NO317951B1 - Fremgangsmate for a fjerne sulfhudylforbindelser fra hydrokarbonsubstrater - Google Patents
Fremgangsmate for a fjerne sulfhudylforbindelser fra hydrokarbonsubstrater Download PDFInfo
- Publication number
- NO317951B1 NO317951B1 NO19981090A NO981090A NO317951B1 NO 317951 B1 NO317951 B1 NO 317951B1 NO 19981090 A NO19981090 A NO 19981090A NO 981090 A NO981090 A NO 981090A NO 317951 B1 NO317951 B1 NO 317951B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- group
- substrate
- groups
- natural gas
- Prior art date
Links
- 239000000758 substrate Substances 0.000 title claims description 34
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 30
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 30
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 125000003396 thiol group Chemical group [H]S* 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 10
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 9
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 9
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 125000000304 alkynyl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 125000006165 cyclic alkyl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims description 8
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims description 8
- -1 sulfhydryl compound Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 3
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 239000003498 natural gas condensate Substances 0.000 claims description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 35
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 23
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 6
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 5
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 5
- HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 1-aminopropan-2-ol Chemical compound CC(O)CN HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BNKGKERDFRIJPU-UHFFFAOYSA-N 5-methyl-3-[(5-methyl-1,3-oxazolidin-3-yl)methyl]-1,3-oxazolidine Chemical group C1OC(C)CN1CN1CC(C)OC1 BNKGKERDFRIJPU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 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
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 3
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 2
- 210000002966 serum Anatomy 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KSHKNZCWWVVNHT-UHFFFAOYSA-N 3-(1,3-oxazolidin-3-ylmethyl)-1,3-oxazolidine Chemical compound C1COCN1CN1CCOC1 KSHKNZCWWVVNHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 238000003916 acid precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 125000004119 disulfanediyl group Chemical group *SS* 0.000 description 1
- 231100000673 dose–response relationship Toxicity 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000010762 marine fuel oil Substances 0.000 description 1
- 210000004379 membrane Anatomy 0.000 description 1
- 239000012528 membrane 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
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010747 number 6 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 1
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000002000 scavenging effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 150000003573 thiols Chemical class 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
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
-
- 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
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Heterocyclic Carbon Compounds Containing A Hetero Ring Having Nitrogen And Oxygen As The Only Ring Hetero Atoms (AREA)
- Epoxy Compounds (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår kjemiske sammensetninger og fremgangsmåter for fjerning av sulfhydryl-forbindelser, spesielt hydrogensulfid (H2S), fra tørre, «sure» hydrogen ka rbon-substrate r. Mer spesielt angår oppfinnelsen fjerning av hydrokarbon-løselig sulfhydryl, omfattende fortrinnsvis vesentlig vannfrie bisoksazolidiner.
Fjerningen av H2S fra en flytende eller gassformig hydrokarbonstrøm er et problem som har utfordret mange arbeidere i mange industrier. En slik industri er petroleumsindustrien, hvor H2S-innholdet i visse råoljer fra reservoarer i mange områder av verden er for høyt for kommersiell godkjennelse. Det samme er tilfellet i mange naturgass-strømmer. Selv der en råolje- eller gass-strøm inneholder bare en liten mengde svovel, produserer prosessene til hvilke råoljen eller fraksjonene derav er tilknyttet, ofte en eller flere hydrokarbonstrømmer som inneholder H2S.
Tilstedeværelsen av H2S i hydrokarbonstrømmer fremskaffer mange miljø-og sikkerhets-farer. Hydrogensulfid er meget brannfarlig, giftig ved inhalering, og irriterer sterkt øynene og andre slimhinner. I tillegg kan svovel-inneholdende salter avleires i og tette eller korrodere overføringsrør, ventiler, regulatorer, og lignende. Forbrenning av naturgass som inneholder H2S løser ikke problemet for gass-strømmer, fordi, unntatt når H2S blir fjernet før forbrenning, vil forbrenningsprodukter inneholde uakseptable mengder av forurensninger, slik som svoveldioksid (S02) - en komponent av «sur nedbør».
Hydrogensulfid har en påtrengende lukt, og naturgass-inneholdende H2S er ofte kalt «sur» gass. Behandlinger for å redusere eller fjerne H2S fra hydrokarbon eller andre substrater er ofte kalt «merkaptanrense»-behandlinger. Middelet som er brukt for å fjerne eller redusere H2S-nivåene blir noen ganger kalt «rensemiddel».
Problemet med å fjerne eller redusere H2S fra hydrokarbonsubstrater er tidligere blitt løst på mange forskjellige måter. De fleste kjente teknikker omfatter enten (a) absorpsjon, eller selektiv absorpsjon av en egnet absorbent, hvoretter absorbenten er fraskilt og svovelet fjernet for å regenerere og resirkulere absorbenten, eller (b) selektiv reaksjon med en reagens som produserer et ferdig oppløselig produkt. Et antall av kjente systemer behandler en hydrokarbonstrøm med et amin, et aldehyd, en alkohol, og/eller et reaksjonsprodukt derav.
Tidligere kjente sulfhydryl-rensemidler kan teoretisk kreve omkring 2-3 ppm rensemiddel pr. ppm av hydrogensulfid, imidlertid, den aktuelle mengden som kreves er mye høyere - i området omkring 5-10 eller flere ppm pr. ppm hydrogensulfid. En stor mengde rensemiddel er påkrevet på grunn av vanskeligheten med å fordele rensemiddel jevnt gjennom hele fluidet. Mye av vanskelighetene skyldes utilstrekkelig oppløselighet av rensemiddelet i hydrokarbonsubstratet.
Fra US 4978512 er det kjent å tilsette reaksjonsproduktet av en lavere alkandamin og et lavere aldehyd til hydrokarbonstrømmer for selektivt å redusere hydrogensulfid og organiske sulfider, der nevnte reaksjonsprodukt inneholder vesentlige mengder vann og fremgangsmåten gjennomføres i vandig løsning og/eller ved tilsetning av vann og ts for å holde reaksjonstemperaturen under kontroll. Hvis et kondensasjonsprodukt som omfatter 20% vann eller mer tilsettes en raffineristrøm med høy temperatur og trykk, fordamper vannet i rensemidlet raskt og forårsaker "damphamring" som skader raffineriutstyr og kan gi opphav til brudd og utslipp av raffineristrømmen til omgivelsene.
Et fortsatt behov eksisterer for effektive og virkningsfulle prosesser og sammensetninger for å redusere og/eller fjerne sulfhydryl-forbindelser fra hydrokarbonsubstrater.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for fjerning av sulfhydryl-forbindelser fra tørre, sure hydrokarbonsubstrater som omfatter å blande substratet med en effektiv sulfhydrylforbindelsesfjernende mengde av en sammensetning som inneholder mindre enn omkring 5% vann og som omfatter den følgende generelle struktur:
hvori
n er 1 eller 2;
R<1>og R<2>uavhengig er valgt fra gruppen bestående av hydrogen, fenylgrupper, og lineære, forgrenede eller sykliske alkyl, alkenyl og alkynylgrupper med fra omkring
1 til omkring 6 karbonatomer.
Videre tilveiebringer oppfinnelsen en i det vesentlige vannfri sammensetning som omfatter et hydrokarbonsubstrat valgt fra gruppen som består av råolje, raffinerte destillatstrømmer og naturgass; og en effektiv sulfhydrylfjernende mengde av en sammensetning som inneholder mindre enn omkring 5% vann og som har den følgende generelle struktur:
hvori
n er 1 eller 2;
R<1>og R2 uavhengig er valgt fra gruppen bestående av hydrogen, fenylgrupper, og lineære, forgrenede eller sykliske alkyl, alkenyl og alkynylgrupper med fra omkring 1 til omkring 6 karbonatomer. Foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen fremgår av kravene 2 til 8 og 10 til 12.
Fig. 1 viser en tabell som gir resultatene fra eksempel 2.
Fig. 2 viser et diagram og resultatene fra fig. 1.
Fig. 3 viser en tabell som gir resultatene fra eksempel 3.
Rensemidlene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan bli brukt til å be-handle hydrokarbonsubstrater som er blitt «sure» ved tilstedeværelsen av «sulfhydryl-forbindelser», slik som hydrogensulfid (H2S), organosvovel-forbindelser med su lf hyd ryi (-SH)-grupper, kjent som merkaptaner, også kjent som tioler (R-SH, hvor R er en hydrokarbongruppe), tiolkarboksylsyrer (RCO-SH), ditiosyrer (RCS-SH), og beslektede forbindelser.
Et vidt spekter av hydrokarbonsubstrater kan bli behandlet ved å bruke rensemidlene ifølge foreliggende oppfinnelse. Uttrykket «hydrokarbonsubstrat» er ment å inkludere uraffinerte og raffinerte hydrokarbonprodukter, inkludert naturgass, utvunnet fra petroleum eller fra kondenseringen av kull, hvor begge inneholder hydrogensulfid eller andre svovel-inneholdende forbindelser. Således, spesielt for petroleumsbaserte substrater, omfatter uttrykket «hydrokarbonsubstrat» brønnhode-kondensat såvel som råolje som kan bli oppbevart i lagrings-fasiliteter på produksjonsfeilet. «Hydrokarbonsubstrat» omfatter også de samme materialene som er transportert fra disse fasiliteter ved lektere, rørledninger, tankskip, eller lastebiler til raffineri-lagringstanker, eller, alternativt, transportert direkte fra produksjonsfasilitetene gjennom rørledninger til raffineri-lagrings-tankene. Uttrykket «hydrokarbonsubstrat» omfatter også produktstrømmer funnet i et raffineri, inkludert destillater slik som bensin, destillat-brennstoffer, oljer, og rest-brennstoffer. Som anvendt i kravene, refererer uttrykket «hydrokarbonsubstrater» også til damp som er produsert av det forannevnte materiale.
Foretrukne substrater for bisoksazolidinene som kan anvendes i foreliggende oppfinnelse er slike hvor tilstedeværelsen av vann kan være skadelig. Slike substrater inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, tørre råoljer eller brennstoffer, slik som naturgass, spesielt tørre naturgass-kondensater.
Rensemidlene som anvendes i sammensetningene ifølge den foreliggende oppfinnelse har den følaende generelle formel:
hvor n er mellom omkring 1-2 og R<1>og R<2>uavhengig er valgt fra gruppen bestående av hydrogen, fenylgrupper, og lineære, forgrenede, og syklisk alkyl, alkenyl og alkynylgrupper som har mellom omkring 1-6 karbonatomer. I en foretrukket utførelsesform er n lik 1, R<1>og R2 er uavhengig valgt fra gruppen bestående av fenylgrupper, og lineære, forgrenede, og syklisk alkyl, alkenyl, og alkynylgrupper som har mellom omkring 1-3 karbonatomer. En mest foretrukket utførelsesform er 3,3'-metylenbis-[5-metyloksazolidin], hvori n er 1 og R<1>og R2 er
metylgrupper.
Mens spesifikke eksempler avR<1>og R2 er blitt beskrevet, kanR<1>og R<2>være enhver substituent som ikke hovedsakelig interfererer med oppløseligheten av bisoksazolidinet i hydrogensubstratet. Materialer med ekvivalente egenskaper burde omfatte reaksjonsprodukter av 1,2- eller 1,3-aminoalkoholer inneholdende 3-7 karbonatomer med aldehyder som inneholder 4 eller færre karbonatomer. En substituent interfererer hovedsakelig med oppløseligheten av bisoksazolidinet hvis bisoksazolidinet ikke kan bli gjort lett oppløselig i substratet med bruk av en akseptabel kosolvent. I denne forbindelse, når R<1>og R2 er hydrogen, kan en kosolvent være påkrevet for å opprettholde bisoksazolidinets oppløselighet. En foretrukket kosolvent i slikt tilfelle omfatter mellom omkring 10-50% BUTYLCELLOSOLV E<®>, en monobutyleter av etylenglykol tilgjengelig fra Union Carbide, og mellom omkring 50-90% FINASOL<®>, tilgjengelig fra Fina Oil & Chemicals Co, Dallas, Texas.
Bisoksazolidiner som anvendes i den foreliggende oppfinnelse utviser en høy opptakskapasitet for hydrogensulfid, og råmaterialene påkrevet for å fremstille bisoksazolidiner er lavkostnadsmaterialer. Bisoksazolidiner fremstilles ved en reaksjon mellom en alkanolamin, og med mellom omkring 1,1 til 2,1 ekvivalenter, fortrinnsvis 1,5 ekvivalenter, av paraformaldehyd for å oppnå en vandig løsning av reaksjonsprodukter. En foretrukket utførelsesform er reaksjonen mellom monoisopropanolamin (MIPA) og paraformaldehyd for å danne en vandig blanding som, etter destillasjon, gir hovedsakelig vannfri 3,3'-metylenbis[5-metyloksazolidin]. Vannet dannet ved reaksjonen burde fortrinnsvis bli fjernet før destillasjon, fortrinnsvis etter at reaksjonen er fullført, for å gi hovedsakelig vannfritt bisoksazolidin. I denne foretrukne utførelsesformen finner reaksjonen sted ved omgivende trykk og ved en temperatur på mellom omkring 100-200°C. Fortrinnsvis burde det resulterende bisoksazolidinet inneholde mindre enn omkring 20% vann, mest foretrukket mindre enn omkring 5% vann.
Bisoksazolidiner er kommersielt tilgjengelig i Europa som konserverings-midler for oljebaserte maliner eller brenseloljer. Et eksempel på et slikt produkt er GROAN-OX<®>, som er kommersielt tilgjengelig fra Sterling Industrial, UK. Bisoksazolidinet burde fortrinnsvis bli tilsatt hydrokarbons ub st ratet ved en høy nok temperatur til at substratet er flytbart, for å lette blandingen (miksingen). Behandlingen kan finne sted ved temperaturer opp til temperaturen ved hvilken materialet som blir behandlet begynner å oppløses. Foretrukne behandlings-temperaturer er mellom omgivende temperatur til omkring 200°C.
Hydrokarbonet-substratet burde bli behandlet med bisoksazolidinet inntil reaksjon med hydrogensulfid, eller med andre sulfhydryl-forbindelser, har fremstilt et produkt i hvilket sulfhydrylene i damp- (eller væske-) fasen er blitt flyttet til en akseptabel eller spesifisert produksjonsgrad. Typisk børen tilstrekkelig mengde bisoksazolidin bli tilsatt for å redusere sulfhydrylene i dampfasen til minst omkring 200 ppm eller mindre.
For å bestemme hvor mye bisoksazolidin som skal tilsettes til et gitt substrat, kan mengden av H2S i dampfasen over hydrokarbonet bli målt. Bisoksazolidin kan tilsettes til hydrokarbonet i en mengde lik omkring 2/3-1 ppm i vekt av rensemiddel pr. 10 ppm i volum av hbS-konsentrasjon i dampfasen. Vekselvis kan den totale konsentrasjon av hydrogensulfid i systemet bli målt, og et molarforhold på mellom omkring 1/3-2/3 mol bisoksazolidin til 1 mol hydrogensulfid i systemet kan bli tilsatt. Den molare mengden av bisoksazolidin tilsatt som et rensemiddel (scavenger) burde være proporsjonal med den molare mengden av sulfhydrylforbindelse(r) til stede i substratet og vil avhenge av nivået av sulfhydryl-reduksjon som er påkrevet. Hydrogensulfid-innhold opp til omkring 100.000 ppm i dampfasen kan bli tilfredsstillende behandlet med bisoksazolidiner ifølge den foreliggende oppfinnelse. Bisoksazolidinene vil være mest effektive hvis substratet blir behandlet ved temperaturer omtrent omgivende til omkring 200°C.
Oppfinnelsen vil bli bedre forstått med referanse til de følgende eksempler:
Eksempel 1
I en liters flaske ble det plassert 600 gm monoisopropanolamin (MlPA). MIPA-et ble rørt og avkjølt i et vannbad. Paraformaldehyd ble tilsatt i tre like porsjoner. I løpet av de to første tilsetninger nådde «pot»-temperaturen et maksimum på omkring 95°C. Den andre og tredje porsjon av paraformaldehyd ble tilsatt etter at blandingen var avkjølt til omkring 65°C. Etter at den tredje porsjon av paraformaldehyd var tilsatt, ble blandingen varmet opp og holdt ved 95°C inntil all paraformaldehyden var oppløst. Blandingen ble gradvis oppvarmet til 140°C og omkring 242 gm av destillat ble innsamlet. Materialet som ble igjen i flasken ble fastslått å være hovedsakelig ren 3,3'-metylenbis-[5-metyloksazolidin].
Eksempel 2
Den følgende grunn-«protokoll» ble brukt for hvert av eksemplene 2-3: «Septum»-flasker ble halvfylte med hydrogensulfid-laden marin eller Nr. 6 brenselolje fra Lousiana raffineri. Hoved-mellomrommene (the head spaces) ble fylt (blanketed) med nitrogen. Flaskene ble forseglet med en membran i en ovn ved 65°C. Etter 18 timer ble prøver ristet og hoved-mellomrommene ble analysert for hydrogensulfid ved fratrekk av kjent volum fra hoved-mellomrommet med en gasstett sprøyte. Prøven (eller en fortynning av prøven i luft) ble injisert inn i en gasskromatograf (GC) og område-opptelling av hydrogensulfid målt. Resultatene ble notert som den initielle dampfase hydrogensulfid-konsentrasjon for sammenligning med slutt-avlesninger.
En kjent mengde av kandidaten og sammenlignbare materialer ble injisert inn i alle prøveflaskene unntatt kontrollflaskene. Kontrollflaskene ble utpekt med blindmateriale (dvs. ubehandlet). Flaskene ble rystet kraftig i 30 sekunder for å blande additivene inn i oljen, og plassert i en ovn ved 65,5°C. Flaskene ble rystet periodisk, og prøver av hovedmellomrom-dampen ble trukket fra ved å bruke en gasstett uL-sprøyte ved forskjellige intervaller. Prøvene ble analysert ved gasskromatografi. Hvis den målte mengde hydrogensulfid i gassfasen ikke ble betydelig redusert, ble prosessen gjentatt etter ytterligere økning av injeksjoner av kandidat.
Hydrogensulfid-innholdet av hovedmellomrommet i prøvene og kontrollen ble beregnet ved sammenligning av områdetellinger med en standard kurve for hydrogensulfid. Resultatene er vist i de respektive figurer.
Det virksomme av kandidaten kan bli uttrykt som behandlings-effektivitets-forholdet («TER»), TER er definert som
Jo høyere verdien av «T.E.R.» er, desto større er virkningen.
For formål av dette eksperiment, ble flere produkter kommersielt til-gjengelige for de samme formål (betegnet «A» og «B») sammenlignet med prøver internt betegnet «RE-3019» og «RE-3175», som inneholder 3,3'-metylen bis-[5-metyloksazolidin] og en blanding av reaksjonsproduktene, en hoveddel av hvilke henholdsvis omfatter 3,3'-metylenbisoksazolidin. Hensikten var å fremstille en serie doser responskurver for additivene.
Oljen ble dosert til et nivå på 18.000 ppm H2S og dispensert inn i serumflaskene. Flaskene ble tillatt å bringes i likevekt i ca. 2 dager. Initiell damp-mellomrom hydrogensulfid-konsentrasjoner i serumflaskene var gjennomsnittlig mellom 92.000-100.000 ppm-v. Resultatene er gitt i fig. 1, og kurven i fig. 2.
Fig. 1 viser resultatene fra additivene to timer etter den første injeksjon av 1500 ppm-w av kandidat (candidate). Prøvene ble tillatt ytterligere reaksjonstid over natten. Den vertikale «drop line» i fig. 1 viser tilleggsmengden hydrogensulfid redusert etter 16,5 timer ved 1500 ppm-w av hvert additiv. Til slutt viser fig. 1 resultatene 3,5 timer etter den andre doseinjeksjon beløpende til 3500 ppm-w av hvert additiv. De to eksperimentelle additiver, RE-3019 og RE-3175, reduserte hydogensulfid til nesten null. For å oppnå en bedre klarhet av kurven, ble test-resultat-dupliseringen (replicate run) av RE-3175 ikke inkludert. Dupliserings-resultatene speilet resultatene av den originale RE-3175-prøven.
Eksempel 3
De kommersielle kandidater (candidates) ble igjen sammenlignet med RE-3019 og RE-3175. De kommersielle kandidater ble testet i deres «as sold»-konsentrasjoner; RE-3019 ble testet som et 100% konsentrat, og RE-3179 ble testet som 80% aktiv gel dispergert i xylen. Reaksjonstiden for alle prøvene ble mer langsom enn ventet, men enhetlig av en ubestemt grunn (but uniformly so far an undetermined reason).
Resultatene er vist i fig. 3. Både RE-3019 og RE-3179 hadde en veldig høy TER - fra omkring 8 til 5 ganger høyere enn kommersielle kandidater.
Personer med vanlig fagkunnskap vil forstå at mange modifikasjoner kan gjøres av utførelseseksemplene beskrevet heri.
Claims (12)
1. Fremgangsmåte for å fjerne sulfhydrylforbindelser fra tørre sure hydrokarbonsubstrater
karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter å: blande substratet med en effektiv sulfhydrylforbindelsesfjernende mengde av en sammensetning som inneholder mindre enn omkring 5% vann og som omfatter den følgende generelle struktur:
hvori
n er 1 eller 2;
R<1>og R2 uavhengig er valgt fra gruppen bestående av hydrogen, fenylgrupper, og lineære, forgrenede eller sykliske alkyl, alkenyl og alkynylgrupper med fra omkring 1 til omkring 6 karbonatomer.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1.
karakterisert vedat
n er 1; og
sammensetningen omfatter et bisoksazolidin.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert vedat de lineære, forgrenede og cykliske alkyl, alkenyl, og alkynylgruppene omfatter mellom omkring 1-3 karbonatomer.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert vedat R<1>og R2 er metylgrupper.
5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 4,
karakterisert vedat substratet velges fra gruppen som består av råolje, raffinerte destillatstrømmer og naturgass.
6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1 til 4,
karakterisert vedat hydrokarbonsubstratet velges fra gruppen som består av tørre råoljer og brennstoffer.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert vedat hydrokarbonsubstratet er en tørr naturgass.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert ved. at hydrokarbonsubstratet er et tørt naturgasskondensat.
9. Vesentlig vannfri sammensetning som omfatter et hydrokarbonsubstrat valgt fra gruppen som består av råolje, raffinerte destillatstrømmer og naturgass; og en effektiv sulfhydrylfjernende mengde av
en sammensetning som inneholder mindre enn omkring 5% vann og som har den følgende generelle struktur:
hvori
n er 1 eller 2;
R<1>og R<2>uavhengig er valgt fra gruppen bestående av hydrogen, fenylgrupper, og lineære, forgrenede eller sykliske alkyl, alkenyl og alkynylgrupper med fra omkring 1 til omkring 6 karbonatomer.
10. Sammensetning ifølge krav 9,
karakterisert vedat
n er 1; og
sammensetningen omfatter et bisoksazolidin.
11. Sammensetning ifølge krav 9,
hvori R<1>og R2 uavhengig er valgt fra gruppen bestående av fenylgrupper, og lineære, forgrenede eller sykliske alkyl, alkenyl og alkynylgrupper med fra omkring 1 til omkring 6 karbonatomer og fenylgrupper.*
12. Sammensetning ifølge krav 10,
karakterisert vedat R<1>og R2 er metylgrupper.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US67904096A | 1996-07-12 | 1996-07-12 | |
PCT/US1997/011813 WO1998002501A1 (en) | 1996-07-12 | 1997-07-08 | Bisoxazolidine hydrogen sulfide scavenger |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO981090D0 NO981090D0 (no) | 1998-03-12 |
NO981090L NO981090L (no) | 1998-05-11 |
NO317951B1 true NO317951B1 (no) | 2005-01-10 |
Family
ID=24725344
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19981090A NO317951B1 (no) | 1996-07-12 | 1998-03-12 | Fremgangsmate for a fjerne sulfhudylforbindelser fra hydrokarbonsubstrater |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6117310A (no) |
EP (1) | EP0882112B1 (no) |
AU (1) | AU719046B2 (no) |
CA (1) | CA2231659C (no) |
DK (1) | DK0882112T3 (no) |
NO (1) | NO317951B1 (no) |
WO (1) | WO1998002501A1 (no) |
Families Citing this family (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2231659C (en) * | 1996-07-12 | 2003-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Bisoxazolidine hydrogen sulfide scavenger |
NO982505L (no) * | 1997-06-04 | 1998-12-07 | Nalco Exxon Energy Chem Lp | Sammensetning og fremgangsmÕte for avsvovling av gassformige eller flytende hydrokarboner, vandige systemer og blandinger derav |
WO2002086021A1 (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 |
EA010683B1 (ru) * | 2004-02-11 | 2008-10-30 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Углеводороды, обладающие пониженным содержанием меркаптанов, способ и композиция, которые можно применять для их получения |
US8357306B2 (en) | 2010-12-20 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Non-nitrogen sulfide sweeteners |
US9656237B2 (en) | 2014-07-31 | 2017-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of scavenging hydrogen sulfide and mercaptans using well treatment composites |
MY181030A (en) | 2015-05-14 | 2020-12-16 | Clariant Int Ltd | Composition and method for scavenging sulfides and mercaptans |
DE102015121689A1 (de) | 2015-12-14 | 2017-06-14 | Schülke & Mayr GmbH | Verwendung von Zusammensetzungen mit einem Gehalt an 3,3'-Methylenbis(5-methyloxazolidin) bei der Entfernung von Schwefelverbindungen aus Prozessströmen |
WO2018001629A1 (en) * | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Clariant International Ltd | Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans |
MY190322A (en) * | 2016-07-01 | 2022-04-13 | Clariant Int Ltd | Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans |
DE102016113930A1 (de) * | 2016-07-28 | 2018-02-01 | Schülke & Mayr GmbH | Kondensationsprodukt aus 1-Aminopropan-2-ol und Formaldehyd und dessen Verwendung zur Verminderung der Menge von Schwefelwasserstoff in Flüssigkeiten und Gasen |
DE102016117399A1 (de) | 2016-09-15 | 2018-03-15 | Schülke & Mayr GmbH | Verwendung von zusammensetzungen mit einem gehalt an kondensationsprodukt von 1-aminopropan-2-ol und formaldehyd bei der entfernung von schwefelverbindungen aus prozessströmen |
US11555140B2 (en) | 2017-12-22 | 2023-01-17 | Clariant International Ltd | Synergized hemiacetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans |
US20190194551A1 (en) | 2017-12-22 | 2019-06-27 | Clariant International, Ltd. | Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans |
EP3505591A1 (en) | 2018-01-02 | 2019-07-03 | Clariant International Ltd | Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans |
EP3505590A1 (en) | 2018-01-02 | 2019-07-03 | Clariant International Ltd | Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans |
WO2020115133A1 (en) | 2018-12-04 | 2020-06-11 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
EP3891259A1 (en) | 2018-12-04 | 2021-10-13 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
WO2020115135A1 (en) | 2018-12-04 | 2020-06-11 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
EP3891260A1 (en) * | 2018-12-04 | 2021-10-13 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
CA3165699A1 (en) * | 2020-01-23 | 2021-07-29 | Timothy TIDWELL | Compositions of heterocyclic compounds and uses as sulfidogenesis inhibitors |
CA3175760A1 (en) | 2020-04-22 | 2021-10-28 | Totalenergies One Tech | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
DE102020120287A1 (de) | 2020-07-31 | 2022-02-03 | Vink Chemicals Gmbh & Co. Kg | Zusammensetzungen und verfahren zur entfernung von schwefelverbindungen aus prozessströmen |
EP4259757A1 (en) | 2020-12-11 | 2023-10-18 | Totalenergies Onetech | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
US11802246B2 (en) | 2021-03-11 | 2023-10-31 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Synergistic effects among mercaptan scavengers |
WO2023172708A1 (en) * | 2022-03-11 | 2023-09-14 | The Lubrizol Corporation | Method for preparing a reaction product containing 3,3'-methylenebis[5-methyloxazolidine], compositions including the reaction product, and uses of the reaction product |
EP4279566A1 (en) | 2022-05-20 | 2023-11-22 | TotalEnergies OneTech | Compounds and compositions useful for scavenging hydrogen sulphide and sulfhydryl-containing compounds |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2647118A (en) * | 1950-06-22 | 1953-07-28 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Method for preparing bis-(substituted tetrahydro-1, 3-oxazino)-methanes |
DE2711106A1 (de) * | 1977-03-15 | 1978-09-21 | Bayer Ag | Bis-(5,5'-dimethyl-1,3-oxazolidin- 3-yl)methan |
US4978512B1 (en) * | 1988-12-23 | 1993-06-15 | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
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 |
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 |
US5354453A (en) * | 1993-04-13 | 1994-10-11 | Exxon Chemical Patents Inc. | Removal of H2 S hydrocarbon liquid |
CA2148849A1 (en) * | 1994-06-23 | 1995-12-24 | Kishan Bhatia | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbons |
CA2231659C (en) * | 1996-07-12 | 2003-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Bisoxazolidine hydrogen sulfide scavenger |
-
1997
- 1997-07-08 CA CA002231659A patent/CA2231659C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-07-08 WO PCT/US1997/011813 patent/WO1998002501A1/en active IP Right Grant
- 1997-07-08 DK DK97933310T patent/DK0882112T3/da active
- 1997-07-08 AU AU36526/97A patent/AU719046B2/en not_active Ceased
- 1997-07-08 EP EP97933310A patent/EP0882112B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-11-14 US US08/970,669 patent/US6117310A/en not_active Expired - Fee Related
-
1998
- 1998-03-12 NO NO19981090A patent/NO317951B1/no unknown
-
2000
- 2000-08-04 US US09/632,726 patent/US6339153B1/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US6339153B1 (en) | 2002-01-15 |
US6117310A (en) | 2000-09-12 |
DK0882112T3 (da) | 2003-01-13 |
EP0882112A1 (en) | 1998-12-09 |
AU719046B2 (en) | 2000-05-04 |
CA2231659A1 (en) | 1998-01-22 |
WO1998002501A1 (en) | 1998-01-22 |
EP0882112B1 (en) | 2002-10-02 |
CA2231659C (en) | 2003-12-23 |
NO981090D0 (no) | 1998-03-12 |
AU3652697A (en) | 1998-02-09 |
NO981090L (no) | 1998-05-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO317951B1 (no) | Fremgangsmate for a fjerne sulfhudylforbindelser fra hydrokarbonsubstrater | |
US7438877B2 (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
EP0938363B1 (en) | Method for removing sulfides from fluid streams | |
NO317936B1 (no) | Fremgangsmate ved behandling av sur gass og flytende hydrokarboner | |
EP0767156B1 (en) | Improved method for sweetening of liquefied petroleum gas | |
CA2177408C (en) | Abatement of hydrogen sulfide with an aldehyde ammonia trimer | |
RU2302523C1 (ru) | Нейтрализатор сероводорода и/или легких меркаптанов и способ его использования | |
RU2318864C1 (ru) | Нейтрализатор сероводорода и меркаптанов | |
WO2013188367A1 (en) | Process for the treatment of liquefied hydrocarbon gas using 2 -amino -2 (hydroxymethyl) propane - 1, 3 - diol compounds | |
CA2957278C (en) | Method of mitigating hydrogen sulfide or mercaptan contamination with an enzyme based scavenger | |
WO2005097300A1 (en) | Removal of mercaptans and related compounds form hydrocarbons | |
US5552060A (en) | Abatement of hydrogen sulfide with epoxides | |
US20240043762A1 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions | |
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 | |
EP2861697A1 (en) | Process for the treatment of liquefied hydrocarbons using 3-(amino) propane-1,2-diol compounds | |
Khan et al. | Selection of Amine in natural gas sweetening process for Acid Gases removal: A review of recent studies | |
US20220025285A1 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions | |
EP3891262A1 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |