NO317936B1 - Fremgangsmate ved behandling av sur gass og flytende hydrokarboner - Google Patents
Fremgangsmate ved behandling av sur gass og flytende hydrokarboner Download PDFInfo
- Publication number
- NO317936B1 NO317936B1 NO19964335A NO964335A NO317936B1 NO 317936 B1 NO317936 B1 NO 317936B1 NO 19964335 A NO19964335 A NO 19964335A NO 964335 A NO964335 A NO 964335A NO 317936 B1 NO317936 B1 NO 317936B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- triazine
- quaternary ammonium
- oil
- ammonium compound
- treatment
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims description 9
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title description 21
- 239000002253 acid Substances 0.000 title description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 27
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 claims description 25
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- DPMZXMBOYHBELT-UHFFFAOYSA-N 1,3,5-trimethyl-1,3,5-triazinane Chemical compound CN1CN(C)CN(C)C1 DPMZXMBOYHBELT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 239000010747 number 6 fuel oil Substances 0.000 claims description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 4
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 4
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 claims description 3
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 claims description 2
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 claims description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 2
- JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M methyl sulfate(1-) Chemical compound COS([O-])(=O)=O JZMJDSHXVKJFKW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000003760 tallow Substances 0.000 claims description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 51
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 44
- JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-triazine Chemical compound C1=CN=NN=C1 JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 18
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 10
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 9
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 7
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 6
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 4
- 150000003918 triazines Chemical class 0.000 description 4
- -1 (i.e. petrol Substances 0.000 description 3
- HHPRAYYKBSMXAS-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-trimethyltriazinane Chemical compound CN1CCCN(C)N1C HHPRAYYKBSMXAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- ITMIGVTYYAEAJP-UHFFFAOYSA-N 4,5,6-trimethyltriazine Chemical compound CC1=NN=NC(C)=C1C ITMIGVTYYAEAJP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 2
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N trimethylamine Chemical compound CN(C)C GETQZCLCWQTVFV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYWRDHBGMCXGFY-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-triazinane Chemical compound C1CNNNC1 OYWRDHBGMCXGFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVOMRRWJQOJMPA-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-trithiane Chemical compound C1CSSSC1 BVOMRRWJQOJMPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYADHXFMURLYQI-UHFFFAOYSA-N 1,2,4-triazine Chemical compound C1=CN=NC=N1 FYADHXFMURLYQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LKLLNYWECKEQIB-UHFFFAOYSA-N 1,3,5-triazinane Chemical class C1NCNCN1 LKLLNYWECKEQIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OUNOBSSTFVBGGI-UHFFFAOYSA-N 1-methyltriazinane Chemical compound CN1NNCCC1 OUNOBSSTFVBGGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HUHGPYXAVBJSJV-UHFFFAOYSA-N 2-[3,5-bis(2-hydroxyethyl)-1,3,5-triazinan-1-yl]ethanol Chemical compound OCCN1CN(CCO)CN(CCO)C1 HUHGPYXAVBJSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000003868 ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 150000005451 methyl sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 230000002000 scavenging effect Effects 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07D—HETEROCYCLIC COMPOUNDS
- C07D251/00—Heterocyclic compounds containing 1,3,5-triazine rings
- C07D251/02—Heterocyclic compounds containing 1,3,5-triazine rings not condensed with other rings
- C07D251/04—Heterocyclic compounds containing 1,3,5-triazine rings not condensed with other rings having no double bonds between ring members or between ring members and non-ring members
-
- 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
-
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/30—Sulfur compounds
- B01D2257/304—Hydrogen sulfide
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Description
Oppfinnelsens bakgrunn
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt behandling av sur gass og flytende hydrokarbon for å fjerne eller nedsette nivåene av tilstedeværende hydrogensulfid. I en foretrukket utførelsesform vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte der en ikke-regenererbar H2S-fjerner anvendes ved behandling av hydrokarbonvæsker, (dvs. bensin, råolje, destillatbrennstoff, brenselsolje, oppvarmingsoljer og bunker-fyringsoljer), samt ved behandling av sure gass- og olje-strømmer som strømmer i strømningsrørledninger. I henhold til et ytterligere trekk vedrører oppfinnelsen en slik fremgangsmåte for å nedsette nivåene av hydrogensulfid i naturgass og flytende hydrokarboner under deres transport og lagring. I henhold til et ytterligere trekk vedrører fremgangsmåten anvendelse av kvarternære ammoniumforbindelser for å akselerere den fjernende virkning av H2S-fjerneren.
Toksisiteten av hydrogensulfid i hydrokarbonstrømmer er velkjent innen industrien, og betydelige omkostninger og anstrengelse medgår årlig for å nedsette deres innhold til et sikkert nivå. Mange forskrifter krever at rørlednings-gass ikke skal inneholde mer enn 4 ppm hydrogensulfid.
I store produksjonsanlegg er det generelt mer økonomisk å installere et regenererbart system for behandling av sure gasstrømmer. I disse systemer anvendes det vanligvis en forbindelse anvendt i et absorpsjonstårn for å komme i kontakt med fremstilte fluida og selektivt absorbere hydrogensulfid og eventuelt andre toksiske materialer, slik som karbondioksid og merkaptaner. Den absorberende forbindelse blir deretter regenerert og anvendt på nytt i systemet. Ty-piske hydrogensulfid absorpsjonsmaterialer innbefatter alkanolaminer, PEG, hindrede aminer og lignende.
Under utviklingstrinnet av et felt eller i små produksjons-felt hvor regenererbare systemer ikke er økonomiske, er det imidlertid nødvendig å behandle det produserte sure hydrokarbon med ikke-regenererbare fjernere.
Basert på en artikkel i Oil & Gas Journal, 30. januar 1989, faller ikke-regenererbare fjernere for fjerning av hydrogensulfid i små anlegg inn i fire grupper: aldehydbaserte, metalloksidbaserte, alkalibaserte, samt andre prosesser. Ved fjerning av hydrogensulfid med ikke-regenererbare forbindelser, vil fjerneren reagere med hydrogensulfid under dannelse av en ikke-toksisk forbindelse, eller en forbindelse som kan fjernes fra hydrokarbonet. For eksempel, ved reaksjonen av formaldehydtype er reaksjonsproduktene et kjemisk kompleks kjent som formtionaler (eksempelvis tri-tian).
Som beskrevet mer detaljert i det etterfølgende, anvendes det i henhold til oppfinnelsen (a) en ikke-regenererbar triazinbasert fjerner og (b) en forbindelse som akselererer den fjernende virkning av fjernerne. Aldehydfjernere i henhold til teknikkens stand innbefatter lavmolekylære aldehyder og ketoner og addukter derav. De lavmolekylære aldehyder kan også være kombinert med alkyl- eller alkanolamin, som vist i US patent nr. 4,748,011. Andre aldehydavledede fjernere innbefatter reaksjonsproduktet av lavmolekylære alkanolaminer og aldehyder, som vist i US patent nr. 4,978,512. PCT-søknad WO 92/01481 angir en fremgangsmåte for å nedsette sulfider i kloakkgass under anvendelse av visse trisubstituerte heksahydro-s-triaziner. Tysk patent DE 4,027,300 viser et regenererbart oppløsningsmiddel for fjerning av H2S og merkaptaner. US patent nr. 5,347,004 viser anvendelse av 1,3,5-alkoksyalkylen-heksahydrotriaziner. Søknad WO 91 US 5232 viser hydroksyalkyltriazinfjernere, spesielt N,N',N"-tris(2-hydroksyetyl)heksahydro-s-triazin.
Sammendrag av oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse omfatter en fremgangsmåte for å nedsette H2S i et hydrokarbonfluid der fluidet bringes i kontakt med en effektiv mengde av en fjerneblanding. Fjerneblandingen består av en vandig oppløsning av
(a) en 1,3,5-trimetyl-heksahydro-l,3,5-triazin H2S_fjerner# og (b) en kvarternær ammoniumforbindelse med den følgende formel:
hvor Ri og R2 uavhengig er alkylgrupper eller hydroksyal-kylgrupper med 1-4 karbonatomer,
R3 er en benzylgruppe, og
R4 er en alkyl- eller arylgruppe med 7-20 karbonatomer, og
X~ er et anion valgt fra gruppen bestående av klorid og me-tylsulfat, og
Vektforholdet mellom (a):(b) ligger i området 10:0,1 til 1:1.
Det er overraskende funnet at den kvarternære ammoniumforbindelse akselererer reaksjonen av triazinfjerneren med H2S. Den raske reduksjonen av H2S i sure hydrokarboner er viktig i mange operasjoner. For eksempel, ved lasting eller lossing av sure hydrokarboner fra skip må nivåene av H2S nedsettes før disse operasjoner kan påbegynnes. Den akselererte fjerning av H2S i henhold til foreliggende oppfinnelse kan resultere i store økonomiske fordeler.
Triazinet og den kvarternære ammoniumforbindelse kan inn-føres i hydrokarbonfluida, separat eller i form av en vandig oppløsning. Hver av disse forbindelser kan skreddersys for oljeoppløselighet eller vannoppløselighet for behandling av olje- eller vannbaserte fluida.
Vektforholdende mellom triazin/kvarternære ammoniumforbindelser kan variere innen relativt vide grenser. Vektforholdet mellom komponent (a):(b) i blanding eller ved direkte tilsetningsblanding kan variere fra 10:0,1 til 1:1 for de fleste behandlinger, og 10:0,05 til 10:1 er foretrukket.
Triazinet er 1,3,5-trimetyl-heksahydro-l,3,5-triazin.
Som indikert ovenfor, kan den kvarternære ammoniumforbindelse skreddersys for den ønskede behandling. For behandling av oljebaserte fluida kan det være ønskelig å formu-lere en oljeoppløselig kvarternær ammoniumforbindelse. Den kvarternære ammoniumforbindelse kan gjøres oljeoppløselig ved å velge passende R-grupper: ved å velge R^-gruppene til å ha relativt lange alkylkjeder (f.eks. C12 og over), vil fortrinnsvis en av disse R-grupper være talg- eller kokos-grupper.
Foretrukne R-grupper for den kvarternære ammoniumforbindelse {formel I) kan være som følger:
I henhold til det som ovenfor er angitt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å nedsette H2S i hydrokarbonfluida og er særpreget ved at fluidumet bringes i kontakt med en effektiv mengde av en fjerneblanding, hvilken fjerneblanding omfatter (a) en 1,3,5-trimetyl-heksahydro-l,3,5-triazin H2S-fjerner, og (b) en kvarternær ammoniumforbindelse med den følg-ende formel:
hvor Ri og R2 uavhengig er alkylgrupper eller hydroksyal-kylgrupper med 1-4 karbonatomer,
Ra er en benzylgruppe,
R4 er en alkyl- eller arylgruppe med 7-20 karbonatomer, og X" er et anion valgt fra klorider eller metylsulfater.
Beskrivelse av foretrukne utførelsesformer
Som ovenfor nevnt omfatter fjerneren som anvendes i henhold til foreliggende oppfinnelse to forbindelser: (a) en 1,3,5-trimetyl-heksahydro-1,3,5-triazin-H2S-fjerner, og (b) en kvarternær ammoniumforbindelse. Fremstilling og anvendelse er gitt mer detaljert i det etterfølgende. Heksahydrotria-zin H2S-fjerneren beskrevet heri anvendes ved utførelse av foreliggende oppfinnelse, alt som er nødvendig er at ammo-niumf orbindelsen med formel I akselererer triazinets fjernende reaksjon.
Metyl- heksahydro triazinfjernere
Triazinet som anvendes ved foreliggende fremgangsmåte er 1,3,5-tri-alkyl-heksahydro-l,3,5-triaziner.
Triazinet har følgende formel:
hvor Ri er metyl.
1,3,5-Trimetyl-heksahydro-l,3,5-triazinet kan fremstilles ved en kondensasjonsreaksjon mellom trimetylamin og formaldehyd.
Formaldehydet kan foreligge i form av formalin eller para-formaldehyd, idet førstnevnte er foretrukket.
Andre forbindelser, slik som oppløsningsmidler, kan være til stede i sluttproduktet.
Ved utførelse av omsetningen blir en vandig oppløsning av metylamin langsomt tilsatt til en konsentrert vandig, meta-nolfri oppløsning av formaldehyd, og de støkiometriske forhold bibeholdes slik at det er et lite overskudd av metylamin ved slutten av reaksjonen, som opprettholder et mol-forhold på minst 1,01 (f.eks. 1,02 mol) metylamin til 1,00 mol formaldehyd i den totale prosess. Fritt formaldehyd nedsettes til <1000 ppm i væsken. Langsom tilsetning er ønskelig for å kontrollere reaksjonstemperaturen til under 60°C. For temperaturkontrollformål kan metanol eller andre oppløsningsmidler tilbakesettes uten uheldig å påvirke for-maldehydnivået. Således oppnås i det vesentlige et kvanti-tativt utbytte av 1,3,5-trimetyl-heksahydro-l,3,5-triazin under betingelser som minimaliserer tilstedeværelse av uheldige mengder av fritt formaldehyd.
Triazinet kan også fremstilles ved omvendt tilsetning av formaldehyd til metylamin for å gi det samme resultat, fo-rutsatt at temperaturen holdes under 41°C for å nedsette tap av metylamin ved avdampning og under betingelse av at støkiometrien for totalprosessen er som beskrevet ovenfor.
Kvarternær ammoniumforbindelse
De kvarternære ammoniumforbindelser med formel I innbefatter benzyl-kokosalkyl-dimetyl kvarternært ammoniumklorid.
Drift
Selv om de to komponenter (triazin og kvarternær ammoniumforbindelse) kan injiseres separat i systemet som skal be-handles, er det foretrukket å fremstille en blanding av de to komponenter og injisere blandingen inn i systemet.
Sammensetningen kan være som følger:
For oljebaserte blandinger innbefatter egnede oppløsnings-midler de alifatiske og aromatiske oppløsningsmidler. For vannbaserte blandinger innbefatter oppløsningsmidlene vann, alkohol, glykol, gjensidige oppløsningsmidler og blandinger derav.
Blandingen kan tilsettes til gass- eller oljestrømmen i en konsentrasjon tilstrekkelig til å nedsette nivåene av H2S deri. I gass vil generelt 1,34 - 16 1, fortrinnsvis 2,68 - 1,34 1 og mest foretrukket 5,35 - 10,7 1 av triazinfjerneren pr. 1000 standard m<3> for hver ppm H2S fjernet være tilstrekkelig for de fleste anvendelser. Behandlingen kan også være basert på vekten av H2S i gassen. 1 - 50 kg triazin, fortrinnsvis 2 - 20 kg triazin pr. kg H2S fjernet vil vanligvis være nødvendig i olje- og gasstrømmer. Typisk vil 50 - 3.000 ppm av fjerneren i strømmen bli anvendt, fortrinnsvis 1000 ppm eller mindre.
Ved behandling av hydrokarbonstrømmer kan fjerneblandingen, inneholdt i et oppløsningsmiddel slik som vann eller alkohol, eller et gjensidig oppløsningsmiddel eller aromatisk oppløsningsmiddel, injiseres ved hjelp av konvensjonelle midler, slik som en kjemikalieinjeksjonspumpe eller andre mekaniske midler for dispergering av kjemikalier i strøm-men. Injeksjonen kan være i strømningsrørledninger eller sirkulasjonsrørledninger, eller gassen kan passeres gjennom et absorpsjonstårn inneholdende en oppløsning av triazinet.
I tillegg til de ovenfor beskrevne bestanddeler kan kjemi-kalieblandingen også inneholde andre forbindelser, slik som etoksylerte alkoholer, etoksylerte fenoler, sulfater av etoksylerte alkoholer og fenoler, amindispergeringsmidler, korrosjonsinhibitorer og lignende.
Den H2S-fjernende evne hos 1,3,5-trimetyl heksahydro-1,3,5-triazin er antatt å skyldes dets omsetning med hydrogensulfid til å gi svovelinneholdende organiske forbindelser, slik som ditiaziner. Den kvarternære ammoniumforbindelse katalyserer eller akselererer denne reaksjonen.
FORSØK:
Trimetyltriazinet ble fremstilt som beskrevet ovenfor under avsnittet med overskriften "Metylheksahydro-triazinfjernere" .
Kvarternære ammoniumforbindeIser
Benzyl-kokos-dimetyl kvarternært ammoniumklorid ble anvendt i prøve I-E. Denne forbindelse markedsføres av AKZO Nobel Chemicals, Inc. som "Arquad 2HT-75".
Soya kvarternært etoksylert ble anvendt i prøve I-F.
Prøveprosedyre
Hvert hydrogenfjerneforsøk ble utført ved å mette parafin (0,95 1) med H2S-gass ved romtemperatur. Fjerneren ble tilsatt parafinen og rystet i 5 min. Konsentrasjonen av H2S i dampfasen ble bestemt med korte intervaller.
De undersøkte prøver var som følger:
Serie II- forsøk
Dampfaseforsøk ble utført under anvendelse av et oppløs-ningsmiddel ("Mentor" 28, en parafin) i det vesentlige mettet med H2S ved romtemperatur.
De undersøkte prøver var som følger:
• trimetyl-heksahydro-triazinoppløsning (34,4 vekt% triazin i vann, betegnet som Triazin i Tabell II); • N-benzyl-dimetyl-kokosamin (Ci2-Cis) kvarternært salt inneholdende 15,5% isopropanol og 1,1% vann (betegnet som Kvart, i Tabell II).
De erholdte data for forsøkene i Serie II er vist i Tabell
II.
Serie III- forsøk
Dampforsøk ble utført under anvendelse av sur rånafta ved romtemperatur, under anvendelse av det samme 1,3,5-trimetyl-heksahydro-l, 3, 5-triazin og den kvarternære ammoniumforbindelse som anvendt i forsøkene i Serie II. Forsøksda-taene var som følger:
Serie IV- forsøk
Ytterligere flaskeforsøk ble utført under anvendelse av
1,3,5-trimetyl-heksahydro-l,3,5-triazin og den kvarternære ammoniumforbindelse anvendt i Serie II-forsøkene, bortsett fra at disse forsøk ble utført ved ca. 68°C. Hydrokarbonet var parafin i det vesentlige mettet med H2S. Forsøksresul-tatene er vist i Tabell IV.
Serie V- forsøk
Ytterligere flaskeforsøk ble utført under anvendelse av parafin med lave nivåer av H2S og ved romtemperatur {ca. 18°C) . 1,3,5-trimetyl-heksahydro-l,3,5-triazinet og de kvarternære ammoniumforbindelser var de samme som anvendt i forsøkene i Serie II. Forsøksresultatene er vist i Tabell
V.
Serie VI- forsøk
Ytterligere forsøk ble utført for å bestemme effektiviteten av blandinger av 1,3,5-trimetyl-heksahydro-l,3,5-triazin og forskjellige kvarternære ammoniumforbindelser.
Prøveprosedyre: Hydrogensulfid-dampkonsentrasjoner over sur nr. 6 brenselolje kan med pålitelighet bestemmes ved anvendelse av boksprøvemetoden. Denne metode krever fylling av en 1 liters metallboks med 500 ml av nr. 6 brenselolje, idet man rister prøven for å frigi ytterligere H2S inn-fanget i hovedvolumet av væsken og oppvarmer prøvene til 60°C i et vannbad i en forhåndsbestemt tidsperiode (f.eks.
1 time). Etter ca. 12 timer (over natten) bestemmes hydro-gensulf idkonsentrasjonene under anvendelse av "Drager" H2S påvisningsrør. Det sure hydrokarbon anvendt i disse forsøk var nr. 6 brenselolje inneholdende relativt lave nivåer av H2S (ca. 4 00 ppm maks.).
Dampfaseforsøksresultatene utført ved 60°C er vist i Tabell
VI.
Serie Vlll- forsøk
Ytterligere dampfaseforsøk ble utført på forsøkene under anvendelse av trimetyl-heksahydro-triazin ved behandling av tung nafta. Prøveprosedyren var den samme som er beskrevet nedenfor, og fjernerprøvene anvendt i naftaen var de samme som identifisert i Serie VI-forsøkene. Forsøksresultatene er vist i Tabell VIII.
Forsøksprosedyre: 3,78 1 prøver av hydroraffinert tungnafta ble spylt med H2S i 30-60 s. Fremstilling av enkelte prøver innbefattet overføring av 500 ml sur nafta inn i 0,95 1 me-tallbeholdere. Etter fylling ble hver prøve umiddelbart lukket. Prøvene ble deretter ristet og plassert i varmt vannbad og holdt ved 41°C i 20 og 30 min oppvarmingssyklu-ser.
Ved slutten av hver oppvarmingssyklus ble prøvene fjernet fra varmtvannsbadet og ristet for å frigjøre ytterligere H2S i damprommet i hver prøveboks. "Drager"-rør bestemte initiale H2S-konsentrasjoner i damprommet før behandling.
Tap av H2S ble unngått ved å innføre "Drager"-rørene gjennom gummikorker nr. 8. Gummikork-"Drager"-rørkombinasjonen erstattet raskt hvert metallokk før bestemmelse av H2S-inn-holdet.
Straks de initiale H2S-konsentrasjoner var bestemt, ble prøvene dosert med en passende mengde H2S-fjerner. Etter dosering ble prøvene ristet for å sikre omhyggelig blanding, og deretter nedsatt i det varme vannbad i den forut-bestemte oppvarmingssyklus. Doserte prøver fikk henstå over natten, og sluttkonsentrasjonen i damprommet ble bestemt den etterfølgende dag. De utførte målinger bestemte reduk-sjonshastigheten for H2S over tid.
Etter 20 timer medgått tid utviste alle prøver med fjerner 0% H2S i dampfase.
Oppsummering av forsøkene
Serie II-forsøkene viser effektiviteten av trimetyl-triazin i forskjellige forhold med den kvarternære ammoniumforbindelse og ved forskjellige konsentrasjoner av blandingene. Bemerk at disse forsøk ble utført ved nær H2S-metning i parafin (eksempelvis 60.000 ppm).
På grunn av den høye konsentrasjonen av H2S i prøvene var store behandlingsdoser nødvendige for effektiv H2S-fjerning. Ved behandlinger med sammenlignbare doser akselererte triazin/kvart. blandingen fjerning ved alle de undersøkte forhold. De mest dramatiske resultater ble erholdt ved be-handlingsmengder på 2400 ppm eller over. Selv ved 1200 ppm-behandlingene gav imidlertid triazin/kvart.-blandingen mye bedre effekt enn triazin alene.
Serie III-forsøkene viser effektiviteten av triazin/kvart.-blandingen på sur rånafta. Under anvendelse av triazin alene var H2S i dampfasen ikke fullstendig fjernet, men med blandingen var det ikke noe H2S tilbake i dampfasen etter 12 timer.
Serie IV-forsøkene var de samme som Serie II-forsøkene, bortsett fra at forsøkene ble utført ved en høyere temperatur {romtemperatur i motsetning til 68°C). Med hensyn til de høyere behandlingsdoser (dvs. 2400 ppm og 4800 ppm) var Serie IV-forsøksresultatene omtrent de samme som Serie II-forsøksresultatene. Blandingen akselererte fjerneaktivite-ten i stor grad. (Sammenlign 6-timers-resultatene ved sammenlignbare behandlingsdoser.)
Serie V-forsøkene sammenlignet effekten av triazin/kvart.-blandingen (i forskjellige blandingsforhold) med triazin alene ved 500 ppm og ved 60°C i brennstoffolje nr. 6. Igjen ble fjerning akselerert av blandingen i alle vektforhold.
Serie VI-forsøkene viser et problem forbundet med mange tunge hydrokarboner, slik som brenselolje eller tyngre. Med tiden og under høy temperatur kan den virkelig målte H2S tilta. Tunge karboners høye viskositet kan ha forsinket i større eller mindre grad at prøvene når likevekt. Se f.eks. forsøksresultatene for blindprøven i Tabell VI: H2S ved 1 time var 275 ppm, men økte til 475 ppm etter 2 timer. Denne uforutsigbare oppførsel av sure hydrokarboner gjør dem meget vanskelig å behandle. Imidlertid akselererte to av de tre triazin/kvart.-blandingene (prøvene VI-C og VI-D) fjer-ningen ved lave vektforhold av kvart, og lav-ppm-behandling.
Serie VIII-forsøkene viser akselerasjonen av den kvarternære ammoniumforbindelse av fjernevirkningen av trimetyl-heksahydro-triazin ved behandling av tung nafta. Sammenlign prøvene VI-B og VI-D (triazin/kvart.-blanding) med prøve VI-A (triazin alene) ved medgått tid på 80 min.
Sammendrag av alle forsøk
Dataene generert i forsøkene viser triazinenes akselere-rende effekt på fjernehastigheten ved behandling av mange hydrokarboner under forskjellige betingelser, og ved forskjellige behandlingsforhold og konsentrasjoner.
Akselerasjonen av fjernereaksjonen er viktig fordi mange av triazinene, spesielt de som anvendes i hydrokarbonvæsker, reagerer meget langsomt med H2S, hvilket begrenser deres anvendelse ved mange behandlinger. Reaksjonsakselerasjonen i henhold til foreliggende oppfinnelse gjør de langsomt-reagerende triaziner meget nyttige, spesielt i tungoljer.
Claims (7)
1. Fremgangsmåte for å nedsette H2S i et hydrokarbonfluid,
karakterisert ved at fluidet bringes i kontakt med en effektiv mengde av en fjerneblanding, der består av en vandig oppløsning av (a) en 1,3,5-trimetyl-heksahydro-l,3,5-triazin H2S-fjerner, og (b) en kvarternær ammoniumforbindelse med den følgende formel :
hvor Ri og R2 uavhengig er alkylgrupper eller hydroksy-alkylgrupper med 1-4 karbonatomer,
R3 er en benzylgruppe, og
R4 er en alkyl- eller arylgruppe med 7-20 karbonatomer, og X" er et anion valgt fra gruppen bestående av klorid og me-tylsulfat, og
vektforholdet mellom (a): (b) ligger i området 10:0,1 til 1:1.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at vektforholdet (a):(b) ligger i området 10:0,5 til 10:1.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at R4 er en talg- eller kokosgruppe.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at hydrokarbonfluidet er en hydrokarbonvæske.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at hydrokarbonvæsken er en olje valgt fra parafin, råolje, brenselolje, oppvar-mingsolje, destillatbrennstoff og bunker fyrolje.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at heksahydro-triazidet og den kvarternære ammoniumforbindelsen innføres i fluidet som en vandig oppløsning.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den kvarternære ammo-niumf orbindelse er benzyl-kokosalkyl-dimetyl kvarternært ammoniumklorid.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/542,462 US5744024A (en) | 1995-10-12 | 1995-10-12 | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO964335D0 NO964335D0 (no) | 1996-10-11 |
| NO964335L NO964335L (no) | 1997-04-14 |
| NO317936B1 true NO317936B1 (no) | 2005-01-10 |
Family
ID=24163940
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO964210A NO964210D0 (no) | 1995-10-12 | 1996-10-04 | Fremgangsmåte for behandling av sur gass og flytende hydrokarbon |
| NO19964335A NO317936B1 (no) | 1995-10-12 | 1996-10-11 | Fremgangsmate ved behandling av sur gass og flytende hydrokarboner |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO964210A NO964210D0 (no) | 1995-10-12 | 1996-10-04 | Fremgangsmåte for behandling av sur gass og flytende hydrokarbon |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5744024A (no) |
| CA (1) | CA2186309C (no) |
| GB (2) | GB9620670D0 (no) |
| NO (2) | NO964210D0 (no) |
Families Citing this family (112)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6063346A (en) * | 1998-06-05 | 2000-05-16 | Intevep, S. A. | Process for scavenging hydrogen sulfide and mercaptan contaminants from a fluid |
| US6258678B1 (en) | 1999-08-02 | 2001-07-10 | Taiwan Semiconductor Manufacturing Company | Use of a wet etch dip step used as part of a self-aligned contact opening procedure |
| US6242618B1 (en) | 2000-03-21 | 2001-06-05 | The Lubrizol Corporation | H2S scavengers for polysulfide products and methods for scavenging H2S from polysulfide products |
| US6582624B2 (en) * | 2001-02-01 | 2003-06-24 | Canwell Enviro-Industries, Ltd. | Method and composition for removing sulfides from hydrocarbon streams |
| GB2391015B (en) * | 2001-04-25 | 2004-12-22 | Clearwater Int Llc | Treatment of hydrocarbons containing sulfides |
| DE10155281A1 (de) * | 2001-11-08 | 2003-06-05 | Solvent Innovation Gmbh | Verfahren zur Entfernung polarisierbarer Verunreinigungen aus Kohlenwasserstoffen und Kohlenwasserstoffgemischen durch Extraktion mit ionischen Flüssigkeiten |
| US7001504B2 (en) * | 2001-11-06 | 2006-02-21 | Extractica, Llc. | Method for extraction of organosulfur compounds from hydrocarbons using ionic liquids |
| US8562820B2 (en) * | 2001-11-09 | 2013-10-22 | Clearwater International, L.L.C. | Sulfide scavenger |
| US7211665B2 (en) * | 2001-11-09 | 2007-05-01 | Clearwater International, L.L.C. | Sulfide scavenger |
| US8273693B2 (en) | 2001-12-12 | 2012-09-25 | Clearwater International Llc | Polymeric gel system and methods for making and using same in hydrocarbon recovery |
| US7140433B2 (en) * | 2003-12-12 | 2006-11-28 | Clearwater International, Llc | Diamine terminated primary amine-aldehyde sulfur converting compositions and methods for making and using same |
| US7517447B2 (en) * | 2004-01-09 | 2009-04-14 | Clearwater International, Llc | Sterically hindered N-methylsecondary and tertiary amine sulfur scavengers and methods for making and using same |
| US8563481B2 (en) | 2005-02-25 | 2013-10-22 | Clearwater International Llc | Corrosion inhibitor systems for low, moderate and high temperature fluids and methods for making and using same |
| EP1924667A4 (en) * | 2005-08-09 | 2011-08-10 | Exxonmobil Res & Eng Co | TETRAORGANOAMMONIUM SALTS AND TETRAORGANOPHOSPHONIUM SALTS FOR ACIDIC GAS WASHING |
| US8946130B2 (en) * | 2005-12-09 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Methods for increase gas production and load recovery |
| US8950493B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-10 | Weatherford Technology Holding LLC | Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
| US8871694B2 (en) | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
| US9334713B2 (en) | 2005-12-09 | 2016-05-10 | Ronald van Petegem | Produced sand gravel pack process |
| US8097567B2 (en) | 2006-01-09 | 2012-01-17 | Clearwater International, Llc | Well drilling fluids having clay control properties |
| US8084401B2 (en) * | 2006-01-25 | 2011-12-27 | Clearwater International, Llc | Non-volatile phosphorus hydrocarbon gelling agent |
| US7921046B2 (en) * | 2006-06-19 | 2011-04-05 | Exegy Incorporated | High speed processing of financial information using FPGA devices |
| US7438877B2 (en) * | 2006-09-01 | 2008-10-21 | Baker Hughes Incorporated | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers |
| US7712535B2 (en) * | 2006-10-31 | 2010-05-11 | Clearwater International, Llc | Oxidative systems for breaking polymer viscosified fluids |
| US8172952B2 (en) * | 2007-02-21 | 2012-05-08 | Clearwater International, Llc | Reduction of hydrogen sulfide in water treatment systems or other systems that collect and transmit bi-phasic fluids |
| US20080230445A1 (en) * | 2007-03-19 | 2008-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Method of scavenging mercaptans from hydrocarbons |
| US8679203B2 (en) * | 2007-03-19 | 2014-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Method of scavenging mercaptans from hydrocarbons |
| US7565933B2 (en) * | 2007-04-18 | 2009-07-28 | Clearwater International, LLC. | Non-aqueous foam composition for gas lift injection and methods for making and using same |
| US7992653B2 (en) | 2007-04-18 | 2011-08-09 | Clearwater International | Foamed fluid additive for underbalance drilling |
| US8158562B2 (en) * | 2007-04-27 | 2012-04-17 | Clearwater International, Llc | Delayed hydrocarbon gel crosslinkers and methods for making and using same |
| US7942201B2 (en) * | 2007-05-11 | 2011-05-17 | Clearwater International, Llc | Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids |
| US8034750B2 (en) * | 2007-05-14 | 2011-10-11 | Clearwater International Llc | Borozirconate systems in completion systems |
| US8728989B2 (en) | 2007-06-19 | 2014-05-20 | Clearwater International | Oil based concentrated slurries and methods for making and using same |
| US8065905B2 (en) | 2007-06-22 | 2011-11-29 | Clearwater International, Llc | Composition and method for pipeline conditioning and freezing point suppression |
| US8099997B2 (en) | 2007-06-22 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Potassium formate gel designed for the prevention of water ingress and dewatering of pipelines or flowlines |
| US7989404B2 (en) * | 2008-02-11 | 2011-08-02 | Clearwater International, Llc | Compositions and methods for gas well treatment |
| US20090242461A1 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Sherif Eldin | Hydrogen sulfide scavengers and methods for removing hydrogen sulfide from asphalt |
| EP2288677A2 (en) * | 2008-04-18 | 2011-03-02 | M-i Swaco Norge As | Methods of predicting / optimizing hydrogen sulfide scavenging capacity and reduction of scale formation |
| US8141661B2 (en) * | 2008-07-02 | 2012-03-27 | Clearwater International, Llc | Enhanced oil-based foam drilling fluid compositions and method for making and using same |
| US7956217B2 (en) | 2008-07-21 | 2011-06-07 | Clearwater International, Llc | Hydrolyzed nitrilotriacetonitrile compositions, nitrilotriacetonitrile hydrolysis formulations and methods for making and using same |
| WO2010027353A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-11 | General Electric Company | Process for removing hydrogen sulfide in crude oil |
| US8287640B2 (en) * | 2008-09-29 | 2012-10-16 | Clearwater International, Llc | Stable foamed cement slurry compositions and methods for making and using same |
| US9945220B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-04-17 | The Lubrizol Corporation | Methods and system for creating high conductivity fractures |
| US9909404B2 (en) | 2008-10-08 | 2018-03-06 | The Lubrizol Corporation | Method to consolidate solid materials during subterranean treatment operations |
| JP5788324B2 (ja) * | 2008-10-24 | 2015-09-30 | ロンザ インコーポレイテッド | 低減された腐食作用を有するアルカノールアミン系二酸化炭素吸収溶液 |
| US7932214B2 (en) * | 2008-11-14 | 2011-04-26 | Clearwater International, Llc | Foamed gel systems for fracturing subterranean formations, and methods for making and using same |
| US8011431B2 (en) * | 2009-01-22 | 2011-09-06 | Clearwater International, Llc | Process and system for creating enhanced cavitation |
| US8093431B2 (en) * | 2009-02-02 | 2012-01-10 | Clearwater International Llc | Aldehyde-amine formulations and method for making and using same |
| US9328285B2 (en) * | 2009-04-02 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling |
| US8466094B2 (en) | 2009-05-13 | 2013-06-18 | Clearwater International, Llc | Aggregating compositions, modified particulate metal-oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same |
| US20100305010A1 (en) * | 2009-05-28 | 2010-12-02 | Clearwater International, Llc | High density phosphate brines and methods for making and using same |
| US20100311620A1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Clearwater International, Llc | Winterizing agents for oil base polymer slurries and method for making and using same |
| EP2267098A1 (en) | 2009-06-26 | 2010-12-29 | M-i Swaco Norge As | Scavenger compositons and their use |
| US20110001083A1 (en) * | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Clearwater International, Llc | Environmentally benign water scale inhibitor compositions and method for making and using same |
| US20110031165A1 (en) * | 2009-08-04 | 2011-02-10 | Karas Larry John | Processes for removing hydrogen sulfide from refined hydrocarbon streams |
| US8876960B2 (en) * | 2009-09-16 | 2014-11-04 | Chevron U.S.A Inc. | Method and system for transporting and processing sour fluids |
| US20110147272A1 (en) * | 2009-12-23 | 2011-06-23 | General Electric Company | Emulsification of hydrocarbon gas oils to increase efficacy of water based hydrogen sulfide scavengers |
| US9447657B2 (en) | 2010-03-30 | 2016-09-20 | The Lubrizol Corporation | System and method for scale inhibition |
| US8835364B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-09-16 | Clearwater International, Llc | Compositions and method for breaking hydraulic fracturing fluids |
| US8899328B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-12-02 | Clearwater International Llc | Resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US8851174B2 (en) | 2010-05-20 | 2014-10-07 | Clearwater International Llc | Foam resin sealant for zonal isolation and methods for making and using same |
| US20120012506A1 (en) * | 2010-07-14 | 2012-01-19 | Compton Dennis R | Method of removing hydrogen sulfide |
| US8846585B2 (en) | 2010-09-17 | 2014-09-30 | Clearwater International, Llc | Defoamer formulation and methods for making and using same |
| US8524639B2 (en) | 2010-09-17 | 2013-09-03 | Clearwater International Llc | Complementary surfactant compositions and methods for making and using same |
| US9085724B2 (en) | 2010-09-17 | 2015-07-21 | Lubri3ol Oilfield Chemistry LLC | Environmentally friendly base fluids and methods for making and using same |
| US9062241B2 (en) | 2010-09-28 | 2015-06-23 | Clearwater International Llc | Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids |
| US8512449B1 (en) | 2010-12-03 | 2013-08-20 | Jacam Chemical Company 2013, Llc | Oil-soluble triazine sulfide scavenger |
| US8841240B2 (en) | 2011-03-21 | 2014-09-23 | Clearwater International, Llc | Enhancing drag reduction properties of slick water systems |
| US9022120B2 (en) | 2011-04-26 | 2015-05-05 | Lubrizol Oilfield Solutions, LLC | Dry polymer mixing process for forming gelled fluids |
| US9464504B2 (en) | 2011-05-06 | 2016-10-11 | Lubrizol Oilfield Solutions, Inc. | Enhancing delaying in situ gelation of water shutoff systems |
| US9394396B2 (en) * | 2011-06-21 | 2016-07-19 | Baker Hughes Incorporated | Hydrogen sulfide scavenger for use in hydrocarbons |
| US9463989B2 (en) | 2011-06-29 | 2016-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic method for enhanced H2S/mercaptan scavenging |
| US8944164B2 (en) | 2011-09-28 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Aggregating reagents and methods for making and using same |
| US8241491B1 (en) * | 2011-10-01 | 2012-08-14 | Jacam Chemicals, Llc | Method of removing arsenic from hydrocarbons |
| US8211294B1 (en) * | 2011-10-01 | 2012-07-03 | Jacam Chemicals, Llc | Method of removing arsenic from hydrocarbons |
| US8932996B2 (en) | 2012-01-11 | 2015-01-13 | Clearwater International L.L.C. | Gas hydrate inhibitors and methods for making and using same |
| US8932458B1 (en) | 2012-03-27 | 2015-01-13 | Marathon Petroleum Company Lp | Using a H2S scavenger during venting of the coke drum |
| US9278307B2 (en) | 2012-05-29 | 2016-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic H2 S scavengers |
| US10604693B2 (en) | 2012-09-25 | 2020-03-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | High water and brine swell elastomeric compositions and method for making and using same |
| CA2837992C (en) * | 2012-12-19 | 2021-01-05 | Coastal Chemical Co., L.L.C. | Processes and compositions for scavenging hydrogen sulfide |
| BR112015015890A2 (pt) | 2013-01-30 | 2017-07-11 | Ecolab Usa Inc | sequestrantes de sulfeto de hidrogênio |
| ITRM20130245A1 (it) | 2013-04-24 | 2014-10-25 | Chimec Spa | Nuovi scavengers dell'acido solfidrico |
| RU2533494C1 (ru) * | 2013-05-13 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество "НАПОР" ОАО "НАПОР" | Реагент для поглощения сероводорода и легких меркаптанов (варианты) |
| FR3005964B1 (fr) * | 2013-05-27 | 2016-06-24 | Ceca Sa | Formulations anti-corrosion stables au stockage |
| WO2015031484A1 (en) * | 2013-08-29 | 2015-03-05 | Dow Global Technologies Llc | Gas sweetening solvents containing quaternary ammonium salts |
| CN104449810B (zh) * | 2013-09-24 | 2016-04-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 原油中低温脱硫剂 |
| US10669468B2 (en) | 2013-10-08 | 2020-06-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Reusable high performance water based drilling fluids |
| US10202828B2 (en) | 2014-04-21 | 2019-02-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same |
| US10001769B2 (en) | 2014-11-18 | 2018-06-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
| DK3283600T3 (da) | 2015-04-16 | 2020-01-02 | Dow Global Technologies Llc | Fremgangsmåde til reduktion af hydrogensulfidniveauer i væskeformige eller gasformige strømme under anvendelse af sammensætninger, som omfatter triaziner og anioniske overfladeaktive stoffer |
| WO2017055892A1 (en) | 2015-09-30 | 2017-04-06 | Smi Oilfield Equipment And Products Fze | Scale deposition inhibiting scavenger compositions and their use |
| US10494564B2 (en) | 2017-01-17 | 2019-12-03 | PfP INDUSTRIES, LLC | Microemulsion flowback recovery compositions and methods for making and using same |
| CN107502329B (zh) * | 2016-06-14 | 2020-07-10 | 中国石油大学(华东) | 一种清除稠油热采中伴生硫化氢气体的消除剂 |
| WO2018009497A1 (en) | 2016-07-06 | 2018-01-11 | Dow Global Technologies Llc | Method of reducing hydrogen sulfide levels in liquid or gaseous mixtures |
| US10544282B2 (en) | 2016-12-08 | 2020-01-28 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers for polymer treated asphalt |
| US10870791B2 (en) | 2017-08-14 | 2020-12-22 | PfP Industries LLC | Compositions and methods for cross-linking hydratable polymers using produced water |
| US10696906B2 (en) | 2017-09-29 | 2020-06-30 | Marathon Petroleum Company Lp | Tower bottoms coke catching device |
| US12000720B2 (en) | 2018-09-10 | 2024-06-04 | Marathon Petroleum Company Lp | Product inventory monitoring |
| US11236609B2 (en) | 2018-11-23 | 2022-02-01 | PfP Industries LLC | Apparatuses, systems, and methods for dynamic proppant transport fluid testing |
| EP3914676A1 (en) | 2019-01-23 | 2021-12-01 | ChampionX USA Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a michael acceptor |
| CA3130142A1 (en) | 2019-02-28 | 2020-09-03 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers for asphalt |
| US12031676B2 (en) | 2019-03-25 | 2024-07-09 | Marathon Petroleum Company Lp | Insulation securement system and associated methods |
| US11975316B2 (en) | 2019-05-09 | 2024-05-07 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst |
| CA3109606C (en) | 2020-02-19 | 2022-12-06 | Marathon Petroleum Company Lp | Low sulfur fuel oil blends for paraffinic resid stability and associated methods |
| US11905462B2 (en) | 2020-04-16 | 2024-02-20 | PfP INDUSTRIES, LLC | Polymer compositions and fracturing fluids made therefrom including a mixture of cationic and anionic hydratable polymers and methods for making and using same |
| WO2021214151A1 (en) * | 2020-04-22 | 2021-10-28 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
| US11905468B2 (en) | 2021-02-25 | 2024-02-20 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers |
| US20220268694A1 (en) | 2021-02-25 | 2022-08-25 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and assemblies for determining and using standardized spectral responses for calibration of spectroscopic analyzers |
| US11898109B2 (en) | 2021-02-25 | 2024-02-13 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for enhancing control of hydrotreating and fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers |
| US11702600B2 (en) | 2021-02-25 | 2023-07-18 | Marathon Petroleum Company Lp | Assemblies and methods for enhancing fluid catalytic cracking (FCC) processes during the FCC process using spectroscopic analyzers |
| US11566168B1 (en) | 2021-07-12 | 2023-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Biocide blend for treating wellbores |
| US11692141B2 (en) | 2021-10-10 | 2023-07-04 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and systems for enhancing processing of hydrocarbons in a fluid catalytic cracking unit using a renewable additive |
| US11802257B2 (en) | 2022-01-31 | 2023-10-31 | Marathon Petroleum Company Lp | Systems and methods for reducing rendered fats pour point |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3164544A (en) * | 1963-02-26 | 1965-01-05 | Sun Oil Co | Oxidative sweetening with base and quaternary ammonium compound |
| GB1374340A (en) * | 1972-03-24 | 1974-11-20 | Coalite Chemical Products Ltd | Condensates of etheramines and aldehydes |
| GB1467632A (en) * | 1973-05-08 | 1977-03-16 | Ici Ltd | Tertiary amines |
| US3978137A (en) * | 1975-03-14 | 1976-08-31 | Universal Oil Products Company | Oxidation of sulfur-containing compounds |
| US4290913A (en) * | 1978-07-24 | 1981-09-22 | Uop Inc. | Catalytic composite useful for the treatment of mercaptan-containing sour petroleum distillate |
| US4260479A (en) * | 1979-09-27 | 1981-04-07 | Uop Inc. | Catalytic oxidation of mercaptan in sour petroleum distillate |
| US4337147A (en) * | 1979-11-07 | 1982-06-29 | Uop Inc. | Catalytic composite and process for use |
| US4374104A (en) * | 1980-09-30 | 1983-02-15 | Air Resources, Inc. | Composition and method for removing hydrogen sulfide from gas stream |
| US4748011A (en) * | 1983-07-13 | 1988-05-31 | Baize Thomas H | Method and apparatus for sweetening natural gas |
| US4605737A (en) * | 1984-04-23 | 1986-08-12 | The Dow Chemical Company | Acyl derivatives of tris-hydroxy-ethyl-perhydro-1,3,5-triazine |
| US4631138A (en) * | 1985-02-07 | 1986-12-23 | Petrolite Corporation | Corrosion inhibitors |
| US4778609A (en) * | 1985-04-25 | 1988-10-18 | The Lubrizol Corporation | Hydrogen sulfide suppression with amine derivative |
| US4753722A (en) * | 1986-06-17 | 1988-06-28 | Merichem Company | Treatment of mercaptan-containing streams utilizing nitrogen based promoters |
| US4710305A (en) * | 1986-12-29 | 1987-12-01 | Conoco Inc. | Processes and oxidizing agents for oxidizing sulfide ion to innocuous, soluble sulfur species |
| US5480860A (en) * | 1988-12-23 | 1996-01-02 | Petrolite Corporation | Methods for reducing sulfides in sewage gas |
| US4978512B1 (en) * | 1988-12-23 | 1993-06-15 | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
| US5169411A (en) * | 1989-03-03 | 1992-12-08 | Petrolite Corporation | Suppression of the evolution of hydrogen sulfide gases from crude oil, petroleum residua and fuels |
| DE4002132A1 (de) * | 1990-01-25 | 1991-08-01 | Hoechst Ag | Verfahren zum abfangen von schwefelwasserstoff mit glyoxal |
| DE4027300A1 (de) * | 1990-08-29 | 1992-03-05 | Linde Ag | Verfahren zur selektiven entfernung anorganischer und/oder organischen schwefelverbindungen |
| US5128049A (en) * | 1991-01-22 | 1992-07-07 | Gatlin Larry W | Hydrogen sulfide removal process |
| US5347004A (en) * | 1992-10-09 | 1994-09-13 | Baker Hughes, Inc. | Mixtures of hexahydrotriazines useful as H2 S scavengers |
| US5354453A (en) * | 1993-04-13 | 1994-10-11 | Exxon Chemical Patents Inc. | Removal of H2 S hydrocarbon liquid |
| CA2133270C (en) * | 1994-03-03 | 1999-07-20 | Jerry J. Weers | Quaternary ammonium hydroxides as mercaptan scavengers |
-
1995
- 1995-10-12 US US08/542,462 patent/US5744024A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-09-24 CA CA002186309A patent/CA2186309C/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-10-03 GB GBGB9620670.1A patent/GB9620670D0/en active Pending
- 1996-10-04 NO NO964210A patent/NO964210D0/no unknown
- 1996-10-08 GB GB9620989A patent/GB2306171B/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-10-11 NO NO19964335A patent/NO317936B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2306171A (en) | 1997-04-30 |
| NO964210D0 (no) | 1996-10-04 |
| GB9620989D0 (en) | 1996-11-27 |
| CA2186309A1 (en) | 1997-04-13 |
| GB2306171B (en) | 2000-03-29 |
| GB9620670D0 (en) | 1996-11-20 |
| US5744024A (en) | 1998-04-28 |
| NO964335D0 (no) | 1996-10-11 |
| CA2186309C (en) | 2007-04-10 |
| NO964335L (no) | 1997-04-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO317936B1 (no) | Fremgangsmate ved behandling av sur gass og flytende hydrokarboner | |
| US6267938B1 (en) | Scavengers for use in reducing sulfide impurities | |
| US5674377A (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
| US5354453A (en) | Removal of H2 S hydrocarbon liquid | |
| US5462721A (en) | Hydrogen sulfide scavenging process | |
| AU719046B2 (en) | Bisoxazolidine hydrogen sulfide scavenger | |
| CA2661124C (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
| CA2125513A1 (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon streams | |
| CA2805404C (en) | Use of alpha-amino ethers for the removal of hydrogen sulfide from hydrocarbons | |
| KR101814388B1 (ko) | 탄화수소 스트림에서 황화수소의 스케빈징 방법 | |
| NO300697B1 (no) | Fremgangsmåte for selektivt å redusere innholdet av hydrogensulfid og organiske sulfider i gassformige og/eller væskeformige hydrokarbonströmmer | |
| CA2148849A1 (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbons | |
| EP3710561A1 (en) | Ionic liquid-based hydrogen sulfide and mercaptan scavengers | |
| EP3283600A1 (en) | Method of reducing hydrogen sulfide levels in liquid or gaseous streams using compositions comprising triazines and anionic surfactants | |
| CA2805402C (en) | Improved method of removing hydrogen sulfide | |
| EP3891259A1 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions | |
| KR20180099709A (ko) | 황화수소 스캐빈징 첨가제 조성물 및 이의 사용방법 | |
| WO2005097300A1 (en) | Removal of mercaptans and related compounds form hydrocarbons | |
| 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 | |
| EP3891262B1 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions | |
| WO2024064067A1 (en) | Compositions and methods for scavenging sulfur-containing compounds | |
| Bhatia et al. | Removal of H 2 S hydrocarbon liquid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |