3 (no) |
| NO (1) | NO312439B1 (no) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6367406B1 (en) * | 1999-09-24 | 2002-04-09 | Larson/Glastron Boats, Inc. | Boat and method for manufacturing using resin transfer molding |
| CA2445422A1 (en) * | 2001-04-25 | 2002-10-31 | Clearwater International, Llc | Treatment of hydrocarbons containing sulfides |
| US7211665B2 (en) | 2001-11-09 | 2007-05-01 | Clearwater International, L.L.C. | Sulfide scavenger |
| US8562820B2 (en) * | 2001-11-09 | 2013-10-22 | Clearwater International, L.L.C. | Sulfide scavenger |
| US7438877B2 (en) * | 2006-09-01 | 2008-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers |
| US7985881B2 (en) | 2007-09-12 | 2011-07-26 | Guard Products Llc | Aromatic imine compounds for use as sulfide scavengers |
| WO2010027353A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-11 | General Electric Company | Process for removing hydrogen sulfide in crude oil |
| US8357306B2 (en) | 2010-12-20 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Non-nitrogen sulfide sweeteners |
| US9463989B2 (en) | 2011-06-29 | 2016-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic method for enhanced H2S/mercaptan scavenging |
| US9278307B2 (en) | 2012-05-29 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic H2 S scavengers |
| US10080806B2 (en) | 2015-08-19 | 2018-09-25 | International Business Machines Corporation | Sulfur-containing polymers from hexahydrotriazine and dithiol precursors as a carrier for active agents |
| US9550863B1 (en) | 2015-10-05 | 2017-01-24 | International Business Machines Corporation | Polymers from stabilized imines |
| US9534084B1 (en) | 2015-11-02 | 2017-01-03 | International Business Machines Corporation | High molecular weight polythioaminals from a single monomer |
| US9862802B2 (en) * | 2015-11-30 | 2018-01-09 | International Business Machines Corporation | Poly(thioaminal) probe based lithography |
Family Cites Families (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1951992A (en) * | 1931-07-15 | 1934-03-20 | Carbide & Carbon Chem Corp | Separation of acid gases |
| US2496354A (en) * | 1947-09-11 | 1950-02-07 | Cities Service Oil Co | Method of inhibiting hydrogen sulfide corrosion of metals |
| US2596273A (en) * | 1947-09-11 | 1952-05-13 | Cities Service Oil Co | Method of inhibiting hydrogen sulfide corrosion of metals |
| US2596425A (en) * | 1947-09-11 | 1952-05-13 | Cities Service Oil Co | Method of inhibiting hydrogen sulfide corrosion of metals |
| US2783205A (en) * | 1950-05-12 | 1957-02-26 | Socony Mobil Oil Co Inc | Suppression of acidic gas evolution |
| US2729679A (en) * | 1951-11-19 | 1956-01-03 | Du Pont | Preparation of methylenimines |
| US3770377A (en) * | 1971-03-08 | 1973-11-06 | Celanese Corp | Process for inhibiting corrosion |
| US4022785A (en) * | 1976-01-08 | 1977-05-10 | Petrolite Corporation | Substituted pyridines and dihydropyridines |
| US4112049A (en) * | 1977-03-18 | 1978-09-05 | The Dow Chemical Company | Absorption of sulfur compounds from gas streams |
| US4266054A (en) * | 1979-04-23 | 1981-05-05 | The Dow Chemical Company | N-Substituted perhydro-s-triazines |
| US4523947A (en) * | 1983-06-06 | 1985-06-18 | Ciba-Geigy Corporation | Use of triazine derivatives for protecting maize and sorghum plants |
| US4748011A (en) * | 1983-07-13 | 1988-05-31 | Baize Thomas H | Method and apparatus for sweetening natural gas |
| US4877578A (en) * | 1985-03-29 | 1989-10-31 | Petrolite Corporation | Corrosion inhibitors |
| US4680127A (en) * | 1985-12-13 | 1987-07-14 | Betz Laboratories, Inc. | Method of scavenging hydrogen sulfide |
| US4894178A (en) * | 1987-10-13 | 1990-01-16 | Exxon Research And Engineering Company | Absorbent composition containing severely-hindered amine mixture for the absorption of H2 S |
| US4978512B1 (en) * | 1988-12-23 | 1993-06-15 | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
| CA2017047C (en) * | 1989-08-01 | 1999-08-17 | Jerry J. Weers | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbons |
| DE4002132A1 (de) * | 1990-01-25 | 1991-08-01 | Hoechst Ag | Verfahren zum abfangen von schwefelwasserstoff mit glyoxal |
| DE69130903D1 (de) * | 1990-07-24 | 1999-03-25 | Baker Hughes Inc | Methoden zur verminderung von sulfiden in abwassergas |
| US5128049A (en) * | 1991-01-22 | 1992-07-07 | Gatlin Larry W | Hydrogen sulfide removal process |
| US5488103A (en) * | 1991-07-11 | 1996-01-30 | Gatlin; Larry W. | Hydrogen sulfide converter |
| US5213680A (en) * | 1991-12-20 | 1993-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Sweetening of oils using hexamethylenetetramine |
| US5347004A (en) * | 1992-10-09 | 1994-09-13 | Baker Hughes, Inc. | Mixtures of hexahydrotriazines useful as H2 S scavengers |
| US5387393A (en) * | 1992-12-11 | 1995-02-07 | Nalco Chemical Company | Prevention of cracking and blistering of refinery steels by cyanide scavenging in petroleum refining processes |
| US5347003A (en) * | 1993-03-05 | 1994-09-13 | Quaker Chemical Corporation | Methods for regenerating a sulfur scavenging compound from a product of a sulfur scavenging reaction |
| US5498707A (en) * | 1993-04-22 | 1996-03-12 | Gatlin; Larry W. | Hydrogen sulfide converter |
| CA2125513A1 (en) * | 1993-07-30 | 1995-01-31 | Kishan Bhatia | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon streams |
| CA2148849A1 (en) * | 1994-06-23 | 1995-12-24 | Kishan Bhatia | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbons |
-
1996
- 1996-05-27 CA CA002177408A patent/CA2177408C/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-05-30 DK DK96108645T patent/DK0748861T3/da active
- 1996-05-30 EP EP96108645A patent/EP0748861B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-06-05 NO NO19962323A patent/NO312439B1/no not_active IP Right Cessation
-
1997
- 1997-01-24 US US08/792,961 patent/US5958352A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0748861A1 (en) | 1996-12-18 |
| EP0748861B1 (en) | 2000-04-05 |
| DK0748861T3 (da) | 2000-08-21 |
| NO962323L (no) | 1996-12-09 |
| CA2177408A1 (en) | 1996-12-07 |
| CA2177408C (en) | 2001-12-11 |
| NO962323D0 (no) | 1996-06-05 |
| US5958352A (en) | 1999-09-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2661124C (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
| AU719046B2 (en) | Bisoxazolidine hydrogen sulfide scavenger | |
| US5674377A (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
| US5688478A (en) | Method for scavenging sulfides | |
| CA2196418C (en) | Hydrogen sulfide scavenging process | |
| US20110220551A1 (en) | Method of Scavenging Hydrogen Sulfide and/or Mercaptans Using Triazines | |
| AU619375B2 (en) | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
| NO312439B1 (no) | Redusering av hydrogensulfid med en aldehyd-ammoniakk-trimer | |
| US8357306B2 (en) | Non-nitrogen sulfide sweeteners | |
| CA2269476A1 (en) | Method and composition for removing sulfides from fluid streams | |
| US20210198583A1 (en) | Composition and method for elimination of hydrogen sulfide and mercaptans | |
| CA2603022A1 (en) | Formulation for hydrogen sulphide scavenging from hydrocarbon streams and use thereof | |
| RU2302523C1 (ru) | Нейтрализатор сероводорода и/или легких меркаптанов и способ его использования | |
| EP0882778A2 (en) | Composition and method for sweetening gaseous or liquid hydrocarbons, aqueous systems and mixtures thereof | |
| RU2220756C2 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| EP3512924B1 (en) | Use of compositions having a content of condensation product of 1-aminopropan-2-ol and formaldehyde in the removal of sulphur compounds from process streams | |
| TW201329021A (zh) | 胺硫化物清除劑、其使用方法及其製造方法 | |
| Khan et al. | Selection of Amine in natural gas sweetening process for Acid Gases removal: A review of recent studies | |
| RU2218974C1 (ru) | Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти | |
| RU2698793C1 (ru) | Способ очистки сжиженных углеводородных газов от молекулярной серы, сернистых соединений и диоксида углерода | |
| Pasban et al. | An approach to H2S removal from light crude oils using synthetic scavengers based on long chain alkylated ionic liquids | |
| RU2242499C2 (ru) | Способ очистки нефти, газоконденсата и их фракций от меркаптанов и сероводорода | |
| RU2107085C1 (ru) | Способ очистки жидких углеводородных фракций от сероводорода и меркаптанов | |
| JPWO2020129446A1 (ja) | 炭化水素の製造方法、精製方法及び精製装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |