RU2349627C2 - Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it - Google Patents
Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it Download PDFInfo
- Publication number
- RU2349627C2 RU2349627C2 RU2005134035/04A RU2005134035A RU2349627C2 RU 2349627 C2 RU2349627 C2 RU 2349627C2 RU 2005134035/04 A RU2005134035/04 A RU 2005134035/04A RU 2005134035 A RU2005134035 A RU 2005134035A RU 2349627 C2 RU2349627 C2 RU 2349627C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- oil
- remover
- hydrogen sulphide
- water
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов в углеводородных и/или водных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности для очистка попутных нефтяных, природных и технологических газов, нефти, водонефтяных эмульсий, нефтепродуктов, пластовых и сточных вод, буровых растворов и других технологических жидкостей (жидкости глушения скважин, буферной, надпакерной жидкости и т.п.).The invention relates to the field of neutralization of hydrogen sulfide and / or low molecular weight mercaptans in hydrocarbon and / or aqueous media with chemical reagents and neutralizers and can be used in the oil and gas producing, oil and gas refining and petrochemical industries for the purification of associated petroleum, natural and process gases, oil, oil-water emulsions, oil products, formation and wastewater, drilling fluids and other process fluids (killing fluids, buffer, overpacker fluids, etc. )
Известно применение 15-50%-ных водных растворов этаноламинов (моно-, ди-, триэтаноламина, метилдиэтаноламина) для очистки углеводородных газов от сероводорода (Технология переработки сернистого природного газа. Справочник. М.: Недра. 1993. С.11-29). Водные растворы этаноламинов обладают достаточно высокой поглотительной способностью по отношению к сероводороду, и их применение обеспечивает требуемую глубину очистки газов. Однако они обладают низкой поглотительной способностью по отношению к меркаптанам, в результате чего не обеспечивается требуемая степень очистки газа от меркаптанов. Кроме того, водным растворам этаноламинов присущи и другие недостатки: неселективность по отношению к сероводороду в присутствии диоксида углерода, коррозионность и т.д.It is known to use 15-50% aqueous solutions of ethanolamines (mono-, di-, triethanolamine, methyldiethanolamine) for the purification of hydrocarbon gases from hydrogen sulfide (Technology for processing sulfur dioxide. Handbook. M .: Nedra. 1993. S.11-29) . Aqueous solutions of ethanolamines have a sufficiently high absorption capacity with respect to hydrogen sulfide, and their use provides the required depth of gas purification. However, they have a low absorption capacity with respect to mercaptans, as a result of which the required degree of gas purification from mercaptans is not provided. In addition, other disadvantages are inherent in aqueous solutions of ethanolamines: non-selectivity with respect to hydrogen sulfide in the presence of carbon dioxide, corrosion, etc.
Известен способ удаления сероводорода из малосернистых природных газов путем контактирования с нерегенерируемым жидким поглотителем, содержащим 10-50% низкомолекулярного альдегида и/или кетона, 10-50% метанола, 20-80% воды, 1-25% водорастворимого аминного ингибитора коррозии, 0-5% гидроксида натрия или калия и 2-5% изопропанола. При этом в качестве альдегида поглотитель преимущественно содержит формальдегид, а в качестве ингибитора коррозии - четвертичные соли аммония или органические основания (пат. США №4748011, B01D 53/14, 1988 г.).A known method of removing hydrogen sulfide from low-sulfur natural gases by contacting with an unregenerated liquid scavenger containing 10-50% low molecular weight aldehyde and / or ketone, 10-50% methanol, 20-80% water, 1-25% water-soluble amine corrosion inhibitor, 0- 5% sodium or potassium hydroxide and 2-5% isopropanol. Moreover, the absorber mainly contains formaldehyde as an aldehyde, and Quaternary ammonium salts or organic bases (US Pat. No. 4,748,011, B01D 53/14, 1988) as a corrosion inhibitor.
Основными недостатками указанного способа являются большой унос легколетучего альдегида, особенно формальдегида, с очищенным газом и, следовательно, большой расход альдегида и загрязнение сероочищенного газа унесенным альдегидом, а также образование дурнопахнущего неутилизируемого отработанного поглотителя, содержащего легкополимеризующиеся продукты нейтрализации сероводорода, приводящего к закупорке газоочистного оборудования и трубопроводов серосодержащими полимерами (ж. Oil and Gas J. 1989. T.87. №8. C.45-48). Кроме того, применяемый поглотитель не обеспечивает эффективную очистку газа от меркаптанов.The main disadvantages of this method are the large ablation of volatile aldehyde, especially formaldehyde, with purified gas and, consequently, the high consumption of aldehyde and contamination of the sulfur dioxide by entrained aldehyde, as well as the formation of foul-smelling non-utilizable spent absorber containing easily polymerizing products of neutralizing hydrogen sulfide and hydrogen sulfide equipment, pipelines with sulfur-containing polymers (J. Oil and Gas J. 1989. T.87. No. 8. C.45-48). In addition, the used absorber does not provide effective gas purification from mercaptans.
Известен также способ удаления сероводорода из газообразных и жидких углеводородов, в том числе из мазута и нефти, путем обработки исходного сырья нерегенерируемым жидким поглотителем, представляющим собой продукт взаимодействия алкиленполиамина, преимущественно диэтилентриамина, с формальдегидом (формалином) в мольном соотношении полиамин: формальдегид 1:1-14, предпочтительно 1:1-3 (пат. США №5284576, C10G 29/20, 1994 г.).There is also a method of removing hydrogen sulfide from gaseous and liquid hydrocarbons, including from fuel oil and oil, by treating the feedstock with an unregenerated liquid absorber, which is the product of the interaction of alkylene polyamine, mainly diethylene triamine, with formaldehyde (formalin) in a molar ratio of polyamine: formaldehyde 1: 1 -14, preferably 1: 1-3 (US Pat. US No. 5284576, C10G 29/20, 1994).
Однако указанный способ также не обеспечивает эффективную очистку углеводородов от меркаптанов. Кроме того, используемый поглотитель обладает высокой вспениваемостью и, следовательно, малопригоден для сероочистки газов.However, this method also does not provide effective purification of hydrocarbons from mercaptans. In addition, the used absorber has high foaming and, therefore, is unsuitable for desulfurization of gases.
Известен способ нейтрализации сероводорода в водных и углеводородных средах путем обработки диаминометаном общей формулы:A known method of neutralizing hydrogen sulfide in aqueous and hydrocarbon media by treatment with diaminomethane of the General formula:
где R1, R2, R3, R4 - алкил или циклоалкил С1-C14; R5 - водород или метил, получаемый взаимодействием вторичного аминосоединения с альдегидом, преимущественно с формальдегидом (пат. США №50749991, C10G 29/20, 1991 г.). Недостатком указанного способа является низкая эффективность очистки исходного сырья (нефтепродуктов) от меркаптанов.where R 1 , R 2 , R 3 , R 4 is alkyl or cycloalkyl C 1 -C 14 ; R 5 is hydrogen or methyl, obtained by reacting a secondary amino compound with an aldehyde, mainly with formaldehyde (US Pat. No. 50749991, C10G 29/20, 1991). The disadvantage of this method is the low efficiency of purification of feedstock (oil products) from mercaptans.
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. Well. "Oil economy». 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. “Technique and production technology oil and the development of oil fields. "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 поглотителем, 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 an absorber 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) и меркаптанам, 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) and mercaptans, 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 process as a whole.
В качестве прототипа был взят способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и меркаптанов с применением в качестве химического реагента-нейтрализатора гексаметилентетрамина (ГМТА). В преимущественном варианте осуществления способа применяемый нейтрализатор представляет собой около 40%-ный водный раствор ГМТА, предварительно полученный взаимодействием аммиака с ~ 37%-ным водным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении аммиак: формальдегид около 1: 1,5. При этом обработку исходного сырья ~ 40%-ным водным раствором ГМТА проводят при температуре 38-177°С (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).As a prototype, a method was taken to purify oil and oil products from hydrogen sulfide and mercaptans using hexamethylenetetramine (HMTA) as a chemical reagent-neutralizer. In an advantageous embodiment of the method, the used catalyst is about 40% aqueous solution of HMTA, previously obtained by reacting ammonia with ~ 37% aqueous solution of formaldehyde (formalin) in a molar ratio of ammonia: formaldehyde of about 1: 1.5. While processing the feedstock with a ~ 40% aqueous solution of HMTA is carried out at a temperature of 38-177 ° C (US Pat. US No. 5213680, C10G 29/20, 1993).
Основными недостатками указанного нейтрализатора являются низкая реакционная способность ГМТА по отношению к сероводороду и меркаптанам, особенно при обычных температурах (10-40°С), и его большой расход (до 100 тыс. ppm). Необходимость проведения очистки при повышенных температурах приводит к значительным энергозатратам на нагрев исходного сырья, особенно при очистке водных сред (пластовой воды, водонефтяных эмульсий, технологических жидкостей на водной основе) и снижению эффективности процесса в целом. Кроме того, известный нейтрализатор недостаточно технологичен для практического применения в промысловых условиях в зимнее время из-за сравнительно высокой температуры его застывания (минус 15°С).The main disadvantages of this catalyst are the low reactivity of HMTA with respect to hydrogen sulfide and mercaptans, especially at ordinary temperatures (10-40 ° C), and its high consumption (up to 100 thousand ppm). The need for cleaning at elevated temperatures leads to significant energy consumption for heating the feedstock, especially when cleaning aqueous media (produced water, oil-water emulsions, water-based process fluids) and reducing the overall efficiency of the process. In addition, the known catalyst is not technologically advanced for practical use in field conditions in the winter due to the relatively high pour point (minus 15 ° C).
Указанные недостатки известного нейтрализатора устраняются применением в качестве средства для удаления сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов из углеводородных и/или водных сред аминоэфиров общей формулы (R-)nN(-CH2-O-R')m, где R представляет собой алкил, изоалкил, оксиалкил с числом углеродных атомов от 1 до 14, предпочтительно C1-C4, или циклогексил, или бензил, или двухвалентную группу формулы -СН2-О-СН2-СН2-, соединенную с атомом азота аминоэфира с образованием пятичленного гетероциклического (оксазолидинового) кольца; R' - алкил, изоалкил или алкенил, предпочтительно C1-C4; n=1 или 2; m=3-n.These disadvantages of the known neutralizer are eliminated by the use as means for removing hydrogen sulfide and / or low molecular weight mercaptans from hydrocarbon and / or aqueous media of amino esters of the general formula (R-) n N (-CH 2 -O-R ') m , where R is alkyl , isoalkyl, hydroxyalkyl with the number of carbon atoms from 1 to 14, preferably C 1 -C 4 , or cyclohexyl, or benzyl, or a divalent group of the formula —CH 2 —O — CH 2 —CH 2 - connected to the nitrogen atom of the amino ester to form five membered heterocyclic (oxazolidine) ring; R 'is alkyl, isoalkyl or alkenyl, preferably C 1 -C 4 ; n is 1 or 2; m = 3-n.
В преимущественном варианте выполнения изобретения в качестве средства используют аминоэфир(ы) вышеуказанной формулы, дополнительно содержащий(е) воду и/или органический растворитель и, необязательно, гидроксид и/или карбонат натрия или калия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:In an advantageous embodiment of the invention, the amino ester (s) of the above formula, optionally containing (e) water and / or an organic solvent and, optionally, sodium or potassium hydroxide and / or carbonate, are used as a means in the following ratio, wt.%:
Вариантом выполнения изобретения является способ очистки нефти, водонефтяных эмульсий (продукции нефтяных скважин), нефтепродуктов, углеводородных газов, пластовых вод и технологических жидкостей от сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов путем обработки исходного сырья химическим реагентом, в котором в качестве химического реагента используют вышеуказанное(ые) средство(а) удаления сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов.An embodiment of the invention is a method for purifying oil, water-oil emulsions (oil well products), oil products, hydrocarbon gases, produced water and process liquids from hydrogen sulfide and / or low molecular weight mercaptans by treating the feedstock with a chemical reagent, in which the above is used as a chemical reagent (s) ) a means of (a) removing hydrogen sulfide and / or low molecular weight mercaptans.
При этом обработку исходного сырья предлагаемым средством, взятым из расчета не менее 3 г (предпочтительно 5 г) на 1 г нейтрализуемых сероводорода и/или легких метил-, этилмеркаптанов, проводят при температуре 10-90°С (предпочтительно при 20-70°С) и атмосферном или повышенном давлении.In this case, the processing of the feedstock with the proposed tool, taken from the calculation of at least 3 g (preferably 5 g) per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide and / or light methyl-, ethyl mercaptans, is carried out at a temperature of 10-90 ° C (preferably at 20-70 ° C ) and atmospheric or elevated pressure.
Процесс очистки углеводородных (нефтяных, природных) газов от сероводорода и низкомолекулярных (легких) меркаптанов преимущественно проводят в абсорбционном аппарате (абсорбере) путем барботирования очищаемого газа через 40-80%-ный водный раствор аминоэфира при температуре 20-60°С и повышенном давлении. Водные растворы аминоэфиров активно и селективно реагируют с сероводородом и легкими меркаптанами с образованием жидких сероорганических соединений, в результате процесса очистки газов достигается снижение концентрации сероводорода и легких меркаптанов до уровня современных требований (ОСТ 51.40-93). Аминоэфиры практически не взаимодействуют с содержащимся в очищаемом газе диоксидом углерода и в результате достигается селективная очистка нефтяного и природного газов от сернистых соединений и тем самым снижается расход реагента-поглотителя. Следует указать, что предлагаемый нейтрализатор на основе вышеуказанных аминоэфиров, в отличие от прототипа, обладает низкой температурой застывания (минус 30°С и ниже) и обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода как при обычных, так и при повышенных температурах (10-90°С и выше), поэтому дополнительный нагрев очищаемого сырья не требуется, т.е. использование предлагаемого нейтрализатора позволяет снизить энергозатраты на проведение процесса, особенно при очистке водных сред (пластовой воды и технологических жидкостей на водной основе).The process of purification of hydrocarbon (oil, natural) gases from hydrogen sulfide and low molecular weight (light) mercaptans is mainly carried out in an absorption apparatus (absorber) by sparging the gas to be purified through a 40-80% aqueous solution of an amino ester at a temperature of 20-60 ° C and high pressure. Amino ester aqueous solutions actively and selectively react with hydrogen sulfide and light mercaptans to form liquid organosulfur compounds; as a result of the gas purification process, the concentration of hydrogen sulfide and light mercaptans is reduced to the level of modern requirements (OST 51.40-93). Amino esters practically do not interact with carbon dioxide contained in the gas being cleaned, and as a result, selective purification of oil and natural gases from sulfur compounds is achieved, thereby reducing the consumption of the adsorbent reagent. It should be noted that the proposed catalyst based on the above amino esters, in contrast to the prototype, has a low pour point (minus 30 ° C and below) and provides effective neutralization of hydrogen sulfide both at ordinary and elevated temperatures (10-90 ° C and above ), therefore, additional heating of the purified raw materials is not required, i.e. the use of the proposed Converter can reduce energy costs for the process, especially when cleaning aqueous media (produced water and water-based process fluids).
Предлагаемые к использованию аминоэфиры вышеуказанной формулы получают известным способом конденсацией первичных или вторичных органических аминов с формальдегидом и алифатическими спиртами (ж. «Нефтепереработка и нефтехимия», №1, 2002 г., с.40-42; «ЖПХ», вып.1, т.68, 1995 г., с.142-143). Учитывая доступность, стоимость исходного сырья и технологичность для практического применения, в качестве наиболее эффективного и технологичного средства для удаления сероводорода и/или легких меркаптанов предлагается использовать эфиры общей формулы:The amino esters of the above formula proposed for use are obtained in a known manner by condensation of primary or secondary organic amines with formaldehyde and aliphatic alcohols (J. "Oil Refining and Petrochemistry", No. 1, 2002, p.40-42; "ZhPH", issue 1, T. 68, 1995, p. 142-143). Given the availability, cost of raw materials and manufacturability for practical use, it is proposed to use esters of the general formula as the most effective and technological means for removing hydrogen sulfide and / or light mercaptans:
где R' - алкил или изоалкил C1-C4, которые получают конденсацией доступного, сравнительно недорогого и технологичного первичного алканоламина - моноэтаноламина с формальдегидом и низшими алифатическими спиртами C1-С4 (метанолом, этанолом, н-пропанолом, изопропанолом, н-бутанолом или изобутанолом). Эфиры указанной формулы синтезированы, исследованы и предложены к использованию в качестве ингибиторов кислотной коррозии («ЖПХ», вып.1, т.68, 1995 г., с.142-143). Следует также указать, что аминоэфиры формулы (R-)2N-CH2-O-R', где R и R' - алкил или изоалкил C1-C4, синтезированные взаимодействием диалкиламинов и низших алифатических спиртов с формальдегидом, исследованы и предложены к использованию в качестве бактерицида для подавления роста сульфатвосстанавливающих и других бактерий (СВБ, УОБ) в нефтепромысловых средах (ж.«Нефтепереработка и нефтехимия», №10, 2000 г., с.36-38).where R 'is C 1 -C 4 alkyl or isoalkyl, which is obtained by condensation of an affordable, relatively inexpensive and technologically advanced primary alkanolamine - monoethanolamine with formaldehyde and C 1 -C 4 lower aliphatic alcohols (methanol, ethanol, n-propanol, isopropanol, n- butanol or isobutanol). The esters of this formula are synthesized, researched and proposed for use as acid corrosion inhibitors ("ZhPKh", issue 1, vol. 68, 1995, p.142-143). It should also be noted that the amino esters of the formula (R-) 2 N-CH 2 -O-R ', where R and R' are C 1 -C 4 alkyl or isoalkyl synthesized by the interaction of dialkylamines and lower aliphatic alcohols with formaldehyde, have been investigated and proposed for use as a bactericide to inhibit the growth of sulfate reducing and other bacteria (SVB, DRR) in oilfield environments (oil refining and petrochemical industry, No. 10, 2000, p. 36-38).
Учитывая доступность, стоимость и технологичность, в качестве исходного сырья для получения заявленного средства преимущественно используют: в качестве аминов - моноэтаноламин (по ТУ 6-02-915-84), диэтаноламин (по ТУ 6-09-2652-91), монометиламин (по ТУ 6-02-639-87), моноэтиламин (по ГОСТ 19234 или ТУ 6-02-794-88), моноизопропаноламин (по ТУ 6-02-793-88), диметиламин (по ГОСТ 9967), диэтиламин (по ГОСТ 9875), моно-, дибутиламины или первичные жирные амины С10-C14 (по ТУ 113-018-00203795-94), в качестве исходных спиртов - метанол (по ГОСТ 2222), этанол (по ГОСТ 17299), изопропанол (по ГОСТ 9805), изобутанол (по ГОСТ 9536), аллиловый спирт (по ТУ 6-01-1033-85) или их смеси, и в качестве формальдегидсодержащего сырья - параформальдегид (по ТУ 6-05-930-78 или ТУ 6-09-141-03-89) или формалин (по ГОСТ 1625 или ТУ 38.602-09-43-92). Указанные виды исходного сырья производятся в промышленных масштабах, т.е. с точки зрения обеспеченности исходным сырьем предлагаемый реагент-нейтрализатор является промышленно применимым.Given the availability, cost and manufacturability, the primary raw materials for obtaining the claimed funds are mainly used: as amines - monoethanolamine (according to TU 6-02-915-84), diethanolamine (according to TU 6-09-2652-91), monomethylamine ( according to TU 6-02-639-87), monoethylamine (according to GOST 19234 or TU 6-02-794-88), monoisopropanolamine (according to TU 6-02-793-88), dimethylamine (according to GOST 9967), diethylamine (according to GOST 9875), mono-, dibutylamines or C 10 -C 14 primary fatty amines (according to TU 113-018-00203795-94), methanol (according to GOST 2222), ethanol (according to GOST 17299), isopropanol ( according to GOST 9805), isobutane l (according to GOST 9536), allyl alcohol (according to TU 6-01-1033-85) or mixtures thereof, and paraformaldehyde (according to TU 6-05-930-78 or TU 6-09-141-03 as a formaldehyde-containing raw material) -89) or formalin (according to GOST 1625 or TU 38.602-09-43-92). These types of feedstock are produced on an industrial scale, i.e. from the point of view of the availability of raw materials, the proposed reagent-neutralizer is industrially applicable.
Целесообразность использования аминоэфиров в виде водных растворов при вышеуказанном соотношении компонентов обусловлена тем, что при получении аминоэфиров конденсацией амина с формальдегидом и спиртом образуется реакционная вода и выделение целевого продукта в чистом виде отгонкой воды приводит к удорожанию предлагаемого нейтрализатора. Кроме того, с точки зрения технологичности для сероочистки газов применение аминоэфиров именно в виде водного раствора является предпочтительным. При применении в качестве исходного сырья жирных аминов и жирных спиртов образующаяся реакционная вода практически нерастворима в получаемых аминоэфирах и отделяется отстаиванием. В этом случае для придания нейтрализатору необходимых технологических свойств (снижения вязкости, температуры застывания и т.д.) и получения его в товарной (зимней) форме аминоэфиры разбавляют органическим растворителем, предпочтительно из числа ароматических углеводородов, например толуолом, этилбензольной, бутилбензольной, полиалкилбензольной фракцией или растворителем типа «Нефрас». В качестве доступного растворителя могут быть использованы также этил- и бутилцеллозольвы, гликоли, триэтаноламин.The feasibility of using amino esters in the form of aqueous solutions at the above ratio of components is due to the fact that upon receipt of the amino esters by condensation of the amine with formaldehyde and alcohol, reaction water is formed and the isolation of the target product in pure form by distillation of water leads to an increase in the cost of the proposed catalyst. In addition, from the point of view of manufacturability for desulfurization of gases, the use of amino esters in the form of an aqueous solution is preferred. When fatty amines and fatty alcohols are used as feedstock, the resulting reaction water is practically insoluble in the resulting amino esters and separated by settling. In this case, in order to impart the necessary technological properties to the neutralizer (lower viscosity, pour point, etc.) and obtain it in the marketable (winter) form, the amino esters are diluted with an organic solvent, preferably from aromatic hydrocarbons, for example, toluene, ethylbenzene, butylbenzene, polyalkylbenzene fraction or solvent like "Nefras". Ethyl and butyl cellosolves, glycols, triethanolamine can also be used as an available solvent.
Следует указать, что для повышения выхода целевого продукта и одновременного получения технологичного нейтрализатора с низкой температурой застывания (минус 45°С и ниже) реакцию синтеза аминоэфиров целесообразно проводить в некотором избытке спирта от стехиометрии, предпочтительно в мольном соотношении амин: формальдегид: спирт 1:2:(1,1-1,8). В этом случае отпадает необходимость использования дополнительного растворителя для получения зимней формы нейтрализатора.It should be noted that in order to increase the yield of the target product and at the same time obtain a technologically feasible converter with a low pour point (minus 45 ° С and below), it is advisable to carry out the synthesis of amino esters in a certain excess of alcohol from stoichiometry, preferably in a molar ratio amine: formaldehyde: alcohol of 1: 2 : (1.1-1.8). In this case, there is no need to use an additional solvent to obtain a winter form of a catalyst.
Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике в данной области нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и наличию 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 in this area 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”.
Эффективность применения заявленного средства для удаления сероводорода, легких меркаптанов из углеводородных и водных сред иллюстрируется следующими конкретными примерами.The effectiveness of the claimed means for removing hydrogen sulfide, light mercaptans from hydrocarbon and aqueous media is illustrated by the following specific examples.
Пример 1. Использование заявленного средства для нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти. В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,2 г 70%-го водного раствора аминоэфира формулы:Example 1. The use of the claimed funds to neutralize hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans in oil. Into a thermostatic reaction flask with a stirrer, 0.2 g of a 70% aqueous solution of an amino ester of the formula are introduced:
предварительно полученного взаимодействием моноэтаноламина (оксиэтиламина) с параформальдегидом и этиловым спиртом (этанолом) при температуре 50-80°С и атмосферном давлении в присутствии каталитических количеств щелочи (0,1% NaOH). Затем в колбу загружают 100 мл (92 г) высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,025 мас.% (250 ppm) сероводорода и 0,082 мас.% меркаптановой серы, в т.ч. 0,011 мас.% (110 ppm) легких метил-, этилмеркаптанов. Массовое соотношение нейтрализатор: сероводород + метил-, этилмеркаптаны в реакционной смеси составляет 6:1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 6 г/г. Реакционную смесь перемешивают при температуре 40°С в течение 3 ч и проводят количественный анализ очищенной нефти на содержание остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов и рассчитывают степень очистки нефти. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 100% и от легких меркаптанов - 95%. Таким образом, предлагаемый нейтрализатор обладает высокой реакционной способностью и при расходном коэффициенте 6 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти, т.е. позволяет получить товарную нефть, соответствующую нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода и метил-, этилмеркаптанов.previously obtained by the interaction of monoethanolamine (hydroxyethylamine) with paraformaldehyde and ethyl alcohol (ethanol) at a temperature of 50-80 ° C and atmospheric pressure in the presence of catalytic amounts of alkali (0.1% NaOH). Then, 100 ml (92 g) of high sulfur carbon oil containing 0.025 wt.% (250 ppm) hydrogen sulfide and 0.082 wt.% Mercaptan sulfur, including 0.011 wt.% (110 ppm) of light methyl, ethyl mercaptans. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide + methyl-, ethyl mercaptans in the reaction mixture is 6: 1, i.e. the specific consumption of the converter (consumption coefficient) is 6 g / g. The reaction mixture is stirred at 40 ° C for 3 hours and a quantitative analysis of the purified oil is carried out for the content of residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans and the degree of oil purification is calculated. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 100% and from light mercaptans - 95%. Thus, the proposed catalyst has a high reactivity and, at a flow rate of 6 g / g, provides an effective neutralization of hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans in oil, i.e. allows you to get marketable oil that meets the standards of GOST R 51858-2002 on the content of hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans.
Пример 2. Использование заявленного средства для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в водонефтяной эмульсии. В реакционную колбу вводят 0,2 г 70%-го водного раствора нейтрализатора по примеру 1, а затем загружают 100 мл нефти, содержащей 5 мас.% эмульсионной воды, 0,02 мас.% сероводорода и 0,01 мас.% метил-, этилмеркаптанов. Массовое соотношение нейтрализатор: сероводород + метил-, этилмеркаптаны в реакционной смеси (расходный коэффициент) составляет 7,2:1. Реакционную смесь перемешивают при 40°С в течение 3 ч и проводят количественный анализ очищенной нефти на содержание остаточных сероводорода и метил-, этилмеркаптанов. Степень очистки водонефтяной эмульсии от сероводорода составляет 100% и от легких меркаптанов - 96%, т.е. предлагаемый нейтрализатор при расходном коэффициенте 7,2 г/г обеспечивает эффективную очистку обводненной нефти от сероводорода и легких меркаптанов и позволяет после обезвоживания получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 2. The use of the claimed means to neutralize hydrogen sulfide and light mercaptans in an oil-water emulsion. 0.2 g of the 70% aqueous neutralizer solution of Example 1 is introduced into the reaction flask, and then 100 ml of oil containing 5 wt.% Emulsion water, 0.02 wt.% Hydrogen sulfide and 0.01 wt.% Methyl- are charged. ethyl mercaptans. The mass ratio of the neutralizer: hydrogen sulfide + methyl-, ethyl mercaptans in the reaction mixture (flow coefficient) is 7.2: 1. The reaction mixture is stirred at 40 ° C for 3 hours and a quantitative analysis of the purified oil is carried out for the content of residual hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans. The degree of purification of the water-oil emulsion from hydrogen sulfide is 100% and from light mercaptans - 96%, i.e. the proposed converter at a flow rate of 7.2 g / g provides effective purification of flooded oil from hydrogen sulfide and light mercaptans and allows to obtain salable oil after dehydration according to GOST R 51858.
Пример 3. Испытание заявленного средства при очистке мазута, содержащего 0,025 мас.% сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 1, но при температуре 70°С. Степень очистки мазута от сероводорода составляет 100%, т.е. при расходном коэффициенте 6 г/г предлагаемый нейтрализатор обеспечивает эффективную очистку нефтепродуктов (мазута) от сероводорода.Example 3. The test of the claimed funds in the purification of fuel oil containing 0.025 wt.% Hydrogen sulfide, is carried out similarly and in the conditions of example 1, but at a temperature of 70 ° C. The degree of purification of fuel oil from hydrogen sulfide is 100%, i.e. at a flow rate of 6 g / g, the proposed converter provides an effective purification of oil products (fuel oil) from hydrogen sulfide.
Пример 4. Испытание заявленного средства при очистке высокоминерализованной пластовой воды, содержащей 0,09 мас.% (106 мг/л) сероводорода и используемой в системе поддержания пластового давления (ППД) и технологической жидкости для глушения нефтяных скважин, проводят аналогично и в условиях примера 1, но при комнатной температуре (22°С). Степень очистки пластовой воды от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в водной среде при обычной температуре.Example 4. The test of the claimed means in the purification of highly mineralized formation water containing 0.09 wt.% (106 mg / l) of hydrogen sulfide and used in the reservoir pressure maintenance system (RPM) and process fluid for killing oil wells, is carried out similarly and in the conditions of the example 1, but at room temperature (22 ° C). The degree of purification of produced water from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed converter provides effective neutralization of hydrogen sulfide in an aqueous medium at ordinary temperature.
Пример 5. Использование заявленного средства для очистки нефтяного газа от сероводорода. В стеклянный насадочный абсорбер, заполненный кольцами Рашига, диаметром 20 мм и высотой 500 мм, загружают 40 мл 40%-го водного раствора аминоэфира вышеуказанной формулы, предварительно полученного взаимодействием моноэтаноламина с 37%-ным раствором формальдегида (формалином) и этанолом. Затем при комнатной температуре и атмосферном давлении пропускают через абсорбер нефтяной газ, содержащий 2,5 об.% сероводорода и 2 об.% диоксида углерода. Отходящий с верха абсорбера очищенный газ пропускают через склянку Дрекселя с 10%-ным водным раствором едкого натра для поглощения остаточного сероводорода. По окончании опыта раствор щелочи анализируют на содержание сульфидной серы методом потенциометрического титрования и рассчитывают остаточную концентрацию сероводорода в очищенном газе и степень очистки газа. Степень очистки газа от сероводорода составляет 99,99%. При этом вспенивания нейтрализатора и образования твердых продуктов реакции не наблюдается. Следовательно, предлагаемый нейтрализатор пригоден для селективной очистки газа от сероводорода, поскольку содержащийся в нефтяном газе диоксид углерода практически не реагирует с применяемым нейтрализатором.Example 5. The use of the claimed means for cleaning petroleum gas from hydrogen sulfide. 40 ml of a 40% aqueous solution of the amino ester of the above formula, previously prepared by reacting monoethanolamine with 37% formaldehyde solution (formalin) and ethanol, are loaded into a glass packed absorber filled with Rashig rings with a diameter of 20 mm and a height of 500 mm. Then, at room temperature and atmospheric pressure, oil gas containing 2.5 vol.% Hydrogen sulfide and 2 vol.% Carbon dioxide is passed through the absorber. The purified gas leaving the top of the absorber is passed through a Drexel flask with a 10% aqueous solution of sodium hydroxide to absorb residual 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 gas and the degree of gas purification are calculated. The degree of gas purification from hydrogen sulfide is 99.99%. In this case, the foaming of the catalyst and the formation of solid reaction products is not observed. Therefore, the proposed catalyst is suitable for the selective purification of gas from hydrogen sulfide, since the carbon dioxide contained in the petroleum gas practically does not react with the catalyst used.
Пример 6. Испытание аминоэфира формулы (C2H5)2N-CH2-O-C4H9, предварительно полученного взаимодействием диэтиламина с 37%-ным раствором формальдегида (формалином) и изобутанолом, при очистке нефтяного газа от сероводорода проводят аналогично и в условиях примера 5. Степень очистки нефтяного газа от сероводорода составляет 99,98%.Example 6. The test of the amino ester of the formula (C 2 H 5 ) 2 N-CH 2 -OC 4 H 9 , previously obtained by the interaction of diethylamine with a 37% solution of formaldehyde (formalin) and isobutanol, when cleaning gas from hydrogen sulfide is carried out similarly and the conditions of example 5. The degree of purification of oil gas from hydrogen sulfide is 99.98%.
Пример 7. Испытание аминоэфира формулы C4H9-N(-CH2-O-C2H5)2, предварительно полученного взаимодействием трет-бутиламина с 37%-ным раствором формальдегида (формалином) и этанолом, при очистке нефтяного газа от сероводорода проводят аналогично и в условиях примера 5. Степень очистки нефтяного газа от сероводорода составляет 99,99%.Example 7. The test of the amino ester of the formula C 4 H 9 -N (-CH 2 -OC 2 H 5 ) 2 , previously obtained by the interaction of tert-butylamine with a 37% solution of formaldehyde (formalin) and ethanol, when cleaning the gas from hydrogen sulfide is carried out similarly and in the conditions of example 5. The degree of purification of oil gas from hydrogen sulfide is 99.99%.
Пример 8. Испытание аминоэфира формулы (HOC2H5)2N-CH2-O-CH3, предварительно полученного взаимодействием диэтаноламина с 37%-ным раствором формальдегида (формалином) и метанолом, при очистке нефтяного газа от сероводорода проводят аналогично и в условиях примера 5. Степень очистки нефтяного газа от сероводорода составляет 99,98%.Example 8. The test of the amino ester of the formula (HOC 2 H 5 ) 2 N-CH 2 -O-CH 3 , previously obtained by the interaction of diethanolamine with a 37% solution of formaldehyde (formalin) and methanol, when cleaning gas from hydrogen sulfide is carried out similarly and in the conditions of example 5. The degree of purification of oil gas from hydrogen sulfide is 99.98%.
Сравнительный эксперимент показал, что при очистке нефтяного газа в условиях примера 5 с использованием известного нейтрализатора (40%-го водного раствора гексаметилентетрамина) степень очистки газа от сероводорода составляет 83%, т.е. при обычных температурах известный нейтрализатор обладает невысокой реакционной способностью и не обеспечивает эффективной очистки нефтяного газа от сероводорода.A comparative experiment showed that when cleaning oil gas in the conditions of example 5 using a known neutralizer (40% aqueous solution of hexamethylene tetramine), the degree of gas purification from hydrogen sulfide is 83%, i.e. at ordinary temperatures, the known catalyst has a low reactivity and does not provide effective purification of oil gas from hydrogen sulfide.
Пример 9. Испытание аминоэфира формулы 
Пример 10. Испытание заявленного средства на антикоррозионную эффективность. Защитное действие нейтрализатора по примеру 1 оценивают по известной методике «Методика оценки коррозионной агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при помощи коррозиметров». РД 39-3-611-81. Уфа. ВНИИСПТнефть. 1982. 34 с. При коррозионных испытаниях в качестве агрессивной среды используют модель пластовой воды по ГОСТ 9.506 плотностью 1,12 г/см3 при концентрации сероводорода 100 мг/л. Модель пластовой воды предварительно обескислороживают инертным газом. Продолжительность испытаний - 6 ч.Example 10. Testing the claimed funds for anticorrosive effectiveness. The protective effect of the neutralizer according to example 1 is evaluated according to the well-known methodology "Methodology for assessing the corrosiveness of oilfield environments and the protective effect of corrosion inhibitors using corrosion meters." RD 39-3-611-81. Ufa VNIISPTneft. 1982. 34 p. In corrosion tests, a reservoir water model according to GOST 9.506 with a density of 1.12 g / cm 3 and a hydrogen sulfide concentration of 100 mg / l is used as an aggressive medium. The formation water model is first deoxygenated with an inert gas. Test duration - 6 hours.
Проведенные коррозионные испытания показали, что при концентрациях 50-200 мг/л нейтрализатор по примеру 1 обеспечивает защитный эффект в пределах 70-89%, т.е. предлагаемый нейтрализатор обладает защитным действием в сероводородсодержащей среде и, следовательно, может быть также использован в качестве ингибитора сероводородной коррозии.Corrosion tests showed that at concentrations of 50-200 mg / l, the Converter according to example 1 provides a protective effect in the range of 70-89%, i.e. the proposed catalyst has a protective effect in a hydrogen sulfide-containing medium and, therefore, can also be used as an inhibitor of hydrogen sulfide corrosion.
Таким образом, представленные в примерах 1-9 данные показывают, что предлагаемое средство обладает высокой реакционной способностью к сероводороду, низкомолекулярным меркаптанам и обеспечивает эффективную их нейтрализацию в углеводородных и водных средах как при обычных, так и повышенных температурах. Кроме того, оно обладает бактерицидной активностью по отношению к СВБ и проявляет защитное действие в сероводородсодержащей среде и, следовательно, может быть также использовано в качестве бактерицида-ингибитора сероводородной коррозии в нефтепромысловых средах.Thus, the data presented in examples 1-9 show that the proposed tool has a high reactivity to hydrogen sulfide, low molecular weight mercaptans and ensures their effective neutralization in hydrocarbon and aqueous media both at ordinary and elevated temperatures. In addition, it has bactericidal activity against SVB and exhibits a protective effect in a hydrogen sulfide-containing medium and, therefore, can also be used as a bactericidal inhibitor of hydrogen sulfide corrosion in oilfield environments.
Claims (4)
(R-)nN(-CH2-O-R')m,
где R представляет собой алкил, изоалкил, оксиалкил C1-C14 или циклогексил, или бензил, или двухвалентную группу формулы - СН2-O-СН2-СН2-, соединенную с атомом азота аминоэфира с образованием пятичленного гетероциклического кольца; R' - алкил, изоалкил или алкенил, предпочтительно C1-C4; n=1 или 2; m=3-n.1. Means for removing hydrogen sulfide and / or low molecular weight mercaptans from hydrocarbon and / or aqueous media, characterized in that as a means of removing hydrogen sulfide and / or low molecular weight mercaptans, amino esters of the general formula are used:
(R-) n N (-CH 2 -O-R ') m ,
wherein R is an alkyl, isoalkyl, oxyalkyl C 1 -C 14, or cyclohexyl, or benzyl, or a divalent group of formula - CH 2 -O-CH 2 -CH 2 -, coupled with aminoester nitrogen atom to form a five-membered heterocyclic ring; R 'is alkyl, isoalkyl or alkenyl, preferably C 1 -C 4 ; n is 1 or 2; m = 3-n.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005134035/04A RU2349627C2 (en) | 2005-10-27 | 2005-10-27 | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005134035/04A RU2349627C2 (en) | 2005-10-27 | 2005-10-27 | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005134035A RU2005134035A (en) | 2007-05-10 |
| RU2349627C2 true RU2349627C2 (en) | 2009-03-20 |
Family
ID=38107734
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005134035/04A RU2349627C2 (en) | 2005-10-27 | 2005-10-27 | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2349627C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2478687C1 (en) * | 2012-02-01 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Химинвест+" | Commercial oil treatment composition |
| RU2557545C2 (en) * | 2010-07-14 | 2015-07-27 | Налко Компани | Application of alpha-aminoethers for removal of mercaptans from hydrocarbons |
| RU2563633C2 (en) * | 2010-07-14 | 2015-09-20 | Налко Компани | Application of alpha-aminoethers for removal of hydrogen sulphide from hydrocarbons |
| RU2811605C1 (en) * | 2023-12-04 | 2024-01-15 | Акционерное общество "НИИнефтепромхим" | Composition for neutralization of hydrogen sulfide and mercaptans and method of its use |
-
2005
- 2005-10-27 RU RU2005134035/04A patent/RU2349627C2/en active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2557545C2 (en) * | 2010-07-14 | 2015-07-27 | Налко Компани | Application of alpha-aminoethers for removal of mercaptans from hydrocarbons |
| RU2563633C2 (en) * | 2010-07-14 | 2015-09-20 | Налко Компани | Application of alpha-aminoethers for removal of hydrogen sulphide from hydrocarbons |
| RU2478687C1 (en) * | 2012-02-01 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Химинвест+" | Commercial oil treatment composition |
| RU2811605C1 (en) * | 2023-12-04 | 2024-01-15 | Акционерное общество "НИИнефтепромхим" | Composition for neutralization of hydrogen sulfide and mercaptans and method of its use |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005134035A (en) | 2007-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2418036C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2510615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| CN109819658B (en) | Synergistic acetal compositions and methods for scavenging sulfides and mercaptans | |
| JP5890409B2 (en) | Use of alpha-amino ethers to remove hydrogen sulfide from hydrocarbons | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| NL194798C (en) | Dithiocarbamide salts useful as water purifiers and polyamines for use in the process for preparing the dithiocarbamide salts, as well as process for purifying oil-containing water. | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| CA2269476A1 (en) | Method and composition for removing sulfides from fluid streams | |
| NO300697B1 (en) | Process for selectively reducing the content of hydrogen sulfide and organic sulfides in gaseous and / or liquid hydrocarbon streams | |
| US10829699B2 (en) | Functionalized aldehydes as H2S and mercaptan scavengers | |
| US20210198583A1 (en) | Composition and method for elimination of hydrogen sulfide and mercaptans | |
| RU2466175C2 (en) | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage | |
| RU2302523C1 (en) | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage | |
| NO336126B1 (en) | Process and composition for removing or treating sulfides in hydrocarbons, hydrocarbon substrates or aqueous substrates containing sulfides. | |
| RU2349627C2 (en) | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it | |
| RU2430956C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide 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 | |
| RU2118649C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate | |
| EP0882778A2 (en) | Composition and method for sweetening gaseous or liquid hydrocarbons, aqueous systems and mixtures thereof | |
| RU2496853C9 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2318863C2 (en) | Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| RU2479615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| RU2241018C1 (en) | Composition for neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in oil media |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TZ4A | Amendments of patent specification |