NO339183B1 - Prosess for reduksjon eller eliminering av hydrogensulfid - Google Patents
Prosess for reduksjon eller eliminering av hydrogensulfid Download PDFInfo
- Publication number
- NO339183B1 NO339183B1 NO20032983A NO20032983A NO339183B1 NO 339183 B1 NO339183 B1 NO 339183B1 NO 20032983 A NO20032983 A NO 20032983A NO 20032983 A NO20032983 A NO 20032983A NO 339183 B1 NO339183 B1 NO 339183B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- process according
- product
- reaction product
- reaction
- formaldehyde
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims description 22
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 86
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 74
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 30
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 17
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 8
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims abstract description 5
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 53
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 46
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 18
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 10
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Natural products CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 4
- 239000010865 sewage Substances 0.000 claims description 4
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 2
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 claims 1
- 125000003944 tolyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 31
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 14
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 abstract description 3
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 abstract description 3
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 abstract description 3
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 abstract description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 3
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 abstract 3
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 abstract 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 abstract 1
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 abstract 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 abstract 1
- AEOCXXJPGCBFJA-UHFFFAOYSA-N ethionamide Chemical compound CCC1=CC(C(N)=S)=CC=N1 AEOCXXJPGCBFJA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 abstract 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 abstract 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 abstract 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 abstract 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 10
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 7
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 6
- IJOOHPMOJXWVHK-UHFFFAOYSA-N chlorotrimethylsilane Chemical compound C[Si](C)(C)Cl IJOOHPMOJXWVHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 5
- QUBQYFYWUJJAAK-UHFFFAOYSA-N oxymethurea Chemical compound OCNC(=O)NCO QUBQYFYWUJJAAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229950005308 oxymethurea Drugs 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- UDHIHFKXAXLKDZ-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethanol;triazine Chemical compound NCCO.C1=CN=NN=C1 UDHIHFKXAXLKDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N acetaldehyde Diethyl Acetal Natural products CCOC(C)OCC DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000001819 mass spectrum Methods 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 150000003918 triazines Chemical class 0.000 description 4
- JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-triazine Chemical compound C1=CN=NN=C1 JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000002777 acetyl group Chemical class [H]C([H])([H])C(*)=O 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 3
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 description 3
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 3
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 3
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 3
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 3
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N polynoxylin Chemical compound O=C.NC(N)=O ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 3
- -1 sulfide ions Chemical class 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 239000005051 trimethylchlorosilane Substances 0.000 description 3
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 3
- BXGYYDRIMBPOMN-UHFFFAOYSA-N 2-(hydroxymethoxy)ethoxymethanol Chemical compound OCOCCOCO BXGYYDRIMBPOMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XCOBLONWWXQEBS-KPKJPENVSA-N N,O-bis(trimethylsilyl)trifluoroacetamide Chemical compound C[Si](C)(C)O\C(C(F)(F)F)=N\[Si](C)(C)C XCOBLONWWXQEBS-KPKJPENVSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 2
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001212 derivatisation Methods 0.000 description 2
- WSKZQEYNQOLWTF-UHFFFAOYSA-N ethane-1,2-diol;formaldehyde Chemical compound O=C.OCCO WSKZQEYNQOLWTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 2
- 238000002290 gas chromatography-mass spectrometry Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 150000002373 hemiacetals Chemical class 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- HGBOYTHUEUWSSQ-UHFFFAOYSA-N pentanal Chemical compound CCCCC=O HGBOYTHUEUWSSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 230000002000 scavenging effect Effects 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 2
- 125000000026 trimethylsilyl group Chemical group [H]C([H])([H])[Si]([*])(C([H])([H])[H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 150000003672 ureas Chemical class 0.000 description 2
- QAGFPFWZCJWYRP-UHFFFAOYSA-N 1,1-bis(hydroxymethyl)urea Chemical compound NC(=O)N(CO)CO QAGFPFWZCJWYRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LKLLNYWECKEQIB-UHFFFAOYSA-N 1,3,5-triazinane Chemical compound C1NCNCN1 LKLLNYWECKEQIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WNXJIVFYUVYPPR-UHFFFAOYSA-N 1,3-dioxolane Chemical compound C1COCO1 WNXJIVFYUVYPPR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NRKYWOKHZRQRJR-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-trifluoroacetamide Chemical compound NC(=O)C(F)(F)F NRKYWOKHZRQRJR-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
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 208000005374 Poisoning Diseases 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010533 azeotropic distillation Methods 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001728 carbonyl compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000002173 cutting fluid Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 125000005265 dialkylamine group Chemical group 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- IIPVENKOHKIGQZ-BTVCFUMJSA-N formaldehyde;(2r,3s,4r,5r)-2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal Chemical compound O=C.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C=O IIPVENKOHKIGQZ-BTVCFUMJSA-N 0.000 description 1
- NKTCYQQFNJUITH-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;2-(2-hydroxyethoxy)ethanol Chemical compound O=C.OCCOCCO NKTCYQQFNJUITH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FVKGRHSPCZORQC-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;toluene Chemical compound O=C.CC1=CC=CC=C1 FVKGRHSPCZORQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 125000004356 hydroxy functional group Chemical group O* 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 150000002611 lead compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical class C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 125000006413 ring segment Chemical group 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 150000003333 secondary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000007447 staining method Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003556 thioamides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003585 thioureas Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- 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
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
- C10L3/103—Sulfur containing contaminants
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Glass Compositions (AREA)
- Exhaust Gas After Treatment (AREA)
Description
PROSESS FOR REDUKSJON ELLER ELIMINERING AV
HYDROGENSULFID
Denne oppfinnelsen vedrører reduksjon eller eliminering av hydrogensulfid fra gasser og væsker, inkludert hydrokarboner i gass- og flytende fase og kloakkgasser, mer spesielt fra naturgass og strømmer av flytende hydrokarbon.
Forskjellige fremgangsmåter har blitt brukt til fjerning av hydrogensulfid og andre potensielt uønskede svovelholdige organiske stoffer så som merkaptaner fra flytende og gassformede hydrokarboner.
I en prosess bringes en strøm av hydrokarbonet først i kontakt med en alkalisk væske så som et amin eller en løsning av metallhydroksid, hvilket forårsaker dannelse av vannløselige sulfidsalter. Disse saltene kan fortrinnsvis ekstraheres inn i vannlaget, og seneres omformes til rent svovel med en oksidasjonsprosess. Disse prosessene er effektive, men er kostbare å implementere og krever betydelig investering i utstyr, plass og vedlikehold.
I en annen prosess fjernes sulfidioner fra råoljelageret i raffineri operasjoner ved bruk av et dialkylamin som reageres med et aldehyd så som formaldehyd i det tilnærmede forholdet på 2 molekyler av aminet til 1 molekyl av aldehydet. Disse reaksjonsproduktene reagerer imidlertid ikke alltid raskt eller effektivt med sulfid i oljelagere ved lave temperaturer og trykk.
WO 90/07467 beskriver bruk av alkanolaminer som reageres med lavere aldehyder for dannelse av triaziner, og deres bruk som H2S-fjernere i gassformede og flytende strømmer av hydrokarbongasser. Denne typen molekyl er typisk effektiv når den brukes i skrubbertårn for væske/gass ved direkte forstøvning inn i en gasstrøm eller ved injeksjon inn i vannstrømmer som fører hydrogensulfid. Denne effekten reduseres imidlertid markert når man forsøker å bruke dette i flytende hydrokarbonstrømmer, og effekten kan også reduseres ved finforstøving i meget større gasstrømmer.
Det er imidlertid problemer med bruk av triaziner. For det første, ved tilstedeværelsen av sjøvann som inneholder kalsiumioner og oppløst karbondioksid, fører deres bruk til utfelling av kalsiumkarbonat som avleiring, og dannelsen av avleiringen kan forårsake alvorlige problemer som er vanskelige å behandle ved bruk av konvensjonelle avleiringsinhibitorer, slik at anlegg regelmessig må spyles ut med syre for å fjerne avleiringen.
US 4 748 011 omtaler en fremgangsmåte for svovelfjering fra naturgass. Det er angitt en sammensetning inneholdende formaldehyd, metanol og isopropanol.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en prosess som definert i krav 1. Med produktene ifølge oppfinnelsen unngås eller minimaliseres de ovennevnte problemene med kalsiumkarbonat.
Basiske grupper i utgangsmateriale og reaksjonsproduktet bør generelt unngås. Utgangsmaterialet har således ingen eller hovedsakelig ingen aminbasisitet og liten eller ingen bufringskapasitet. Ureaer inneholder for eksempel nitrogenatomer, men inneholder ingen basisk funksjonalitet. Dermed vil forbindelser til anvendelse i en prosess i henhold til foreliggende oppfinnelse skille seg fra produktene som anvendes i WO 90/07467, som diskutert over.
Blandinger av to eller flere slike utgangsmaterialer, for eksempel to eller flere av de nevnte komponentene (ii), eksempelvis to eller flere av de nevnte alkoholene, eller en eller flere slike alkoholer med urea, kan om ønskelig brukes.
Reaksjonsproduktet mellom formaldehyd og etylenglykol skal særlig nevnes.
Reaksjoner av aldehyder og ketoner med alkoholer, ti oler, amider, tioamider, ureaer og tioureaer er beskrevet i litteraturen. "Formaldehyde", side 265, Joseph Frederic Walker, opptrykk 1975, Robert E. Krieger Publishing Company Inc., beskriver at hemiformaler fremkommer når formaldehyd og alkoholer bringes sammen under nøytrale eller alkaliske tilstander, og at de dannes raskt i tilfellet av primære og sekundære alkoholer.
Produktet til H2S-fjerning som brukes omfatter fortrinnsvis en acetal, særlig en hemiacetal. Acetalen kan være syklisk, idet to acetaloksygenatomer danner en del av en ring.
Reaktantene kan reageres med eller uten tilstedeværelse av en syrekatalysator ved tilstedeværelse eller fravær av et løsemiddel, og generelt ved forhøyet temperatur. Egnede syrekatalysatorer er for eksempel svovelsyre, fosforsyre og sulfonsyrer. Egnede løsemidler er for eksempel hydrokarboner, for eksempel nafta, xylen eller toluen, oksiderte løsemidler eller vann. Om ønskelig kan produktet separeres fra vannet eller det andre løsemiddelet etter reaksjon. Reaksjonen kan for eksempel utføres ved en pH i området fra 2 til 8 eller mer, mer spesifikt ved en pH på 4 eller høyere. Særlig i tilfellet av reaksjonen mellom en alkohol eller ti ol og en karbonylgruppeholdig forbindelse, blir eventuell syrekatalysator fortrinnsvis nøytralisert etter reaksjonen. Etter reaksjonen kan pH i produktet om nødvendig heves, for eksempel ved tilsetning av natriumhydroksid, kaliumhydroksid, natriumkarbonat eller kaliumkarbonat. pH i sluttproduktet er fortrinnsvis i området fra 4 til 11, særlig for eksempel i området fra 10 til 10,5. Bufrede produkter som for eksempel inneholder karbonater, fosfater eller borater, bør særlig nevnes.
Reaktantene kan for eksempel reageres i et hovedsakelig støkiometrisk forhold. Andre forhold kan imidlertid brukes, og det er for eksempel ikke nødvendig å gå frem til full reaksjon for alle hydroksy-, eller ureagrupper. For eksempel, med etylenglykol som utgangsmateriale, utføres reaksjonen fortrinnsvis slik at begge hydroksygruppene reagerer, eller alternativt kan det brukes en mindre enn støkiometrisk mengde av formaldehyd. Det molare forholdet mellom formaldehyd og etylenglykol kan for eksempel være opp til 2:1. Reaksjon av en molar blanding på hovedsakelig 2:1 eller mindre enn 2:1, eksempelvis hovedsakelig 1:1 av formaldehyd:etylenglykol, kan særlig nevnes. Når et støkiometrisk overskudd av alkoholen eller ureaen brukes, kan tilstedeværelsen av gjenværende fri karbonylforbindelse i sluttproduktet reduseres til ekstremt lave nivåer.
Som det vil være klart for en fagperson innen området, vil strukturen av reaksjonsproduktet eller -produktene blant annet avhenge av støkiometrien til produktene som reagerer sammen.
Med etylenglykol og formaldehyd kan reaksjonen utføres for å frembringe etylenglykolhemiformal
(også kjent som [l,2-etandiylbis(oksy)]-bis-metanol eller l,6-dihydroksy-2,5-dioksaheksan). Andre produkter kan også dannes. Oligomeriske forbindelser med forskjellige kjedelengder bør nevnes.
Typiske synteser innen litteraturen antyder at 1 mol etylenglykol kan reageres med 2 mol formaldehyd ved tilstedeværelse av mineralsyre (0,1-10% eller <0,1%) som en katalysator. Vann kan fjernes med konvensjonell azeotropisk destillasjon for å drive reaksjonen videre til fullførelse. Vi har også funnet at reaksjon lett kan utføres uten katalysator. Sluttproduktet kan nøytraliseres eller gjøres alkalisk for å forbedre produktstabiliteten. Som nevnt ovenfor, kan det produseres blandinger som omfatter hemiformaler.
Med urea og formaldehyd omfatter reaksjonsproduktet fortrinnsvis dimetylolurea (også kjent som N,N-bis-(hydroksymetyl)urea).
Produktene Ia-Ic er kjente og/eller er tilgjengelige kommersielt. Etylenglykolhemiformal og dets blanding med dimetylolurea er kjent som baktericidmidler, for eksempel til bruk i skjærefluider for metallmaskinering. For slike formål brukes produktene generelt i konsentrasjoner på mindre enn 5 vektprosent, for eksempel på 0,01 til 0,2 vektprosent, selv om konsentrasjoner på opp til 3% eller til og med 4% i enkelte tilfeller har blitt brukt. Det har ikke vært noen tidligere beskrivelse av slike materialer for fjerning av hydrogensulfid.
Bruken av en blanding av produkter til fjerning ifølge oppfinnelsen, for eksempel en blanding av et alkoholformaldehydreaksjonsprodukt og et
ureaformaldehydreaksjonsprodukt, mer spesielt en blanding av etylenglykolformaldehyd og ureaformaldehydreaksjonsprodukter kan nevnes. Blandingen kan for eksempel omfatte en blanding av de ovennevnte to reaksjonsproduktene Ia og Ib. Reaksjonsproduktene kan for eksempel brukes i et vektforhold på 1:99 til 99:1.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer særlig en prosess til reduksjon av nivået av hydrogensulfid i hydrokarboner ved behandling av hydrokarbonet med et formaldehydhydroksylreaksjonsprodukt og/eller formaldehydureareaksjonsprodukt, idet utgangsmaterialene hovedsakelig er aminfrie.
Bruken av dioksolanproduktet
II, som kan avledes fra reaksjonen av
etylenglykol med formaldehyd i et forhold på hovedsakelig 1:1 med eliminasjon av vann, bør også nevnes.
Som nevnt har produkter ifølge oppfinnelsen den fordel at man unngår eller minimaliserer problemene med dannelse av kalsiumkarbonatavleiring som man møter ved bruk av triaziner. pH forblir hovedsakelig stabil ved tilsetning av fjerne-produktet.
Videre har det uventet blitt funnet at når de aminfrie reaksjonsproduktene brukes, unngås eller minimaliseres problemer som er tilknyttet krystallinske hydrater i gassrørledninger. Eventuelt vann i gassrørledningen kan reagere med metangass for å danne metanhydrater som er både eksplosive og brennbare. Mange fjerne-produkter, inkludert triazin (fra WO 90/07467), krever imidlertid tilstedeværelse av vann for effektiv fjernevirkning, og for hydratkontroll må derfor vann fjernes før gassen mates til rørledningen (hvilket minimaliserer den tiden som er tilgjengelig for fjerningsreaksjonen) og/eller det må brukes et hydratkontrollmiddel, for eksempel glykol eller ammoniakk. Med reaksjonsproduktene ifølge oppfinnelsen nevnt ovenfor, er imidlertid ikke vann essensielt for effektiv fjerning, og ved bruk av vannfrie løsemidler kan problemet med krystallinske hydrater minimaliseres eller unngås.
I tillegg, sammenlignet med triaziner som reagerer med hydrogensulfid og frembringer tritian som er relativt uløselig i metanol og etanol, har vi for eksempel funnet at reaksjonsprodukter ifølge oppfinnelsen så som reaksjonsproduktet for etylenglykol og formaldehyd reagerer med hydrogensulfid og frembringer en struktur som er løselig i lavere alkoholer så som metanol og etanol, og dette fører derfor til færre problemer under bruk.
Produkter som omfatter etylenglykolhemiformal, butylformal og etylenglykolhemiformaldimetylolurea-blandinger, har for eksempel gitt utmerkede resultater. Reaksjonsprodukter av glyserol og glukose med formaldehyd har også blitt testet, så vel som for eksempel reaksj onsprodukter av etylenglykolformaldehyd. Utmerkede resultater har blitt oppnådd. Disse produktene viser redusert eller ingen pH-effekt på systemene, høy effektivitet, fornuftig kostnad og reduksjon av fritt aldehyd i kjemikaliene og den fare som ledsager dets tilstedeværelse.
Prosessen er særlig egnet for behandling av en hydrokarbonstrøm. Hydrokarbonene kan være et flytende hydrokarbon eller en hydrokarbongass og opereres til å fjerne eller redusere nivåene av H2S i slike produkter. Nivåer av andre merkaptaner eller andre kontaminanter kan også reduseres. Prosessen kan således for eksempel brukes til å "søte" sur naturgass eller olje eller andre gassformede eller flytende brensler, for eksempel produsert naturgass eller råoljestrømmer eller strømmer av raffinerte brensler, inkludert flytende petroleumgass, eksempelvis butan, systemer eller strømmer av kullgass eller bygass, eller for behandling av slike materialer som befinner seg i lagertanker eller beholdere. Behandlingen av kloakkgass bør også nevnes. Prosessen brukes fortrinnsvis til å redusere hydrogensulfidnivået i en gass, for eksempel en gass som inneholder vann og/eller et flytende hydrokarbon.
Produktet kan benyttes for eksempel ved direkte injeksjon (i ufortynnet form og uten bruk av spesielt hjelpeutstyr så som bobletårn) inn i råolje ved et brønnhode eller inn i en rørledning, eller ved direkte forstøvning inn i en strøm av hydrokarbongass. Det kan også doseres direkte inn i raffinerte hydrokarbonbrensler, enten gassformer eller flytende, eller inn i raffineriråstoffer. Produktet kan alternativt for eksempel brukes oppløst eller fortynnet i for eksempel hydrokarboner, alkoholer (inkludert glykoler) eller vann.
Det er vanligvis praktisk å oppløse reaksjonsproduktet i et egnet løsemiddel for bruk. Typiske løsemidler som kan brukes effektivt inkluderer toluen, xylen, tung aromatisk nafta, de-aromatiserte petroleumdestillater, vann og monoalkoholer og dialkoholer som har 1 til 10 karbonatomer i strukturen, eksempelvis metanol, etanol eller glykol, og blander av det ovenstående; hvilket lett vil forstås innen teknikken, løsemiddelet bør imidlertid velges slik at man unngår giftfare og brannfare. Løsningene som brukes kan for eksempel ha en konsentrasjon på fra 10 til 95 vektprosent, for eksempel minst 50%, ofte minst 70%, og for eksempel opp til 90%, regnet som vekt.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer følgelig et H2S fjerne-produkt som omfatter minst 10 vektprosent reaksjonsprodukt ifølge oppfinnelsen i løsning i et hydrokarbon eller en alkohol eller vann. Løsninger i metanol eller etanol skal særlig nevnes.
Vi har også funnet at bruken av et reaksj onsprodukt ifølge oppfinnelsen sammen med et amin kan gi ytterligere fordeler.
I enkelte tilfeller har man sett at bruken av reaksj onsprodukter ifølge oppfinnelsen bevirker en betenkelig utfelling med en ufullstendig definert identitet. Resultater hittil tyder på at det muligens dannes tungt oppløselige ringformede svovelforbindelser med 5, 7 og 8 ringatomer. Vi har funnet at tilsetning av metanol, etanol og amin var nyttig.
Metanol og etanol hjalp til med å holde ringforbindelsene i løsning. Vi har også funnet at tilsetningen av små mengder aminer, for eksempel monoetanolamin, tjener til å redusere eller eliminere faststoffproblemene. Tilsetning av alkanolamin til de formelle reaksjonsproduktene som ble brukt, resulterte for eksempel i stabile formelle blandinger som reagerte med hydrogensulfid, men som hadde en redusert tendens til utfelling. I enkelte tilfeller forbedrer denne tilsetningen faktisk effektiviteten av reaksjonen til det primære acetal-, hemiacetal- eller et annet reaksj onsprodukt.
Aminet bør fortrinnsvis være vannløselig. Aminet kan for eksempel være monoetanolamin, dietanolamin, trietanolamin eller annet oksygenholdig amin, for eksempel et morfolin, eksempelvis det kommersielle produktet Amin C6 eller C8 (en morfolinrestkonsentrasjon som er tilgjengelig fra Huntsman Chemicals, UK), en triazin, for eksempel ll,3,5-tri-(2-hydroksyetyl)heksahydro-s-triazin ("monoetanolamintriazin"), en bisoksazolidin, for eksempel N,N'-metylenbisoksazolidin, eller et rettkjedet (Ci-C4)alkylamin, eksempelvis metylamin eller butylamin, et di-(Ci-C4)alkylamin eller et tri-(Ci-C4)alkylamin. I kontrast til reaksjonsproduktene ifølge oppfinnelsen, vil aminet ha en høyere basisitet og har bufringskapasitet.
Mengdene av amin kan variere med brukstilstandene, og for eksempel i henhold til selve aminet, men kan for eksempel være opp til 40%, og særlig minst 5%, særlig fra 5 til 30%, mer særlig fra 10 til 20%, eksempelvis hovedsakelig 10%, regnet som vektprosent, beregnet av det samlede produktet inkludert eventuelle løsemidler og inkludert amin.
Reaksj onsproduktløsningen kan i seg selv bestå av for eksempel
❖ 70% reaksj onsprodukt
25,9% vann
4,1% natriumhydroksidløsning med 5% styrke,
og et fjerne-produkt ifølge oppfinnelsen kan for eksempel omfatte
0 til 40% amin, eksempelvis monoetanolamin eller
monoetanolamintriazin, særlig de aminprosentandelene som er nevnt ovenfor, og
• 60 til 100% reaksj onsproduktløsning.
Mer spesielt, uansett hvilken andel av reaksj onsprodukt som befinner seg i reaksj onsproduktløsningen, er de relative andelene av reaksj onsprodukt og amin hovedsakelig lik de relative andelene i reaksj onsproduktløsningen som er vist ovenfor.
Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer således også et H2S fjerne-produkt som omfatter
(a) et reaksj onsprodukt som kan utledes fra reaksjonen av formaldehyd med
komponent (ii), og
(b) et amin, for eksempel monoetanolamin eller monoetanolamintriazin,
for eksempel i en mengde på
i det minste 60%, fortrinnsvis minst 84%, eksempelvis 85 eller 86%, regnet som vekt av (a), og
opp til 40%, fortrinnsvis opp til 26%, eksempelvis 14 eller 15% regnet som vekt av (b),
beregnet kun ut fra mengden av (a) og (b).
Det kan for eksempel være 7 til 40%, eksempelvis opp til 30%, ofte 14 til 26%, regnet som vekt, av amin i blandingen, beregnet ut fra vekten av (a) og (b).
De følgende eksemplene illustrerer oppfinnelsen.
EKSEMPLER
Fremstillingseksempler
(A) Fremstilling av formaldehydetvlenglvkolreaksi onsprodukt
(Reaksjon av 2 mol HCHO til 1,05 mol etylenglykol)
Molforhold aldehyd/alkohol: 1,905.
Glykolen fylles i en reaktor med omrøring og formalin tilsettes over en periode på ca 30 minutter. Reaksj onsblandingen varmes med røring i 2 timer ved 65°C.
Analyse
Prøvene ble derivatisert ved bruk av N,0-bis(tirmetylsilyl)trifluoracetamid (BSTFA) med 1% trimetylklorsilan (TMCS). Derivatiseringen erstatter hydroksylprotonene med trimetylsilylgrupper for å gjøre molekylene mer flyktige og bedre egnet til gasskromatografianalyse.
BSTFA/TMCS-reagens (100 ul), pyridin (10 ul) og prøve (3 ul) ble overført til en 4 ml prøveflaske. Prøveflasken med tettet med en skrukork med et PTFE-foret septum og oppvarmet i en inkubator ved 80°C i 30 minutter. Prøvene ble fortynnet til ca 3 ml med diklormetan før GC/MS-analyse.
Analysen ble gjort med gasskromatografi/massespektrometri.
En serie av oligomeriske forbindelser synes å ha blitt dannet. Et samlet ionekromatogram ("Total Ion Chromatogram") (TIC) er gitt på figur 1, og massespektrometridata for toppene 1, 2 og 3 er vist på figur 2. Forbindelsene 1-5 synes å være oligomerer med økende kjedelengde. En nærmere betraktning av toppene viser overlapping mellom to forbindelser i hver av dem. Disse to forbindelsene har forskjellige massespektra, selv om størstedelen av fragmentionene er de samme. Enkelte mulige strukturer av hovedtoppen ((i) av topp 3 på figur 1) er gitt i tabell 1 nedenfor.
Massespektrometri av opp i (figur 3a) viser et hovedfragmention på m/z 191 og intet hovedfragmention på m/z 117. Arbeid hittil tyder på at struktur (IV) synes å være den mest sannsynlige strukturen sett ut fra MS-resultatene. Alle hovedfragmention er (m/z 73, 103, 147, 191) i det samme massespekteret kan identifiseres fra denne strukturen. TMS-gruppene har erstattet hydroksylprotonene under derivatisering. Den lille toppen ((ii) på figur 1) er mest sannsynlig identisk med struktur (III). Alle hovedfragmentioner (m/z 73, 103, 117, 147, 191, 221) i massespekteret kan identifiseres fra denne strukturen.
Det ble gjort sammenligninger med det kommersielt tilgjengelige produktet Bodoxin AE. Dette var tilsvarende i sammensetning (figurene 3 og 4) og inneholdt en rekke aldehyd/alkohol reaksj onsprodukter.
(B) Fremstilling av formaldehydglvserol reaksj onsprodukt
(Reaksjon mellom 2 mol formaldehyd og 1,0 mol glyserol)
Molforhold aldehyd/alkohol: 2,000.
Glyserolet fylles i en reaktor med omrøring og formalinet tilføres over en periode på ca 30 minutter. Reaksjonsblandingen varmes med røring i 2 timer ved 65°C.
I dette tilfellet er litteraturen ganske spesifikk om de forbindelsene som dannes, og det synes ikke å være fordelaktig å forsøke og la aldehydandeler reagere til alkoholmolekylandeler på en l:l-basis. Et spekter av reaksjonsbiprodukter er resultatet, som alle er utførelser av den ønskede kjemien.
(C) Fremstilling av formaldehydglykose reaksj onsprodukt
(Reaksjon av 2 mol formaldehyd til 1,0 mol glukose)
Molforhold aldehyd/alkohol: 2,000.
Glukosen fylles på en reaktor med omrøring og formalinet tilsettes over en periode på ca 30 minutter. Reaksj onsblandingen varmes med røring i 2 timer ved 65°C.
De reaksjonsbetingelser som er beskrevet er typiske, men er på ingen måte begrensende. Omfattende arbeid med monoetylenglykol har vist at reaksj onsprodukter dannes over et bredt område av reaksjonstider og temperaturer. Både sure katalysatorer og alkaliske katalysatorer ble undersøkt, og reaksjoner var mulige over et temmelig bredt område av pH-verdier. Generelt synes det at høye temperaturer ikke er nødvendig; temperaturer på 100°C og høyere kan tolereres. Videre ble pH-områder fra under 4,0 til over 8,5 evaluert. Reaksj onsprodukter kunne fremstilles repeterbart og reproduserbart innenfor dette området. Under pH 4 gjør sannsynligheten for korrosjon i produksjonsutstyr så vel som dannelse av andre mulige stoffer slike tilstander mindre ønskelige. På samme vis kan reaksjon utføres ved pH-verdier på over 8,5, men mulige sidereaksjoner så som Cannizzaro-kondensasjoner kan forringe resultatet.
HgS- fi erningstester
Mange forskjellige tester er tilgjengelige for å bestemme effektiviteten av produkter ved fjerning av sulfidforbindelser inkludert H2S fra oljestrømmer og gasstrømmer. Ettersom innholdet av sulfid i gassfasen over hydrokarbonvæsken er proporsjonal med konsentrasjonen av sulfid i hydrokarbonlaget, så kan det brukes et tofasesystem hvor testproduktet doseres inn i det sulfidholdige hydrokarbonet og endringen i sulfid i dampfasen detekteres.
Detekteringen i dampfasen kan utføres ved bruken av elektrokjemiske celler, ved oppsamling av gassen i et egnet analytisk gasstog, ved bruk av absorptive medier som består av et kalibrert rør av glass eller plast som inneholder et inert substrat som har blyforbindelser som er kalibrert til å gi en direkte avlesning av sulfidinnhold, eller ved hjelp av enhver annen fremgangsmåte som er basert på sunne og analytiske teknikker.
Eksempel 1
Det ble brukt en elektrolytisk celle som reagerer med hydrogensulfid i dampfasen og som genererer en elektrisk utgang som er proporsjonal med sulfidnivået. Den elektriske utgangen digitaliseres og registreres ved bruk av samplingsprogramvare og en personlig datamaskin. Data kan beregnes raskt og nøyaktig med denne teknikken, og datamaskinprosessering av data gir effektiv sammenligning med andre stoffer under testen.
Testanordningen som brukes er vist på figur 5 på de ledsagende tegningene. Hydrogensulfid ble generert på stedet ved tilførsel av natriumsulfid og karbondioksid i gassform til et vannlag under oljelaget.
Testene ble utført ved bruk av
etylenglykolhemiformal som er tilgjengelig som Bodoxin AE fra Bode Chemie
GmbH
blandingen av etylenglykolhemiformal og dimetylolurea som er tilgjengelig
som Bodoxin AH fra Bode Chemie GmbH
butylformal brukt i løsning i butanol
sammenlignet med
referanseprodukter
(i) den velkjente H2S-fjerneren, monoetanolamintriazin, dannet ved reaksjon av 1 mol formaldehyd med 1,06 mol monoetanolamin ifølge fremgangsmåten i WO/07467, og
(ii) formalin.
Resultater er vist grafisk på figur 6 på de ledsagende tegningene. Tester med blandingen av monoetylenglykolhemiformal og dimetylolurea ble utført med Bodoxin AH som tilført (tilnærmingsvis 95% i vann, pH 4) og også med tilsetning av et passende bufringsmiddel for å gi pH 9,5.
Generelt var reaksjonshastighetene ved bruk av produkter med høyere pH raskere enn de som fremkom ved bruk av ubufrede produkter.
Eksempel 2
Produktene A, B og C som fremstilt ovenfor, med valgfrie tilsetninger som angitt nedenfor, ble under laboratoriebetingelser testet for yteevne som H2S-fjernere. Monoetanolamintriazin, reaksjonsproduktet av ca 45-50 mol% formaldehyd og 55-45 mol% monoetanolamin, ble brukt som referanse.
En glasscelle ble forsynt med et gassdispersjonsrør (fritte), og nøyaktige målte mengder av produktet og vann ble tilført til cellen. En strøm av gass som inneholdt H2S ble deretter ført gjennom satsen av produkt/vann med en nøye styrt hastighet. Innholdet av H2S i gassen som forlater cellen måles eller detekteres ved bruk av en elektronisk H2S-detektor, basert på en elektrokjemisk celle så som den som tilveiebringes av Draeger eller andre, eller gassen kan alternativt overvåkes ved bruk av indikerende H2S absorpsjonsrør så som de som tilføres av Draeger eller andre, våte eller kolorimetriske fargemetoder, eller lignende.
Starttiden registreres ved igangsetting av strømning gjennom cellen og sluttiden registreres når nivået av H2S i cellens utløp har nådd en forhåndsbestemt verdi. I våre tester var det inngående H2S-nivået 200 ppm i testen, og testen ble stoppet når nivået av H2S i utløpet nådde 10 ppm. Under disse betingelsene anvendes testkjøretider på ca 4-5 timer med referanseproduktet.
(Detaljene av mengden og det valgte forholdet mellom væsker kan varieres for å kompensere for et området av H2S-konsentrasjoner i gassfasen, og for tilpasning til passende tidsrom.)
Testdata
Testene viste klart at økning i pH, uten hensyn til om dette skjedde med alkanolamin eller mineralalkali, forbedret løsbarheten av reaksjonens biprodukt uten negativt å påvirke produktets stabilitet eller evne til å fjerne eller rense.
Testene viste klart at økning i pH, uten hensyn til om dette skjedde med alkanolamin eller mineralalkali, forbedret løsbarheten av reaksjonens biprodukt uten negativt å påvirke produktets stabilitet eller evne til å fjerne eller rense.
Ytterligere fremstillingseksempler
(D) Fremstilling av formaldehydetvlenglykol reaksj onsprodukt
(Reaksjon av 1 mol HCHO til 1,05 mol etylenglykol)
Monoetylenglykol (1,05 mol) ble blandet med formaldehyd (1 mol, 50% løsning) og pH ble justert med fosforsyre til pH 2,5. Blandingen ble oppvarmet til 65°C og holdt der i 2 timer. Slutt pH ble registrert til 2,5. Resultater fra gasskromatografi og massespektrometri viste en serie av oligomeriske forbindelser som i A ovenfor.
(E) Fremstilling av formaldehyddietylenglykol reaksj onsprodukt
(Reaksjon av 2 mol formaldehyd til 1,05 mol di etylenglykol)
Di etylenglykol (1,05 mol) ble blandet med formaldehyd (2 mol, 50% løsning) og pH ble justert med natriumhydroksidløsning (5%) til pH 8. Blandingen ble oppvarmet og rørt i 2 timer ved 65°C. Slutt pH ble registrert til 7.
Denne prøven viser en serie av oligomere forbindelser som er forskjellige fra monoetylenglykolprøvene A ovenfor. TIC er gitt på figur 7. Igjen er det overlappende topper i kromatogrammet som eksemplifisert på figur 7. Disse to forbindelsene har forskjellige massespektra, selv om størstedelen av fragmentionene er de samme.
Mulige strukturer for de derivatiserte produktene i hovedtoppene og småtoppene (i) i toppen 10 på figur 7, er henholdsvis strukturene (V) og (VI).
Claims (16)
1. Prosess til reduksjon av nivået av hydrogensulfid i et væskeholdig eller gassholdig hydrokarbon eller en kloakkgass
ved behandling av væsken eller gassen med et H2S-fjerne-produkt som omfatter reaksjonsproduktet av (i) formaldehyd, med (ii) etylenglykol, polypropylenglykol, glyserol, dietylenglykol, trietylenglykol eller urea,
idet alkoholen, ureaen og reaksjonsproduktet ikke inneholder basiske grupper.
2. Prosess ifølge krav 1,
karakterisert vedat reaksjonsproduktet er reaksjonsproduktet av formaldehyd med etylenglykol.
3. Prosess ifølge krav 2,
karakterisert vedat reaksjonsproduktet kan avledes ved reaksjon av formalin med etylenglykol i et forhold på hovedsakelig 2:1 eller hovedsakelig 1:1.
4. Prosess ifølge ethvert av kravene 1 til 3,
karakterisert vedat reaksjonsproduktet brukes i løsning.
5. Prosess ifølge krav 4,
karakterisert vedat reaksjonsproduktet brukes i løsninsmiddelet velges fra toluen, xylen, tung aromatisk nafta, de-aromatiserte petroleumdestillater, vann og monoalkoholer og dialkoholer som har 1 til 10 karbonatomer i strukturen, eksempelvis metanol, etanol eller glykol, og blandinder av disse.
6. Prosess ifølge krav 5,
karakterisert vedat reaksjonsproduktet brukes i løsning i et hydrokarbon, alkohol eller vann.
7. Prosess ifølge krav 6,
karakterisert vedat reaksjonsproduktet utgjør minst 10 vektprosent av løsningen.
8. Prosess ifølge ethvert av kravene 1 til 7,
karakterisert vedat fjerne-produktet hovedsakelig er vannfritt.
9. Prosess ifølge ethvert av kravene 1 til 8,
karakterisert vedat fjerne-produktet inkluderer et amin.
10. Prosess ifølge krav 9,
karakterisert vedat fjerne-produktet er et alkanolamin eller et morfolin.
11. Prosess ifølge ethvert av kravene 1 til 9,
karakterisert vedat fjerne-produktet inkluderer monoetanolamin.
12. Prosess ifølge ethvert av kravene 9 til 11,
karakterisert vedat aminet forefinnes i en mengde på opp til 40 vektprosent, beregnet av vekten av aminet og det angitte reaksjonsproduktet.
13. Prosess ifølge ethvert av kravene 1 til 12,
karakterisert vedat fjerne-produktet har en pH i området fra 4 til 11, fortrinnsvis fra 10 til 10,5.
14. Prosess ifølge ethvert av kravene 1 til 13,
karakterisert vedat fjerne-produktet brukes til å redusere nivået av hydrogensulfid i et flytende eller gassformet hydrokarbon.
15. Prosess ifølge krav 14,
karakterisert vedat fjerne-produktet brukes til å redusere nivået av hydrogensulfid i naturgass eller olje eller et raffinert brensel.
16. Prosess ifølge ethvert av kravene 1 til 15,
karakterisert vedat fjerne-produktet brukes til å redusere nivået av hydrogensulfid i kloakkgass
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB0031710.7A GB0031710D0 (en) | 2000-12-27 | 2000-12-27 | Process for the reduction or elimination of hydrogen sulphide |
PCT/GB2001/005758 WO2002051968A1 (en) | 2000-12-27 | 2001-12-21 | Process for the reduction or elimination of hydrogen sulphide |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20032983D0 NO20032983D0 (no) | 2003-06-27 |
NO20032983L NO20032983L (no) | 2003-08-26 |
NO339183B1 true NO339183B1 (no) | 2016-11-14 |
Family
ID=9905939
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20032983A NO339183B1 (no) | 2000-12-27 | 2003-06-27 | Prosess for reduksjon eller eliminering av hydrogensulfid |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7078005B2 (no) |
EP (1) | EP1363985B2 (no) |
AT (1) | ATE371713T1 (no) |
AU (1) | AU2002216263B2 (no) |
CA (1) | CA2433871C (no) |
DE (1) | DE60130260T2 (no) |
DK (1) | DK1363985T3 (no) |
EG (1) | EG23049A (no) |
GB (1) | GB0031710D0 (no) |
MX (1) | MXPA03005924A (no) |
MY (1) | MY135675A (no) |
NO (1) | NO339183B1 (no) |
WO (1) | WO2002051968A1 (no) |
Families Citing this family (67)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE10244442A1 (de) * | 2002-09-24 | 2004-04-01 | Schülke & Mayr GmbH | Emissionsarme Formaldehyd-Depot-Zubereitungen und deren Verwendung |
US7255796B2 (en) * | 2004-07-08 | 2007-08-14 | General Electric Company | Method of preventing hydrogen sulfide odor generation in an aqueous medium |
WO2007052068A2 (en) | 2005-11-07 | 2007-05-10 | Specialist Process Technologies Limited | Functional fluid and a process for the preparation of the functional fluid |
US20070119747A1 (en) * | 2005-11-30 | 2007-05-31 | Baker Hughes Incorporated | Corrosion inhibitor |
GB0525446D0 (en) * | 2005-12-14 | 2006-01-25 | Oilplus Ltd | Method |
US20080016768A1 (en) | 2006-07-18 | 2008-01-24 | Togna Keith A | Chemically-modified mixed fuels, methods of production and used thereof |
CA2603022C (en) * | 2006-10-26 | 2010-06-29 | Canwell Enviro-Industries Ltd. | Formulation for hydrogen sulphide scavenging from hydrocarbon streams and use thereof |
WO2009127604A2 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | M-I Swaco Norge As | Methods of predicting / optimizing hydrogen sulfide scavenging capacity and reduction of scale formation |
US8430161B2 (en) * | 2008-05-20 | 2013-04-30 | Bp Corporation North America Inc. | Mitigation of elemental sulfur deposition during production of hydrocarbon gases |
AU2009279894A1 (en) * | 2008-08-05 | 2010-02-11 | Spirit Of The 21St Century Group,Llc | Modified fuels and methods of making and using thereof |
MY159666A (en) * | 2009-11-02 | 2017-01-13 | Exxonmobil Upstream Res Co | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide |
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 |
WO2012004199A1 (en) * | 2010-07-06 | 2012-01-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Bituminous composition |
RU2459861C2 (ru) * | 2010-09-06 | 2012-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПЛАСТНЕФТЕХИМ" | Нейтрализатор/поглотитель сероводорода и летучих маркаптанов |
WO2012070065A1 (en) | 2010-11-22 | 2012-05-31 | Dorf Ketal Chemicals (India) Private Limited | Additive composition and method for scavenging hydrogen sulfide in hydrocarbon streams |
US8512449B1 (en) * | 2010-12-03 | 2013-08-20 | Jacam Chemical Company 2013, Llc | Oil-soluble triazine sulfide scavenger |
US8932458B1 (en) | 2012-03-27 | 2015-01-13 | Marathon Petroleum Company Lp | Using a H2S scavenger during venting of the coke drum |
BR112015011232B1 (pt) | 2012-12-19 | 2021-07-06 | Ecolab Usa Inc | método de tratamento por compressão para eliminação de sulfeto de hidrogênio em um fluido de produção |
CA2889622C (en) * | 2012-12-19 | 2021-02-02 | Nalco Company | Functionalized hydrogen sulfide scavengers |
US9638018B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-05-02 | Ecolab Usa Inc. | Scavenging hydrogen sulfide |
US9587181B2 (en) * | 2013-01-10 | 2017-03-07 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic H2S scavenger combination of transition metal salts with water-soluble aldehydes and aldehyde precursors |
PL3470390T3 (pl) | 2013-01-30 | 2023-11-06 | Ecolab Usa Inc. | Zmiatacze siarkowodoru |
EP2792732B1 (en) | 2013-04-15 | 2016-11-02 | Baker Hughes Incorporated | Metal carboxylate salts as h2s scavengers in mixed production or dry gas systems |
US9340723B2 (en) * | 2013-06-26 | 2016-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Catalyzed polyamine sulfide scavengers and methods of use in subterranean treatment fluids |
WO2014210166A1 (en) | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Ecolab Usa Inc. | Epoxide-based hydrogen sulfide scavengers |
US9273254B2 (en) | 2013-12-20 | 2016-03-01 | Ecolab Usa Inc. | Amino acetals and ketals as hydrogen sulfide and mercaptan scavengers |
US9458393B2 (en) | 2014-04-15 | 2016-10-04 | Ecolab Usa Inc. | Hydantoins as hydrogen sulfide and mercaptan scavengers |
WO2016022296A1 (en) * | 2014-08-08 | 2016-02-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
CA2982407C (en) | 2015-04-22 | 2022-03-15 | Ecolab Usa Inc. | Development of a high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide |
CN107949625B (zh) * | 2015-09-08 | 2020-10-02 | 艺康美国股份有限公司 | 作为硫化氢清除剂的烃溶性/分散性半缩甲醛 |
CA2997416C (en) * | 2015-09-08 | 2023-06-27 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
WO2017055892A1 (en) * | 2015-09-30 | 2017-04-06 | Smi Oilfield Equipment And Products Fze | Scale deposition inhibiting scavenger compositions and their use |
BR102015028532A2 (pt) * | 2015-11-13 | 2017-05-23 | Oxiteno S A Indústria E Comércio | composição de sequestrante para aplicação na eliminação e/ou redução de sulfeto de hidrogênio e/ou mercaptanas em fluido |
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 |
DK3400089T3 (da) * | 2016-01-08 | 2022-11-21 | Ecolab Usa Inc | Multifunktionelt produkt med hydrogensulfidfjernelses- og hydrathæmningsevne |
AU2016384448B2 (en) | 2016-01-08 | 2020-04-30 | Dorf Ketal Chemicals (India) Private Limited | Nitrogen based hydrogen sulfide scavengers and method of use thereof |
RU2620792C1 (ru) * | 2016-06-09 | 2017-05-29 | ООО "Эконефтехимтехника" | Способ получения средства для селективного удаления сероводорода и меркаптанов из газов, нефти и нефтепродуктов |
EP3578622B1 (en) | 2016-07-01 | 2020-10-07 | Clariant International Ltd | Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans |
WO2018001629A1 (en) * | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Clariant International Ltd | Synergized acetals composition and method for scavenging sulfides and mercaptans |
WO2018001630A1 (en) * | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Clariant International 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 |
MX2019001208A (es) | 2016-07-29 | 2019-05-02 | Ecolab Usa Inc | Composiciones antiincrustantes y barredoras de sulfuro de hidrogeno. |
EP3494196A1 (en) * | 2016-08-03 | 2019-06-12 | General Electric Company | Enhanced performance of sulfide scavengers |
US10513662B2 (en) | 2017-02-02 | 2019-12-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Functionalized aldehydes as H2S and mercaptan scavengers |
EA202091866A1 (ru) * | 2017-03-23 | 2020-10-28 | Клариант Интернэшнл Лтд | Синергетические ацетальные композиции и способ улавливания сульфидов и меркаптанов |
US20180345209A1 (en) * | 2017-05-30 | 2018-12-06 | Hexion Inc. | Scavengers |
US10538710B2 (en) | 2017-07-13 | 2020-01-21 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
US10696906B2 (en) | 2017-09-29 | 2020-06-30 | Marathon Petroleum Company Lp | Tower bottoms coke catching device |
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 |
JP2021120136A (ja) * | 2018-04-27 | 2021-08-19 | 株式会社クラレ | 含硫黄化合物除去用の組成物 |
US12000720B2 (en) | 2018-09-10 | 2024-06-04 | Marathon Petroleum Company Lp | Product inventory monitoring |
BR112021014463A2 (pt) | 2019-01-23 | 2021-09-21 | Championx Usa Inc | Remoção completa de sólidos durante operações sequestrantes de sulfeto de hidrogênio que usam um sequestrante e um aceitador de michael |
US11975316B2 (en) | 2019-05-09 | 2024-05-07 | Marathon Petroleum Company Lp | Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst |
CA3136474A1 (en) * | 2019-06-19 | 2020-12-24 | Bl Technologies, Inc. | Stabilized concentrated formaldehyde solutions and methods of use thereof |
US11352577B2 (en) | 2020-02-19 | 2022-06-07 | Marathon Petroleum Company Lp | Low sulfur fuel oil blends for paraffinic resid stability and associated methods |
CN113877366B (zh) * | 2020-07-02 | 2023-05-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 复合吸收剂和选择性脱除硫化氢的方法 |
DE102020120287A1 (de) | 2020-07-31 | 2022-02-03 | Vink Chemicals Gmbh & Co. Kg | Zusammensetzungen und verfahren zur entfernung von schwefelverbindungen aus prozessströmen |
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 |
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 |
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 |
CN113234473A (zh) * | 2021-06-04 | 2021-08-10 | 滨州乾坤化工机械有限公司 | 一种油田用液体脱硫剂及其制备和应用方法 |
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 |
US11946008B2 (en) | 2022-05-04 | 2024-04-02 | Nexgen Oilfield Chemicals, Llc | Compositions and methods for scavenging hydrogen sulfide |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4748011A (en) * | 1983-07-13 | 1988-05-31 | Baize Thomas H | Method and apparatus for sweetening natural gas |
WO1990007467A1 (en) * | 1988-12-23 | 1990-07-12 | Quaker Chemical Corporation | Composition and method for sweetening hydrocarbons |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB8517333D0 (en) * | 1985-07-09 | 1985-08-14 | Ici Plc | Purification of hydrocarbon mixture |
DK163387C (da) * | 1988-12-20 | 1992-07-13 | Catena Systems Aps | Moentlaasautomat til udlevering af et i automaten fastholdt laaseorgan |
DE4002132A1 (de) * | 1990-01-25 | 1991-08-01 | Hoechst Ag | Verfahren zum abfangen von schwefelwasserstoff mit glyoxal |
US5569443A (en) * | 1994-11-18 | 1996-10-29 | The Dow Chemical Company | Method for removing hydrogen sulfide from a gas using polyamino disuccinic acid |
US5792438A (en) * | 1996-08-20 | 1998-08-11 | The Sulfatreat Company | Process and composition for increasing the reactivity of sulfur scavenging iron oxides |
US6063346A (en) * | 1998-06-05 | 2000-05-16 | Intevep, S. A. | Process for scavenging hydrogen sulfide and mercaptan contaminants from a fluid |
US6887445B2 (en) * | 1998-08-04 | 2005-05-03 | M-I L.L.C. | Process for sulfur scavenging |
-
2000
- 2000-12-27 GB GBGB0031710.7A patent/GB0031710D0/en not_active Ceased
-
2001
- 2001-12-21 US US10/250,436 patent/US7078005B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-12-21 AU AU2002216263A patent/AU2002216263B2/en not_active Ceased
- 2001-12-21 EP EP01272112.2A patent/EP1363985B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-12-21 CA CA2433871A patent/CA2433871C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-12-21 DK DK01272112T patent/DK1363985T3/da active
- 2001-12-21 WO PCT/GB2001/005758 patent/WO2002051968A1/en active IP Right Grant
- 2001-12-21 MX MXPA03005924A patent/MXPA03005924A/es active IP Right Grant
- 2001-12-21 AT AT01272112T patent/ATE371713T1/de active
- 2001-12-21 DE DE60130260T patent/DE60130260T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-12-24 MY MYPI20015873A patent/MY135675A/en unknown
- 2001-12-26 EG EG20011373A patent/EG23049A/xx active
-
2003
- 2003-06-27 NO NO20032983A patent/NO339183B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4748011A (en) * | 1983-07-13 | 1988-05-31 | Baize Thomas H | Method and apparatus for sweetening natural gas |
WO1990007467A1 (en) * | 1988-12-23 | 1990-07-12 | Quaker Chemical Corporation | Composition and method for sweetening hydrocarbons |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1363985B2 (en) | 2019-01-30 |
DK1363985T3 (da) | 2008-02-04 |
MXPA03005924A (es) | 2005-02-14 |
DE60130260T2 (de) | 2008-05-21 |
NO20032983L (no) | 2003-08-26 |
GB0031710D0 (en) | 2001-02-07 |
AU2002216263B2 (en) | 2007-08-09 |
US20040096382A1 (en) | 2004-05-20 |
WO2002051968A1 (en) | 2002-07-04 |
US7078005B2 (en) | 2006-07-18 |
CA2433871A1 (en) | 2002-07-04 |
EP1363985A1 (en) | 2003-11-26 |
NO20032983D0 (no) | 2003-06-27 |
DE60130260D1 (de) | 2007-10-11 |
EG23049A (en) | 2004-01-31 |
CA2433871C (en) | 2010-12-14 |
ATE371713T1 (de) | 2007-09-15 |
MY135675A (en) | 2008-06-30 |
EP1363985B1 (en) | 2007-08-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339183B1 (no) | Prosess for reduksjon eller eliminering av hydrogensulfid | |
AU2002216263A1 (en) | Process for the reduction or elimination of hydrogen sulphide | |
US5688478A (en) | Method for scavenging sulfides | |
CA2196418C (en) | Hydrogen sulfide scavenging process | |
CA2491973C (en) | Sulfur scavenging amines being monomeric adducts of a sterically hindered amine and an aldehyde or donor thereof | |
US5674377A (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
US8357306B2 (en) | Non-nitrogen sulfide sweeteners | |
RU2418036C1 (ru) | Нейтрализатор сероводорода и способ его использования | |
AU719046B2 (en) | Bisoxazolidine hydrogen sulfide scavenger | |
WO1998050135A1 (en) | Regeneration of sulfide scavengers | |
RU2490311C1 (ru) | Нейтрализатор сероводорода | |
CN111944560A (zh) | 一种油气田用脱硫剂及其制备方法 | |
CA2148849A1 (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbons | |
RU2269567C1 (ru) | Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов поглотительными растворами | |
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 | |
RU2517709C1 (ru) | Нейтрализатор сероводорода и способ его использования | |
RU2220756C2 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
CN106390721B (zh) | 在用于石油/石化工艺的苛性碱处理塔中用硼氢化钠控制硫化羰 | |
RU2496853C2 (ru) | Нейтрализатор сероводорода и способ его использования | |
US11802246B2 (en) | Synergistic effects among mercaptan scavengers | |
RU2104758C1 (ru) | Способ очистки газов от сероводорода | |
Palmaa et al. | Study of the carbonyl sulphide hydrolysis reaction in liquid phase | |
EP0261974A1 (en) | Scavengers containing peroxides for removal of volatile sulphides | |
Pasban et al. | An approach to H2S removal from light crude oils using synthetic scavengers based on long chain alkylated ionic liquids |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |