RU2318863C2 - Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same - Google Patents
Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same Download PDFInfo
- Publication number
- RU2318863C2 RU2318863C2 RU2005107499/04A RU2005107499A RU2318863C2 RU 2318863 C2 RU2318863 C2 RU 2318863C2 RU 2005107499/04 A RU2005107499/04 A RU 2005107499/04A RU 2005107499 A RU2005107499 A RU 2005107499A RU 2318863 C2 RU2318863 C2 RU 2318863C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- oil
- water
- neutralizer
- reagent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода в нефтепромысловых средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода в нефти, водонефтяной эмульсии и попутном нефтяном газе (в продукции нефтяных и газовых скважин), пластовой и сточной воде, технологических жидкостях на водной основе (жидкости глушения скважин, буферной, промывочной, надпакерной жидкости и т.п.).The invention relates to the field of neutralization of hydrogen sulfide in oil fields with chemical reagents and neutralizers and can be used in the oil and gas and oil and gas processing industries to neutralize hydrogen sulfide in oil, oil-water emulsion and associated petroleum gas (in the production of oil and gas wells), produced and waste water, process liquids water-based (killing fluids, buffer, flushing, overpacker liquids, etc.).
Известен способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода путем обработки исходного сырья эффективным количеством гексаметилентетрамина (уротропина) при температуре 100-350°F. В преимущественном варианте осуществления способа в качестве нейтрализатора сероводорода применяют ~40%-ный водный раствор гексаметилентетрамина, предварительно полученного взаимодействием ~37%-ного водного раствора формальдегида (формалина) с аммиаком (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).A known method of purification of oil and oil products from hydrogen sulfide by processing the feedstock with an effective amount of hexamethylenetetramine (urotropin) at a temperature of 100-350 ° F. In an advantageous embodiment of the method, a ~ 40% aqueous solution of hexamethylenetetramine, previously prepared by reacting a ~ 37% aqueous solution of formaldehyde (formalin) with ammonia (US Pat. No. 5,213,680, C10G 29/20, 1993) is used as a hydrogen sulfide neutralizer. )
Однако указанный нейтрализатор обладает низкой реакционной способностью по отношению к сероводороду и не обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти при обычных температурах, в результате чего требуется проведение процесса при повышенных температурах (выше 80-100°С) и высоком расходе нейтрализатора (до 10 тыс. ppm). Это приводит к повышенным энергозатратам на нагрев исходного сырья и снижению эффективности процесса в целом.However, the specified catalyst has a low reactivity with respect to hydrogen sulfide and does not provide effective neutralization of hydrogen sulfide in oil at ordinary temperatures, as a result of which the process is required to be carried out at elevated temperatures (above 80-100 ° C) and a high consumption of the catalyst (up to 10 thousand ppm ) This leads to increased energy consumption for heating the feedstock and reduce the efficiency of the process as a whole.
Известен нейтрализатор сероводорода в высокоминерализованных водных средах (пат. РФ №2186737, C02F 1/66, 2002 г.), содержащий следующие компоненты, мас.%:Known hydrogen sulfide neutralizer in highly mineralized aqueous media (US Pat. RF No. 2186737, C02F 1/66, 2002), containing the following components, wt.%:
Недостатком указанного нейтрализатора является его многокомпонентность, высокая стоимость и то, что он содержит токсичный, легколетучий формальдегид с резким неприятным запахом. Кроме того, применение его для нейтрализации сероводорода в воде приводит к загрязнению очищенной воды образующимися сероорганическими соединениями - аминотиолами и аминосульфидами, обладающими стойким неприятным запахом.The disadvantage of this catalyst is its multicomponent nature, high cost and the fact that it contains toxic, volatile formaldehyde with a sharp unpleasant odor. In addition, its use to neutralize hydrogen sulfide in water leads to contamination of purified water with the formation of organosulfur compounds - aminothiols and aminosulfides, which have a persistent unpleasant odor.
Известно применение около 10%-ного водного раствора гипохлорита натрия для нейтрализации сероводорода в промывочной жидкости на водной основе (буровом растворе) при бурении скважин и вскрытии пластов в осложненных условиях сероводородной агрессии (Руководящий документ РД 39-0147276-504-87Р. "Инструкция по применению реагентов для нейтрализации сероводорода при бурении скважин и вскрытии пластов с промывкой аэрированной и технической водой в осложненных условиях сероводородной агрессии". Уфа. БашНИПИнефть. 1987. С.3-14).It is known to use about 10% aqueous sodium hypochlorite solution to neutralize hydrogen sulfide in a water-based drilling fluid (drilling mud) when drilling wells and opening formations in complicated conditions of hydrogen sulfide aggression (Guidance document RD 39-0147276-504-87P. "Instructions for the use of reagents to neutralize hydrogen sulfide during well drilling and drilling with aerated and industrial water under difficult hydrogen sulfide aggression conditions. "Ufa. BashNIPIneft. 1987. S.3-14).
К основным недостаткам данного нейтрализатора относятся высокие токсичность (2-ой класс опасности), коррозионная агрессивность и низкая стабильность при транспортировании и хранении.The main disadvantages of this converter are high toxicity (2nd hazard class), corrosiveness and low stability during transportation and storage.
Известен способ очистки пластовой воды, используемой для технологических нужд нефтедобычи, от сероводорода путем обработки ее водным раствором хлорамина Б. В преимущественном варианте осуществления способа применяемый нейтрализатор сероводорода представляет собой около 5%-ный водный раствор хлорамина Б, который берут из расчета не менее 200 мл на 1 г нейтрализуемого сероводорода, что в пересчете на твердый товарный хлорамин Б составляет не менее 10 г на 1 г сероводорода (Атаджанян Б.П., Везиров Ч.Б., Алиев М.Р. Способ нейтрализации сероводорода в пластовой воде. Ж. "Нефтяное хозяйство". 1984. №9. С.48-51).A known method of purification of produced water used for the technological needs of oil production from hydrogen sulfide by treating it with an aqueous solution of chloramine B. In an advantageous embodiment of the method, the hydrogen sulfide neutralizer used is about 5% aqueous solution of chloramine B, which is taken from a calculation of at least 200 ml per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide, which in terms of solid marketable chloramine B is at least 10 g per 1 g of hydrogen sulfide (Atajanyan B.P., Vezirov Ch.B., Aliev M.R. Method of neutralizing hydrogen sulfide and produced water. J. "Oil Industry". 1984. №9. S.48-51).
Известно также применение водных растворов хлорамина Б для нейтрализации сероводорода в различных технологических жидкостях на водной основе, в частности в жидкости глушения скважин, в продукции которых содержится сероводород. При этом водный раствор хлорамина Б берут из расчета 16 г твердого товарного хлорамина Б на 1 г нейтрализуемого сероводорода (Алиев М.Р. Использование нейтрализующей жидкости для глушения скважин, в продукции которых содержится сероводород. Э.И.Сер. "Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений". М.: ВНИИОЭНГ. 1991. Вып.7. С.19-26). Водный раствор хлорамина Б быстро и эффективно окисляет сероводород до элементной серы при обычных и повышенных температурах. Однако в настоящее время применение хлорамина Б (и других хлорсодержащих окислителей типа гипохлоритов) в качестве нейтрализатора сероводорода в нефти, водонефтяных эмульсиях и технологических жидкостях не допускается из-за загрязнения добываемой нефти хлорорганическими соединениями. Кроме того, большой удельный расход (10-16 г/г сероводорода), дефицитность и высокая стоимость, а также токсичность хлорамина Б препятствуют практическому применению его для нейтрализации сероводорода в пластовой и сточной воде.It is also known the use of aqueous solutions of chloramine B to neutralize hydrogen sulfide in various process fluids, water-based, in particular in killing wells, the production of which contains hydrogen sulfide. In this case, an aqueous solution of chloramine B is taken at the rate of 16 g of solid marketable chloramine B per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide (Aliev M.R. Use of a neutralizing liquid to kill wells that contain hydrogen sulfide. E.I. Ser. "Production technique and technology oil and oil field facilities ". M: VNIIOENG. 1991. Issue 7. S.19-26). An aqueous solution of chloramine B quickly and efficiently oxidizes hydrogen sulfide to elemental sulfur at ordinary and elevated temperatures. However, at present, the use of chloramine B (and other chlorine-containing oxidizing agents such as hypochlorites) as a neutralizer of hydrogen sulfide in oil, water-oil emulsions and process fluids is not allowed due to contamination of produced oil with organochlorine compounds. In addition, the high specific consumption (10-16 g / g of hydrogen sulfide), the scarcity and high cost, as well as the toxicity of chloramine B prevent its practical use to neutralize hydrogen sulfide in formation and waste water.
Известен способ очистки глинистых буровых растворов от сероводорода путем обработки химическим составом, содержащим следующие компоненты, мас.%: диоксид марганца 60-65, едкое кали 3-5 и вода 30-37 (авт. свид. СССР №825579, С09К 7/04, 1981 г.).A known method of purification of clay drilling fluids from hydrogen sulfide by treatment with a chemical composition containing the following components, wt.%: Manganese dioxide 60-65, potassium hydroxide 3-5 and water 30-37 (ed. Certificate of the USSR No. 825579, C09K 7/04 , 1981).
Однако указанный нейтрализатор сероводорода недостаточно эффективен, и применение его для очистки водонефтяных и нефтяных сред приводит к загрязнению очищенной нефти нерастворимыми в воде сульфидом марганца и элементной серой.However, the specified hydrogen sulfide neutralizer is not effective enough, and its use for the purification of oil-water and oil media leads to contamination of the purified oil with water-insoluble manganese sulfide and elemental sulfur.
Известен способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине (в продукции скважин) путем закачки в призабойную зону скважины расчетного объема нейтрализующей жидкости, в качестве которой используют полиглицерины - продукты отходов производства глицерина в смеси с водным раствором хлористого натрия. В преимущественном варианте применения нейтрализующая жидкость содержит 60-90% полиглицеринов и 10-40% водного раствора хлористого натрия (пат. РФ №2136864, Е21В 43/22, 37/06, 1999 г.).A known method of neutralizing hydrogen sulfide in an oil well (in the production of wells) by injecting into the bottomhole zone of the well a calculated volume of neutralizing liquid, which is used as polyglycerins - waste products of glycerol production in a mixture with an aqueous solution of sodium chloride. In a preferred embodiment, the neutralizing liquid contains 60-90% polyglycerols and 10-40% aqueous solution of sodium chloride (US Pat. RF No. 2136864, ЕВВ 43/22, 37/06, 1999).
Однако применяемая нейтрализующая жидкость обладает недостаточно высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду (3,7 объема сероводорода на 1 объем нейтрализатора), в результате чего требуется применение больших объемов нейтрализатора, что приводит к увеличению материальных затрат и снижению эффективности процесса в целом.However, the used neutralizing liquid does not have a sufficiently high absorption capacity with respect to hydrogen sulfide (3.7 volumes of hydrogen sulfide per 1 volume of neutralizer), which requires the use of large volumes of a neutralizer, which leads to an increase in material costs and a decrease in the efficiency of the whole process.
Известен также состав для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтяных средах (пат. РФ №2241018, C10G 27/06, 2004 г.), содержащий следующие компоненты, мас.%:Also known is a composition for neutralizing hydrogen sulfide and light mercaptans in petroleum media (US Pat. RF No. 221018, C10G 27/06, 2004), containing the following components, wt.%:
Однако, как показали проведенные исследования, он обладает невысокой реакционной способностью по отношению к сероводороду при обычных температурах (5-25°С) и не обеспечивает быструю и эффективную нейтрализацию сероводорода в водных и водонефтяных средах - в пресной (технической) и высокоминерализованной пластовой воде, технологических жидкостях на водной основе и водонефтяных эмульсиях (в продукции нефтяных скважин). В связи с этим указанный состав не может быть практически использован для быстрой нейтрализации сероводорода в указанных средах, как правило, имеющих температуру в пределах 5-25°С.However, as the studies showed, it has a low reactivity with respect to hydrogen sulfide at ordinary temperatures (5-25 ° C) and does not provide quick and effective neutralization of hydrogen sulfide in aqueous and oil-water environments - in fresh (technical) and highly mineralized formation water, water-based process fluids and oil-water emulsions (in the production of oil wells). In this regard, the specified composition cannot be practically used to quickly neutralize hydrogen sulfide in these environments, as a rule, having a temperature in the range of 5-25 ° C.
В качестве прототипа был взят способ очистки нефти от сероводорода с применением нейтрализатора, состоящего из пероксида водорода и воды. В преимущественном варианте осуществления способа применяемый нейтрализатор представляет собой 20-50%-ный водный раствор пероксида водорода, который берут из расчета не менее 20 мл (в расчете на 35%-ный раствор H2O2) на 1 г нейтрализуемого сероводорода (пат. ФРГ №3151133, C10G 27/12, 1983 г.).As a prototype, a method was taken to purify oil from hydrogen sulfide using a neutralizer consisting of hydrogen peroxide and water. In an advantageous embodiment of the method, the neutralizer used is a 20-50% aqueous solution of hydrogen peroxide, which is taken at the rate of at least 20 ml (based on a 35% solution of H 2 O 2 ) per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide (US Pat. Germany No. 31511133, C10G 27/12, 1983).
Основным недостатком указанного нейтрализатора является низкая реакционная (окислительная) способность по отношению к сероводороду, особенно при обычных температурах (5-25°С) и в нефтяных средах, большой расход, пожаровзывоопасность и высокая токсичность пероксида водорода (2-й класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76). Кроме того, пероксид водорода является малостабильным продуктом, самопроизвольно разлагающимся на воду и кислород при транспортировании и хранении, поэтому требуется транспортирование и хранение его в специальных, предварительно пассивированных алюминиевых цистернах при температуре не выше +30°С; при работе с ним не допускается использование аппаратуры и трубопроводов из нелегированной и низколегированной стали, чугуна и других конструкционных материалов, являющихся катализаторами разложения пероксида водорода (см. ГОСТ 177-88. Водорода перекись. М.: Изд-во стандартов. 1988. С.2, 3, 5 и 12). Эти недостатки, а также загрязнение очищенной нефти образующейся коррозионной элементной серой, препятствуют практическому применению водных растворов пероксида водорода в качестве нейтрализатора сероводорода для промысловой очистки нефти, водонефтяной эмульсии (продукции нефтяной скважины) и других нефтепромысловых сред от сероводорода.The main disadvantage of this converter is its low reactivity (oxidation) with respect to hydrogen sulfide, especially at ordinary temperatures (5-25 ° C) and in oil media, high consumption, fire and explosion hazard and high toxicity of hydrogen peroxide (hazard class 2 according to GOST 12.1 .007-76). In addition, hydrogen peroxide is a unstable product that spontaneously decomposes into water and oxygen during transportation and storage; therefore, transportation and storage in special, previously passivated aluminum tanks is required at a temperature of no higher than + 30 ° С; when working with it, the use of equipment and pipelines from unalloyed and low-alloy steel, cast iron and other structural materials that are catalysts for the decomposition of hydrogen peroxide (see GOST 177-88. Hydrogen peroxide. M: Publishing house of standards. 1988. P. 2, 3, 5 and 12). These shortcomings, as well as the pollution of refined oil by the formation of corrosive elemental sulfur, impede the practical use of aqueous solutions of hydrogen peroxide as a hydrogen sulfide neutralizer for field purification of oil, oil-water emulsion (oil well production) and other oil-field media from hydrogen sulfide.
В основу настоящего изобретения положена задача создания состава нейтрализатора, обладающего высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и обеспечивающего эффективную нейтрализацию сероводорода как при обычных, так и повышенных температурах в различных нефтепромысловых средах - в пресной (технической) и высокоминерализованной пластовой воде, водонефтяных эмульсиях, нефти и технологических жидкостях на водной основе. Задачей изобретения является также расширение ассортимента эффективных, нетоксичных, стабильных и доступных нейтрализаторов сероводорода, пригодных для очистки водных, водонефтяных и нефтяных сред как при обычных, так и повышенных температурах. Другой задачей изобретения является повышение степени очистки исходного сырья от сероводорода, а также уменьшение загрязнения очищенного сырья элементной серой.The present invention is based on the task of creating a neutralizer composition having a high reactivity with respect to hydrogen sulfide and providing effective neutralization of hydrogen sulfide both at ordinary and elevated temperatures in various oilfield environments - in fresh (technical) and highly mineralized formation water, oil-water emulsions, oil and water-based process fluids. The objective of the invention is to expand the range of effective, non-toxic, stable and affordable neutralizers of hydrogen sulfide, suitable for the purification of aqueous, oil-water and oil environments both at ordinary and elevated temperatures. Another objective of the invention is to increase the degree of purification of feedstock from hydrogen sulfide, as well as to reduce the contamination of purified raw materials with elemental sulfur.
Поставленная задача решается тем, что нейтрализатор сероводорода в нефтепромысловых средах, включающий окислитель и воду, в качестве окислителя содержит пиросульфит щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the hydrogen sulfide neutralizer in oilfield environments, including an oxidizing agent and water, contains an alkali metal pyrosulfite as an oxidizing agent in the following ratio of components, wt.%:
Для снижения коррозионной активности нейтрализатора, а также уменьшения загрязнения очищенной нефти образующейся коррозионной элементной серой он дополнительно содержит щелочной и/или азотсодержащий основной реагент при следующем соотношении компонентов, мас.%:To reduce the corrosive activity of the converter, as well as to reduce the contamination of purified oil by the resulting corrosive elemental sulfur, it additionally contains an alkaline and / or nitrogen-containing main reagent in the following ratio of components, wt.%:
В качестве пиросульфита щелочного металла предлагаемый нейтрализатор преимущественно содержит пиросульфит натрия, а в качестве щелочного реагента - гидроксид, карбонат, фосфат и/или сульфит щелочного металла, предпочтительно натрия. В качестве азотсодержащего основного реагента нейтрализатор содержит аммиак водный и/или водорастворимый органический амин, предпочтительно гексаметилентетрамин и/или триэтаноламин.As the alkali metal pyrosulphite, the proposed catalyst mainly contains sodium pyrosulphite, and as the alkaline reagent, hydroxide, carbonate, phosphate and / or alkali metal sulfite, preferably sodium. As a nitrogen-containing basic reagent, the neutralizer contains ammonia, an aqueous and / or water-soluble organic amine, preferably hexamethylenetetramine and / or triethanolamine.
Поставленная задача повышения степени очистки нефтепромысловых (водных, водонефтяных и нефтяных) сред от сероводорода решается путем обработки исходного сырья нейтрализатором вышеуказанного состава(ов), взятым из расчета не менее 11 г на 1 г нейтрализуемого сероводорода, предпочтительно не менее 14 г/г сероводорода. При этом обработку сырья проводят при температуре 3-90°С.The task to increase the degree of purification of oilfield (water, oil and oil) media from hydrogen sulfide is achieved by treating the feedstock with a neutralizer of the above composition (s), taken from the calculation of at least 11 g per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide, preferably at least 14 g / g of hydrogen sulfide. In this case, the processing of raw materials is carried out at a temperature of 3-90 ° C.
Заявляемый нейтрализатор представляет собой 3-36%-ный водный раствор пиросульфита щелочного металла, преимущественно натрия, который обладает высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и обеспечивает эффективную нейтрализацию его в различных нефтепромысловых средах при обычных и повышенных температурах (см. примеры 5-8). Однако водные растворы технического пиросульфита натрия (Na2S2O5) и калия (К2S2O5) имеют кислую реакцию среды (рН около 4,1) и, следовательно, сравнительно высокую коррозионную агрессивность по отношению к обычной углеродистой стали, поэтому с точки зрения снижения коррозионной агрессивности целесообразно использование нейтрализатора, дополнительно содержащего щелочной и/или азотсодержащий основной реагент в количестве до 15% для поддержания показателя рН в пределах 5,5-7,5. Таким образом, в преимущественном варианте осуществления нейтрализатор содержит пиросульфит натрия, щелочной и/или азотсодержащий основной реагент и воду в вышеуказанном оптимальном соотношении компонентов.The inventive catalyst is a 3-36% aqueous solution of alkali metal pyrosulphite, mainly sodium, which has a high reactivity with hydrogen sulfide and provides effective neutralization in various oilfield environments at ordinary and elevated temperatures (see examples 5-8) . However, aqueous solutions of technical sodium pyrosulfite (Na 2 S 2 O 5 ) and potassium (K 2 S 2 O 5 ) have an acidic reaction of the medium (pH about 4.1) and, therefore, a relatively high corrosiveness with respect to ordinary carbon steel, therefore, from the point of view of reducing corrosiveness, it is advisable to use a catalyst that additionally contains an alkaline and / or nitrogen-containing main reagent in an amount of up to 15% to maintain a pH in the range of 5.5-7.5. Thus, in a preferred embodiment, the neutralizer contains sodium pyrosulfite, an alkaline and / or nitrogen-containing basic reagent and water in the above optimal ratio of components.
Предлагаемый нейтрализатор сероводорода в обычных условиях представляет собой однородную подвижную жидкость от слегка желтоватого до желтого цвета с плотностью в пределах 1,03-1,34 г/см3 и величиной водородного показателя рН от 4,1 до 7,5 (в зависимости от содержания щелочного или азотсодержащего основного реагента). Технология приготовления нейтрализатора проста и заключается в растворении найденных оптимальных количеств исходных компонентов в пресной (технической) или минерализованной (пластовой) воде, или в технологической жидкости на водной основе (в жидкости глушения скважин, промывочной жидкости и т.п.). В качестве исходного сырья для приготовления нейтрализатора преимущественно используют пиросульфит натрия технический по ГОСТ 11683 (выпускаемый в крупнотоннажном масштабе для применения в рыбной, пищевой, фармацевтической промышленности, сельском хозяйстве в качестве консерванта и для других целей). В качестве щелочного реагента преимущественно используют натр едкий технический (гидроксид натрия) по ГОСТ 2263 или сульфит натрия безводный по ГОСТ 5644 (или ГОСТ 195), а в качестве азотсодержащего основного реагента - аммиак водный технический по ГОСТ 9 или гексаметилентетрамин (уротропин технический по ГОСТ 1381). Следует указать, что для приготовления нейтрализатора в качестве щелочного реагента может быть использован также щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84. Указанные виды исходного сырья производятся отечественной промышленностью в крупнотоннажном масштабе и являются доступными, недорогими продуктами, т.е. с точки зрения обеспеченности исходным сырьем, предлагаемый нейтрализатор является промышленно применимым.The proposed hydrogen sulfide neutralizer under normal conditions is a homogeneous mobile liquid from slightly yellowish to yellow with a density in the range of 1.03-1.34 g / cm 3 and a pH value of pH 4.1 to 7.5 (depending on the content alkaline or nitrogen-containing basic reagent). The preparation technology of the neutralizer is simple and consists in dissolving the found optimal amounts of the starting components in fresh (technical) or mineralized (formation) water, or in a water-based process fluid (in killing fluids, flushing fluids, etc.). Sodium pyrosulphite technical in accordance with GOST 11683 (produced on a large-scale scale for use in the fish, food, pharmaceutical industries, agriculture as a preservative and for other purposes) is mainly used as a feedstock for the preparation of a neutralizer. The alkali reagent is mainly sodium hydroxide technical (sodium hydroxide) according to GOST 2263 or anhydrous sodium sulfite according to GOST 5644 (or GOST 195), and as the nitrogen-containing main reagent - aqueous ammonia according to GOST 9 or hexamethylenetetramine (technical urotropin according to GOST 1381 ) It should be noted that for the preparation of the neutralizing agent as an alkaline reagent can also be used alkaline stock production of caprolactam (ShchSPK) according to TU 113-03-488-84. These types of feedstock are produced by the domestic industry on a large-scale scale and are affordable, inexpensive products, i.e. from the point of view of the availability of raw materials, the proposed Converter is industrially applicable.
Согласно результатам проведенных исследований предлагаемый нейтрализатор, в отличие от прототипа, обеспечивает быструю и эффективную нейтрализацию сероводорода в водных и нефтяных средах при обычных и повышенных температурах (3-90°С и выше), поэтому дополнительный нагрев исходного очищаемого сырья не требуется. Давление проведения процесса не оказывает заметного влияния на скорость и степень нейтрализации сероводорода, поэтому процесс может быть осуществлен при обычных и повышенных давлениях (0,1 МПа и выше). Поскольку предлагаемый нейтрализатор является водно-солевым раствором и практически нерастворим в нефти и нефтепродуктах, для улучшения диспергирования его в очищаемой нефти целесообразно дозировать нейтрализатор в поток сероводородсодержащей нефти перед центробежным нефтеперекачивающим насосом, являющимся эффективным смесительным устройством, или вводить в трубопровод в поток нефти с турбулентным движением через эффективное распыливающее устройство (форсунку). Следует указать, что для улучшения диспергирования нейтрализатора в нефти в его состав может быть дополнительно введено эффективное количество (до 1%) водорастворимого ПАВ (эмульгатора) типа сульфонола, неонола, ОП-10 и т.п., а для уменьшения солеотложений в технологическом оборудовании - известного ингибитора солеотложений типа трилона Б (ЭДТА), полифосфата, полиакрилата натрия, калия или аммония и т.п. При этом предлагаемый нейтрализатор для очистки сырья от сероводорода берут из расчета не менее 4 г пиросульфита натрия (Na2S2O5) на 1 г нейтрализуемого сероводорода, предпочтительно 5-8 г/г сероводорода (или не менее 11,2 г 36%-ного водного раствора пиросульфита на 1 г сероводорода, предпочтительно 14-22 г/г сероводорода).According to the results of the studies, the proposed catalyst, in contrast to the prototype, provides fast and effective neutralization of hydrogen sulfide in aqueous and petroleum media at ordinary and elevated temperatures (3-90 ° C and above), therefore, additional heating of the feed to be purified is not required. The pressure of the process does not significantly affect the speed and degree of neutralization of hydrogen sulfide, so the process can be carried out at ordinary and elevated pressures (0.1 MPa and above). Since the proposed catalyst is a water-salt solution and is practically insoluble in oil and oil products, it is advisable to dose the catalyst into a stream of hydrogen sulfide-containing oil before a centrifugal oil transfer pump, which is an effective mixing device, or to introduce turbulent movement of oil into the pipeline to improve its dispersion in oil. through an effective atomizing device (nozzle). It should be noted that in order to improve dispersion of the neutralizer in oil, an effective amount (up to 1%) of a water-soluble surfactant (emulsifier) such as sulfonol, neonol, OP-10, etc., can be additionally added to its composition, and to reduce scaling in technological equipment a known scale inhibitor such as trilon B (EDTA), polyphosphate, sodium, potassium or ammonium polyacrylate, and the like. At the same time, the proposed catalyst for purification of raw materials from hydrogen sulfide is taken from the calculation of at least 4 g of sodium pyrosulfite (Na 2 S 2 O 5 ) per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide, preferably 5-8 g / g of hydrogen sulfide (or at least 11.2 g of 36% aqueous solution of pyrosulfite per 1 g of hydrogen sulfide, preferably 14-22 g / g of hydrogen sulfide).
Предлагаемая концентрация пиросульфита (3-36%) является оптимальной, т.к. применение более разбавленного состава (менее 3%) приводит к увеличению затрат на транспортирование и хранение больших объемов нейтрализатора (нейтрализующей жидкости) и увеличению содержания воды в очищенной нефти, а увеличение концентрации выше 36% нецелесообразно из-за выпадения осадка (кристаллизации) при применении нейтрализатора в зимнее время (растворимость пиросульфита натрия в воде составляет ~40% при 25°С). С точки зрения технологичности для практического применения наиболее оптимальной является концентрация пиросульфита в пределах 10-36%.The proposed concentration of pyrosulfite (3-36%) is optimal, because the use of a more dilute composition (less than 3%) leads to an increase in the cost of transporting and storing large volumes of a neutralizer (neutralizing liquid) and an increase in the water content in refined oil, and an increase in concentration above 36% is impractical due to precipitation (crystallization) when using a neutralizer in winter (the solubility of sodium pyrosulfite in water is ~ 40% at 25 ° C). From the point of view of manufacturability, the concentration of pyrosulfite in the range of 10-36% is the most optimal for practical use.
Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявляемой совокупности признаков и наличием свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям "новизна" и "изобретательский уровень".An analysis of the known technical solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object similar in terms of the claimed combination of features and the presence of properties, which allows us to conclude that its criteria are “novelty” and “inventive step”.
Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию "промышленная применимость" ниже приведены конкретные примеры приготовления нейтрализатора (примеры 1-4) и способа его использования для нейтрализации сероводорода в различных нефтепромысловых средах - в воде, водонефтяной эмульсии и нефти, в том числе в высокоминерализованной пластовой воде, жидкости глушения скважин и промывочной жидкости на водной основе (примеры 5-15).To prove the compliance of the claimed object with the criterion of "industrial applicability" below are specific examples of the preparation of a catalyst (examples 1-4) and the method of its use for neutralizing hydrogen sulfide in various oilfield environments - in water, oil-water emulsion and oil, including highly saline produced water, killing fluids and water-based flushing fluids (examples 5-15).
Пример 1. В емкость, снабженную механической мешалкой, загружают 64 г пресной (водопроводной) воды и при перемешивании порциями добавляют 36 г кристаллического пиросульфита натрия технического по ГОСТ 11683, и содержимое перемешивают при комнатной температуре до полного растворения пиросульфита в воде. Полученный состав, представляющий собой 36%-ный водный раствор пиросульфита натрия с плотностью 1,34 г/см3 и величиной показателя рН 4,1, применяют для нейтрализации сероводорода в высокоминерализованной пластовой воде (примеры 5 и 6), "подтоварной" сточной воде (пример 7) и водонефтяной эмульсии (пример 8).Example 1. In a container equipped with a mechanical stirrer, 64 g of fresh (tap) water is loaded and 36 g of crystalline sodium pyrosulphite technical according to GOST 11683 is added portionwise, and the contents are stirred at room temperature until pyrosulphite is completely dissolved in water. The resulting composition, which is a 36% aqueous solution of sodium pyrosulfite with a density of 1.34 g / cm 3 and a pH value of 4.1, is used to neutralize hydrogen sulfide in highly saline formation water (examples 5 and 6), "commercial" waste water (example 7) and an oil-water emulsion (example 8).
Пример 2. В емкость по примеру 1 загружают 90 г воды и 10 г кристаллического пиросульфита натрия технического по ГОСТ 11683, и содержимое перемешивают при комнатной температуре до полного растворения пиросульфита в воде. Полученный состав, представляющий собой 10%-ный раствор пиросульфита натрия с плотностью 1,11 г/см3 и величиной показателя рН 4,2, применяют для нейтрализации сероводорода в жидкости глушения скважин (пример 9) и в промывочной жидкости (пример 10).Example 2. In the container of example 1 load 90 g of water and 10 g of crystalline sodium pyrosulphite technical according to GOST 11683, and the contents are stirred at room temperature until complete dissolution of pyrosulphite in water. The resulting composition, which is a 10% solution of sodium pyrosulfite with a density of 1.11 g / cm 3 and a pH value of 4.2, is used to neutralize hydrogen sulfide in a well killing fluid (Example 9) and in a flushing fluid (Example 10).
Пример 3. В емкость по примеру 1 загружают 70 г воды и при перемешивании порциями добавляют 30 г кристаллического пиросульфита натрия технического по ГОСТ 11683, а затем - 3 г твердого гидроксида натрия технического по ГОСТ 2263. После полного растворения пиросульфита и гидроксида натрия полученную композицию состава, мас.%: пиросульфит натрия - 29,1, гидроксид натрия - 2,9 и вода - 68,0 с плотностью 1,31 г/см3 и величиной показателя рН 6,0 применяют для нейтрализации сероводорода в пластовой воде (пример 11), глинистом буровом растворе (пример 12), нефти (пример 13) и сероочистки попутного нефтяного газа (пример 14).Example 3. In the container of example 1, 70 g of water is charged and 30 g of crystalline sodium technical pyrosulphite technical according to GOST 11683 is added in portions with stirring, and then 3 g technical sodium hydroxide technical according to GOST 2263. After complete dissolution of pyrosulphite and sodium hydroxide, the resulting composition , wt.%: sodium pyrosulfite - 29.1, sodium hydroxide - 2.9 and water - 68.0 with a density of 1.31 g / cm 3 and a pH value of 6.0 is used to neutralize hydrogen sulfide in produced water (example 11 ), clay mud (example 12), oil (example 13) and desulphurization of associated petroleum gas (example 14).
Пример 4. В емкость по примеру 1 загружают 74 г воды и при перемешивании добавляют 12 г кристаллического пиросульфита натрия технического по ГОСТ 11683 и 13 г сульфита натрия по ГОСТ 5644, а затем - 1 г гексаметилентетрамина (уротропина технического по ГОСТ 1381). После полного растворения компонентов полученную композицию состава, мас.%: пиросульфит натрия - 12, сульфит натрия - 13, гексаметилентетрамин - 1 и вода - 74 с плотностью 1,25 г/см3 и величиной показателя рН 6,6 применяют для очистки нефти от сероводорода (пример 15).Example 4. In the container of example 1, 74 g of water is charged and 12 g of crystalline sodium technical pyrosulfite according to GOST 11683 and 13 g of sodium sulfite according to GOST 5644 are added, with stirring, 1 g of hexamethylenetetramine (technical urotropine according to GOST 1381). After complete dissolution of the components, the resulting composition composition, wt.%: Sodium pyrosulfite - 12, sodium sulfite - 13, hexamethylenetetramine - 1 and water - 74 with a density of 1.25 g / cm 3 and a pH value of 6.6 is used to clean oil from hydrogen sulfide (example 15).
Пример 5. Использование нейтрализатора по примеру 1 для нейтрализации сероводорода в пластовой воде. В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,11 мл (0,15 г) нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл (117,5 г) попутно добываемой вместе с сероводородсодержащей нефтью и используемой в системе поддержания пластового давления (ППД) высокоминерализованной пластовой воды с температурой 15°С, плотностью 1,175 г/см3, содержащей 0,09 мас.% (106 мг/л) сероводорода. Массовое соотношение нейтрализатор:сероводород в реакционной смеси составляет 14:1, т.е. удельный расход нейтрализатора, представляющего собой 36%-ный водный раствор пиросульфита натрия, составляет 14 г/г сероводорода, что в пересчете на твердый товарный пиросульфит натрия составляет 5 г/г сероводорода. Реакционную смесь перемешивают при температуре 15°С в течение 1 ч и проводят количественный анализ очищенной пластовой воды на содержание остаточного сероводорода, и рассчитывают степень очистки воды.Example 5. The use of the Converter according to example 1 to neutralize hydrogen sulfide in produced water. 0.11 ml (0.15 g) of the neutralizer according to Example 1 is introduced into a thermostated reaction flask with a stirrer, then 100 ml (117.5 g) of produced along with hydrogen sulfide-containing oil and a highly mineralized reservoir used in the reservoir pressure maintenance system are charged water with a temperature of 15 ° C, a density of 1.175 g / cm 3 containing 0.09 wt.% (106 mg / l) of hydrogen sulfide. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the reaction mixture is 14: 1, i.e. the specific consumption of the catalyst, which is a 36% aqueous solution of sodium pyrosulfite, is 14 g / g of hydrogen sulfide, which in terms of solid commodity sodium pyrosulfite is 5 g / g of hydrogen sulfide. The reaction mixture is stirred at a temperature of 15 ° C for 1 h and a quantitative analysis of the purified produced water for the content of residual hydrogen sulfide is carried out, and the degree of water purification is calculated.
Степень очистки пластовой воды от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор обладает высокой реакционной способностью и при температуре 15°С обеспечивает быструю и эффективную нейтрализацию сероводорода в высокоминерализованной пластовой воде.The degree of purification of produced water from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed catalyst has a high reactivity and at a temperature of 15 ° C provides a quick and effective neutralization of hydrogen sulfide in highly saline formation water.
Пример 6. Испытание нейтрализатора по примеру 1 на эффективность нейтрализации сероводорода в высокоминерализованной пластовой воде, содержащей 0,09 мас.% сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 5, но при температуре 3°С. Степень очистки воды от сероводорода составляет 100%, т.е. нейтрализатор при температуре 3°С обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в пластовой воде.Example 6. The test of the Converter according to example 1 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in highly mineralized formation water containing 0.09 wt.% Hydrogen sulfide, is carried out similarly and in the conditions of example 5, but at a temperature of 3 ° C. The degree of purification of water from hydrogen sulfide is 100%, i.e. a neutralizer at a temperature of 3 ° C provides effective neutralization of hydrogen sulfide in produced water.
Пример 7. Испытание нейтрализатора по примеру 1 на эффективность нейтрализации сероводорода в "подтоварной" сточной воде, отходящей с установки подготовки высокосернистой карбоновой нефти и содержащей 0,021 мас.% сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 5, но при температуре 25°С. Степень очистки сточной воды от сероводорода составляет 100%.Example 7. Testing the Converter according to example 1 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in the "commercial" waste water leaving the installation for the preparation of sour carbon oil and containing 0.021 wt.% Hydrogen sulfide, is carried out similarly in the conditions of example 5, but at a temperature of 25 ° C. The degree of purification of wastewater from hydrogen sulfide is 100%.
Пример 8. Испытание нейтрализатора по примеру 1 на эффективность нейтрализации сероводорода в водонефтяной эмульсии, содержащей 0,5 мас.% эмульсионной воды и 0,025 мас.% (250 ppm) сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 5, но при температуре 22°С и удельном расходе нейтрализатора 8 г пиросульфита натрия на 1 г сероводорода. Остаточное содержание сероводорода в очищенном сырье составляет 0,001 мас.% (10 ppm), т.е. очищенная нефть соответствует нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода.Example 8. The test of the Converter according to example 1 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in an oil-water emulsion containing 0.5 wt.% Emulsion water and 0.025 wt.% (250 ppm) of hydrogen sulfide, is carried out similarly and in the conditions of example 5, but at a temperature of 22 ° C and the specific consumption of the catalyst 8 g of sodium pyrosulfite per 1 g of hydrogen sulfide. The residual hydrogen sulfide content in the purified feed is 0.001 wt.% (10 ppm), i.e. Refined oil complies with GOST R 51858-2002 regarding hydrogen sulfide content.
Пример 9. Использование нейтрализатора по примеру 2 для нейтрализации сероводорода в задавочной жидкости глушения нефтяной скважины, в продукции которой содержится сероводород. В реакционную колбу по примеру 5 вводят 1 мл (1,1 г) нейтрализатора по примеру 2, затем загружают 100 мл (115 г) задавочной жидкости, представляющей собой ~20%-ный водный раствор хлористого натрия (NaCl) с плотностью 1,15 г/см3 с содержанием 0,015 мас.% сероводорода. Массовое соотношение нейтрализатор:сероводород в реакционной смеси составляет 60:1, т.е. удельный расход 10%-ного водного раствора пиросульфита натрия составляет 60 г/г сероводорода, что в пересчете на твердый товарный пиросульфит натрия составляет 6 г/г сероводорода. Реакционную смесь перемешивают при температуре 22°С (температура в призабойной зоне продуктивного пласта ремонтируемой скважины) в течение 30 минут и проводят количественный анализ задавочной жидкости на содержание остаточного сероводорода. Степень очистки задавочной жидкости от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор при температуре пласта 22°С обеспечивает быструю и эффективную нейтрализацию сероводорода в жидкости глушения скважины и, следовательно, безопасность труда и охрану окружающей среды при подземном и капитальном ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород.Example 9. The use of the Converter according to example 2 for the neutralization of hydrogen sulfide in the filling fluid killing an oil well, the production of which contains hydrogen sulfide. In the reaction flask of example 5, 1 ml (1.1 g) of the neutralizer of example 2 is introduced, then 100 ml (115 g) of the feed liquid, which is a ~ 20% aqueous solution of sodium chloride (NaCl) with a density of 1.15, is charged g / cm 3 with a content of 0.015 wt.% hydrogen sulfide. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the reaction mixture is 60: 1, i.e. the specific consumption of a 10% aqueous solution of sodium pyrosulfite is 60 g / g of hydrogen sulfide, which in terms of solid commodity sodium pyrosulfite is 6 g / g of hydrogen sulfide. The reaction mixture is stirred at a temperature of 22 ° C (temperature in the bottomhole zone of the productive formation of the well being repaired) for 30 minutes and a quantitative analysis of the filling fluid for the content of residual hydrogen sulfide is carried out. The degree of purification of the filling fluid from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed neutralizer at a formation temperature of 22 ° C provides quick and effective neutralization of hydrogen sulfide in the well killing fluid and, therefore, labor safety and environmental protection during underground and overhaul of wells, the production of which contains hydrogen sulfide.
Пример 10. Испытание нейтрализатора по примеру 2 на эффективность нейтрализации сероводорода в промывочной жидкости, используемой при бурении и вскрытии сероводородсодержащего нефтяного пласта с промывкой технической водой, и содержащей 0,022 мас.% сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 9. Степень очистки промывочной жидкости от сероводорода составляет 100%.Example 10. The test of the Converter according to example 2 on the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide in the flushing fluid used in drilling and opening the hydrogen sulfide-containing oil reservoir with washing with industrial water and containing 0.022 wt.% Hydrogen sulfide, is carried out similarly and in the conditions of example 9. The degree of purification of the washing liquid from hydrogen sulfide is 100%.
Пример 11. Испытание нейтрализатора по примеру 3 на эффективность нейтрализации сероводорода в высокоминерализованной пластовой воде плотностью 1,175 г/см3 с содержанием 0,09 мас.% сероводорода проводят аналогично и в условиях примера 5. Степень очистки пластовой воды от сероводорода составляет 100%.Example 11. Testing the Converter according to example 3 for the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide in highly mineralized formation water with a density of 1.175 g / cm 3 containing 0.09 wt.% Hydrogen sulfide is carried out similarly and in the conditions of example 5. The degree of purification of produced water from hydrogen sulfide is 100%.
Пример 12. Испытание нейтрализатора по примеру 3 на эффективность нейтрализации сероводорода в промывочной жидкости, используемой при бурении и вскрытии сероводородсодержащего нефтяного пласта с промывкой глинистым (10%) раствором, и содержащей 0,032 мас.% сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 9. Степень нейтрализации сероводорода в глинистом буровом растворе составляет 100%.Example 12. The test of the Converter according to example 3 on the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide in the flushing fluid used in drilling and opening the hydrogen sulfide-containing oil reservoir with a clay (10%) solution and containing 0.032 wt.% Hydrogen sulfide, is carried out similarly and in the conditions of example 9. neutralization of hydrogen sulfide in clay mud is 100%.
Пример 13. Испытание нейтрализатора по примеру 3 на эффективность нейтрализации сероводорода в водонефтяной эмульсии с установки подготовки высокосернистой нефти, содержащей 0,5 мас.% эмульсионной воды и 0,025 мас.% (250 ppm) сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 5, но при температуре 60°С. Остаточное содержание сероводорода в очищенном сырье составляет 15 ppm, т.е. очищенная нефть соответствует нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода.Example 13. The test of the Converter according to example 3 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in an oil-water emulsion from the installation for the preparation of high-sulfur oil containing 0.5 wt.% Emulsion water and 0.025 wt.% (250 ppm) of hydrogen sulfide, is carried out similarly in the conditions of example 5, but at a temperature of 60 ° C. The residual hydrogen sulfide content of the purified feed is 15 ppm, i.e. Refined oil complies with GOST R 51858-2002 regarding hydrogen sulfide content.
Пример 14. Использование нейтрализатора по примеру 3 для очистки нефтяного газа от сероводорода. В стеклянный насадочный абсорбер с кольцами Рашига высотой 500 мм и диаметром 20 мм загружают 30 мл (39,3 г) нейтрализатора по примеру 3. Затем при комнатной температуре (23°С) и атмосферном давлении пропускают через абсорбер газ сепарации сероводородсодержащей нефти, содержащий 2,5 об.% сероводорода и 2 об.% диоксида углерода (CO2). Отходящий с верха абсорбера очищенный газ пропускают через склянку Дрекселя с 10%-ным водным раствором едкого натра (щелочи) для поглощения остаточных количеств сероводорода. По окончании опыта раствор щелочи анализируют на содержание сульфидной серы методом потенциометрического титрования и рассчитывают остаточную концентрацию сероводорода в очищенном нефтяном газе и степень очистки газа. Степень очистки газа от сероводорода составляет 99,9%, т.е. предлагаемый нейтрализатор пригоден для селективной очистки нефтяного газа от сероводорода, поскольку содержащийся в газе диоксид углерода практически не поглощается применяемым нейтрализатором.Example 14. The use of the Converter according to example 3 for the purification of oil gas from hydrogen sulfide. In a glass nozzle absorber with Rashig rings 500 mm high and 20 mm in diameter, 30 ml (39.3 g) of the neutralizer are charged as described in Example 3. Then, a hydrogen sulfide-containing oil separation gas containing 2 is passed through the absorber at room temperature (23 ° C) and atmospheric pressure. , 5 vol.% Hydrogen sulfide and 2 vol.% Carbon dioxide (CO 2 ). The purified gas leaving the top of the absorber is passed through a Drexel flask with a 10% aqueous solution of sodium hydroxide (alkali) to absorb residual amounts of hydrogen sulfide. At the end of the experiment, the alkali solution is analyzed for sulfide sulfur content by potentiometric titration and the residual concentration of hydrogen sulfide in the purified oil gas and the degree of gas purification are calculated. The degree of gas purification from hydrogen sulfide is 99.9%, i.e. the proposed catalyst is suitable for the selective purification of petroleum gas from hydrogen sulfide, since the carbon dioxide contained in the gas is practically not absorbed by the used catalyst.
Пример 15. Использование нейтрализатора по примеру 4 для очистки нефти от сероводорода. Очистку подготовленной (обезвоженной) нефти, содержащей 0,1 мас.% эмульсионной воды и 0,025 мас.% (250 ppm) сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 5, но при температуре 25°С. Остаточное содержание сероводорода в очищенном сырье составляет 18 ppm, т.е. очищенная нефть соответствует нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода.Example 15. The use of the Converter according to example 4 for the purification of oil from hydrogen sulfide. Purification of the prepared (dehydrated) oil containing 0.1 wt.% Emulsion water and 0.025 wt.% (250 ppm) of hydrogen sulfide is carried out similarly and in the conditions of example 5, but at a temperature of 25 ° C. The residual hydrogen sulfide content in the purified feed is 18 ppm, i.e. Refined oil complies with GOST R 51858-2002 regarding hydrogen sulfide content.
Сравнительный эксперимент показал, что при очистке нефти, содержащей 0,1 мас.% эмульсионной воды и 0,025 мас.% сероводорода с применением известного нейтрализатора - 30%-ного водного раствора пероксида водорода, взятого из расчета 25 мл на 1 г сероводорода, (прототип) остаточное содержание сероводорода в очищенном сырье составляет 110 ppm, т.е. известный нейтрализатор и способ его использования не обеспечивают эффективную нейтрализацию сероводорода и получение товарной нефти, соответствующей нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода.A comparative experiment showed that when cleaning oil containing 0.1 wt.% Emulsion water and 0.025 wt.% Hydrogen sulfide using a known neutralizer - a 30% aqueous solution of hydrogen peroxide, taken at the rate of 25 ml per 1 g of hydrogen sulfide (prototype ) the residual hydrogen sulfide content in the purified feed is 110 ppm, i.e. the known catalyst and the method of its use do not provide effective neutralization of hydrogen sulfide and the production of marketable oil that meets the standards of GOST R 51858-2002 on the content of hydrogen sulfide.
Пример 16. Испытание нейтрализаторов по примерам 1 и 4 на коррозионную активность. Гравиметрическим методом на автоклавной установке определяют скорость коррозии углеродистой стали Ст3сп в среде свежеприготовленного нейтрализатора по примерам 1 и 4 при температуре 22°С, атмосферном давлении и без перемешивания испытуемой среды, т.е. в условиях хранения нейтрализатора в летнее время. Продолжительность опыта (время испытания) составляла 840 ч. При этом усредненная скорость коррозии стали в среде нейтрализатора по примеру 1 составляет 0,23 мм/год, а нейтрализатора по примеру 4-0,04 мм/год.Example 16. Testing the neutralizers in examples 1 and 4 for corrosion activity. The gravity method in an autoclave installation determines the corrosion rate of St3sp carbon steel in a freshly prepared neutralizer according to examples 1 and 4 at a temperature of 22 ° C, atmospheric pressure and without stirring the test medium, i.e. in the conditions of storage of the converter in the summer. The duration of the experiment (test time) was 840 hours. In this case, the average rate of steel corrosion in the environment of the neutralizer according to example 1 is 0.23 mm / year, and the neutralizer according to example 4-0.04 mm / year.
Таким образом, сравнительные коррозионные испытания показывают, что нейтрализатор сероводорода, дополнительно содержащий щелочной и азотсодержащий основной реагент в найденных оптимальных количествах, обладает сравнительно низкой коррозионной активностью по отношению к обычной углеродистой стали.Thus, comparative corrosion tests show that a hydrogen sulfide neutralizer, additionally containing an alkaline and nitrogen-containing basic reagent in the optimal amounts found, has a relatively low corrosion activity with respect to ordinary carbon steel.
Проведенные эксперименты показывают также, что дополнительное введение в нейтрализатор оптимальных количеств щелочного и/или азотсодержащего основного реагента обеспечивает нейтрализацию сероводорода с образованием водорастворимых продуктов реакции и, следовательно, при очистке нефтяных сред исключается (или уменьшается) загрязнение очищенной нефти коррозионной элементной серой, а при очистке водных сред и нефтяных газов - сероотложения в технологическом оборудовании и трубопроводах.The experiments also show that the additional introduction of the optimal amounts of alkaline and / or nitrogen-containing basic reagent into the catalyst ensures the neutralization of hydrogen sulfide with the formation of water-soluble reaction products and, therefore, when cleaning oil media, pollution of the purified oil is eliminated (or reduced) by corrosive elemental sulfur, and when cleaning water media and oil gases - sulfur deposition in technological equipment and pipelines.
Данные, представленные в примерах 5-15, показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает более высокой реакционной способностью и обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в различных средах как при обычных, так и повышенных температурах. Данные примера 16 показывают, что дополнительное введение в состав нейтрализатора щелочного и азотсодержащего основного реагента обеспечивает снижение скорости коррозии углеродистой стали в 5 и более раз. Кроме того, предлагаемый нейтрализатор, в отличие от известного, является пожаровзрывобезопасным, нетоксичным и стабильным продуктом, что позволяет практически использовать его в промысловых условиях.The data presented in examples 5-15 show that the proposed catalyst has a higher reactivity and provides effective neutralization of hydrogen sulfide in various environments at both normal and elevated temperatures. The data of example 16 show that the additional introduction into the composition of the catalyst alkaline and nitrogen-containing basic reagent reduces the corrosion rate of carbon steel by 5 or more times. In addition, the proposed neutralizer, in contrast to the known one, is a fire and explosion safe, non-toxic and stable product, which allows its practical use in commercial conditions.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005107499/04A RU2318863C2 (en) | 2005-03-10 | 2005-03-10 | Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005107499/04A RU2318863C2 (en) | 2005-03-10 | 2005-03-10 | Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005107499A RU2005107499A (en) | 2006-08-27 |
| RU2318863C2 true RU2318863C2 (en) | 2008-03-10 |
Family
ID=37061091
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005107499/04A RU2318863C2 (en) | 2005-03-10 | 2005-03-10 | Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2318863C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2612968C1 (en) * | 2016-02-17 | 2017-03-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Hydrogen sulphide scavenger (versions) |
| RU2641044C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-01-15 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Acidising composition for bottomhole formation zone |
| US11199079B2 (en) | 2020-03-03 | 2021-12-14 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole hydrogen sulfide neutralizer |
-
2005
- 2005-03-10 RU RU2005107499/04A patent/RU2318863C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2612968C1 (en) * | 2016-02-17 | 2017-03-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Hydrogen sulphide scavenger (versions) |
| RU2641044C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-01-15 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Acidising composition for bottomhole formation zone |
| US11199079B2 (en) | 2020-03-03 | 2021-12-14 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole hydrogen sulfide neutralizer |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005107499A (en) | 2006-08-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11236262B2 (en) | Process for removal of hydrogen sulfide in downhole oilfield application | |
| US7682520B2 (en) | Composition and method for chelated scavenging compounds | |
| RU2510615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| US20180346825A1 (en) | Composition of sequestrant for application to the elimination and/or reduction of hydrogen sulfide and/or mercaptans in fluid | |
| US3932583A (en) | Method of removing hydrogen sulfide from a gas containing carbon dioxide | |
| RU2318863C2 (en) | Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same | |
| RU2318864C1 (en) | Hydrogen sulfide and mercaptan neutralizer | |
| RU2430956C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2453582C1 (en) | Complex reagent, having disinfectant properties, for purifying liquid and gasesous media from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2349627C2 (en) | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it | |
| RU2241018C1 (en) | Composition for neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in oil media | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| ES2705019T3 (en) | Microbiocides and uses thereof | |
| US20090145849A1 (en) | Solution and method for scavenging sulphur compounds | |
| RU2196804C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process | |
| RU2186087C1 (en) | Method for deodorizing purification of crude oil, gas condensate from hydrogen sulfide and low-molecular mercaptans | |
| AU660117B2 (en) | Use of decahydro pyrazino (2,3-b) pyrazine for the reduction of the proportion of free or combined hydrogen sulphide present in a fluid | |
| RU2187627C2 (en) | Method of neutralization of hydrogen sulfide in oil well | |
| RU2287488C1 (en) | Corrosive gas neutralizer in oil field media | |
| RU2262975C1 (en) | Method of preparation of hydrogen sulfide-containing oil | |
| RU2263705C1 (en) | Method of freeing crude oil from hydrogen sulfide | |
| RU2232721C1 (en) | Neutralizer for reactive gases in oil deposit media | |
| RU2252949C1 (en) | Method of petroleum refining from hydrogen sulfide | |
| RU2167187C1 (en) | Method of cleaning oil, gas-condensate and petroleum products from hydrogen sulfide |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160311 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20170313 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180311 |