RU2466175C2 - Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage - Google Patents
Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2466175C2 RU2466175C2 RU2008132521/04A RU2008132521A RU2466175C2 RU 2466175 C2 RU2466175 C2 RU 2466175C2 RU 2008132521/04 A RU2008132521/04 A RU 2008132521/04A RU 2008132521 A RU2008132521 A RU 2008132521A RU 2466175 C2 RU2466175 C2 RU 2466175C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- oil
- hemiformal
- methanol
- neutraliser
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода в углеводородных и/или водных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности для очистки сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов и их фракций (нефтепродуктов), водонефтяных эмульсий и технологических жидкостей (жидкости глушения скважин, буровых растворов и т.п.).The invention relates to the field of neutralization of hydrogen sulfide in hydrocarbon and / or aqueous media with chemical reagents, neutralizers and can be used in the oil and gas and oil and gas processing industries for the purification of hydrogen sulfide-containing oils, gas condensates and their fractions (oil products), water-oil emulsions and process fluids (well killing liquids, drilling fluids) solutions, etc.).
Известен способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и меркаптанов путем обработки исходного сырья водным раствором гексаметилентетрамина (ГМТА) при температуре 100-350°F. При этом ГМТА преимущественно используют в виде ~40%-ного водного раствора, предварительно полученного взаимодействием аммиака с ~37%-ным водным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении около 1:1,5 (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).A known method of purification of oil and oil products from hydrogen sulfide and mercaptans by processing the feedstock with an aqueous solution of hexamethylenetetramine (HMTA) at a temperature of 100-350 ° F. In this case, HMTA is mainly used in the form of a ~ 40% aqueous solution, previously obtained by the interaction of ammonia with a ~ 37% aqueous formaldehyde solution (formalin) in a molar ratio of about 1: 1.5 (US Pat. No. 5213680, C10G 29 / 20, 1993).
Однако применяемый в указанном способе нейтрализатор обладает низкой реакционной способностью и не обеспечивает эффективную очистку нефти от сероводорода при обычных температурах, в результате чего требуется проведение процесса очистки при повышенных температурах (выше 80-100°С) и высоком расходе нейтрализатора. Высокое содержание воды (~60%) в составе указанного нейтрализатора и его повышенный расход на очистку приводят к увеличению содержания воды в обработанной нефти выше уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002 с изм. 1 от 01.01.2006 г.) и к необходимости проведения дополнительного обезвоживания очищенной нефти.However, the neutralizer used in this method has a low reactivity and does not provide effective oil purification from hydrogen sulfide at ordinary temperatures, as a result of which a cleaning process is required at elevated temperatures (above 80-100 ° C) and a high consumption of the neutralizer. The high water content (~ 60%) in the composition of the specified converter and its increased consumption for refining lead to an increase in the water content in the treated oil above the level of modern requirements (GOST R 51858-2002 with amendment 1 from 01.01.2006) and to the need conducting additional dehydration of refined oil.
Известен способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине (в продукции нефтяных 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 выполнения применяемый нейтрализатор содержит 60-90% полиглицеринов и 10-40% водного раствора хлористого натрия (пат. РФ №2136864, Е21В 43/22, 1999 г.).There is a method of neutralizing hydrogen sulfide in an oil well (in the production of oil 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 an advantageous embodiment, the used catalyst contains 60-90% polyglycerols and 10-40% aqueous sodium chloride solution (US Pat. RF No. 2136864, ЕВВ 43/22, 1999).
Однако указанный нейтрализатор обладает низкой поглотительной способностью к сероводороду и применение его для очистки нефти приводит к увеличению содержания хлористых солей в обработанной нефти выше уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002) и к необходимости проведения дополнительного обессоливания очищенной нефти.However, this neutralizer has a low absorption capacity for hydrogen sulfide and its use for oil refining leads to an increase in the content of chloride salts in the processed oil above the level of modern requirements (GOST R 51858-2002) and to the need for additional desalination of refined oil.
Известно средство для нейтрализации сероводорода в нефти и нефтепродуктах, представляющее собой продукт взаимодействия алкиленполиамина, преимущественно диэтилентриамина, с формалином в мольном соотношении от 1:1 до 1:14, предпочтительно от 1:1 до 1:3 (пат. США №5284576, C10G 29/20, 1994 г.).Known means for neutralizing hydrogen sulfide in oil and petroleum products, which is the product of the interaction of alkylene polyamine, mainly diethylene triamine, with formalin in a molar ratio of from 1: 1 to 1:14, preferably from 1: 1 to 1: 3 (US Pat. No. 5284576, C10G 29/20, 1994).
Однако указанный реагент также не обладает достаточно высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду. Другими его недостатками являются высокие содержание воды и стоимость (из-за применения в качестве сырья для его производства водного раствора формальдегида и дорогостоящего диэтилентриамина).However, this reagent also does not have a sufficiently high neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide. Other disadvantages are its high water content and cost (due to the use of an aqueous solution of formaldehyde and expensive diethylene triamine as a raw material for its production).
В качестве прототипа был взят способ очистки нефти, газоконденсата и их фракций от сероводорода и меркаптанов с применением в качестве нейтрализатора метанолэтаноламинов - продуктов взаимодействия формальдегида с моно- и/или диэтаноламином. В преимущественном варианте метанолэтаноламины используют в виде водного раствора, предварительно полученного взаимодействием этаноламинов с водным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении 1:(1-2) (пат. РФ №2121492, C10G 29/20, 1998 г.).As a prototype, a method was taken to purify oil, gas condensate and their fractions from hydrogen sulfide and mercaptans using methanol ethanolamines, the products of the interaction of formaldehyde with mono- and / or diethanolamine, as a neutralizer. In an advantageous embodiment, methanol ethanolamines are used in the form of an aqueous solution, previously obtained by the interaction of ethanolamines with an aqueous solution of formaldehyde (formalin) in a molar ratio of 1: (1-2) (US Pat. RF No. 2121492, C10G 29/20, 1998).
Основными недостатками указанных нейтрализаторов являются недостаточно высокие поглотительная способность по отношению к сероводороду (4-5 г/г сероводорода), стабильность при хранении и технологичность применения в промысловых условиях из-за недостаточно низкой температуры застывания (минус 20-29°С).The main disadvantages of these converters are not sufficiently high absorption capacity with respect to hydrogen sulfide (4-5 g / g of hydrogen sulfide), storage stability and manufacturability in field conditions due to insufficient low pour point (minus 20-29 ° C).
Учитывая суровые климатические условия в большинстве нефтедобывающих регионах страны и, соответственно, жесткие требования нефтяной отрасли к химреагентам по температуре их застывания, требуется создание эффективного и технологичного нейтрализатора с низкой температурой застывания. Кроме того, известный нейтрализатор содержит в своем составе значительное количество воды (около 40%), что приводит к повышению содержания воды в обработанной нейтрализатором нефти и, следовательно, необходимости ее дополнительного обезвоживания до уровня требований ГОСТ Р 51858. Следует также указать, что вода, содержащаяся в составе известных нейтрализаторов на основе формалина, не участвует в реакциях нейтрализации, т.е. является балластным компонентом. В связи с этим применение нейтрализатора с высоким содержанием воды приводит к необходимости транспортирования, хранения и дозировки больших объемов реагента и, следовательно, к высоким затратам на очистку добываемых сероводородсодержащих нефтей. Таким образом, создание эффективного и технологичного нейтрализатора с низкими температурой застывания и содержанием воды, обеспечивающего снижение расхода реагента на очистку нефти от сероводорода, является актуальной задачей. Изобретением решается также задача расширения ассортимента эффективных и технологичных средств для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов и повышения степени очистки нефти от сероводорода.Given the harsh climatic conditions in most oil-producing regions of the country and, accordingly, the stringent requirements of the oil industry for chemicals in terms of their solidification temperature, it is necessary to create an effective and technological catalyst with a low pour point. In addition, the known catalyst contains a significant amount of water (about 40%), which leads to an increase in the water content in the oil treated with the catalyst and, therefore, the need for its additional dehydration to the level of requirements of GOST R 51858. It should also be noted that water contained in known formalin-based neutralizers does not participate in neutralization reactions, i.e. is a ballast component. In this regard, the use of a catalyst with a high water content leads to the need for transportation, storage and dosage of large volumes of the reagent and, therefore, to high costs for the purification of produced hydrogen sulfide-containing oils. Thus, the creation of an effective and technological catalyst with a low pour point and water content, which provides a reduction in the consumption of reagent for cleaning oil from hydrogen sulfide, is an urgent task. The invention also solves the problem of expanding the range of effective and technological means for neutralizing hydrogen sulfide and light mercaptans and increasing the degree of purification of oil from hydrogen sulfide.
Поставленная задача решается тем, что нейтрализатор сероводорода, включающий продукт взаимодействия (производное) формальдегида, в качестве продукта взаимодействия содержит гемиформаль(и) общей формулы R-О-(СН2О)nH, где R - алкил с числом атомов углерода от 1 до 5, предпочтительно метил, этил; n=1-4, и дополнительно содержит органическое основание при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the hydrogen sulfide neutralizer, including the product of the interaction (derivative) of formaldehyde, as the reaction product contains hemiformal (s) of the general formula R-O- (CH 2 O) n H, where R is alkyl with the number of carbon atoms from 1 up to 5, preferably methyl, ethyl; n = 1-4, and additionally contains an organic base in the following ratio of components, wt.%:
В преимущественном варианте выполнения изобретения заявляемый реагент-нейтрализатор дополнительно содержит неорганическое основание, преимущественно гидроксид щелочного металла, при следующем соотношении компонентов, мас.%:In an advantageous embodiment of the invention, the inventive neutralizing agent additionally contains an inorganic base, mainly alkali metal hydroxide, in the following ratio, wt.%:
В качестве органического основания предлагаемый нейтрализатор преимущественно содержит третичный амин и/или четвертичное аммониевое основание, или смеси третичного амина с первичным и вторичным аминами, или щелочной сток производства капролактама (ЩСПК). При этом в качестве третичного амина нейтрализатор преимущественно содержит триалкиламин(ы), триэтаноламин, метилдиэтаноламин, диметилэтаноламин, диэтилэтаноламин, диметилбензиламин, диметиланилин, тетраметил-этилендиамин или их смеси.As an organic base, the proposed catalyst mainly contains a tertiary amine and / or a quaternary ammonium base, or a mixture of a tertiary amine with primary and secondary amines, or an alkaline runoff of caprolactam production (SHSPK). Moreover, the neutralizing agent preferably comprises trialkylamine (s), triethanolamine, methyldiethanolamine, dimethylethanolamine, diethylethanolamine, dimethylbenzylamine, dimethylaniline, tetramethyl ethylenediamine or mixtures thereof as the tertiary amine.
Поставленная задача повышения степени очистки углеводородных, водных сред от сероводорода достигается путем обработки исходного сырья - нефти, газоконденсата, водонефтяной эмульсии, нефтепродуктов и технологических жидкостей - вышеуказанным(ыми) составом(ами), взятым из расчета не менее 2 г на 1 г нейтрализуемого сероводорода, предпочтительно из расчета 2,1-3 г/г. При этом обработку проводят при температуре 10-90°С, предпочтительно при 20-70°С, и атмосферном или повышенном давлении.The task to increase the degree of purification of hydrocarbon, water media from hydrogen sulfide is achieved by processing the feedstock - oil, gas condensate, oil-water emulsion, oil products and process fluids - with the above composition (s) taken from the calculation of at least 2 g per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide , preferably at the rate of 2.1-3 g / g. The treatment is carried out at a temperature of 10-90 ° C, preferably at 20-70 ° C, and atmospheric or elevated pressure.
Предлагаемые композиции в обычных условиях представляют собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета плотностью в пределах 0,95-1,10 г/см3, величиной показателя рН от 8 до 13 (в зависимости от содержания гидроксида щелочного металла) и температурой застывания ниже минус 40°С.The proposed composition under normal conditions is a colorless to brown liquid with a density in the range of 0.95-1.10 g / cm 3 , a pH value of 8 to 13 (depending on the alkali metal hydroxide content) and pour point below minus 40 ° C.
Композицию готовят путем смешения исходных компонентов. Основной компонент нейтрализатора - гемиформаль(и) вышеуказанной формулы - получают известным способом путем взаимодействия газообразного мономерного формальдегида или кристаллического параформальдегида с алифатическими спиртами, преимущественно с метанолом и/или этанолом. В промышленности гемиформаль(и) получают путем смешения (абсорбции) формальдегидсодержащего контактного газа окислительной конверсии метанола со спиртом в скруббере-реакторе (Огородников С.К. Формальдегид. - Л.: Химия. 1984. С.95-98, 174-175). Для повышения выхода целевого продукта реакцию их взаимодействия целесообразно проводить в щелочной среде - при рН не ниже 7,5-8. При этом в качестве щелочного агента целесообразно использовать третичные амины и/или гидроксид натрия (калия), которые, в отличие от первичных и вторичных аминов, не взаимодействуют с формальдегидом, а служат лишь катализатором реакций. Таким образом, реакцию взаимодействия формальдегида предлагается проводить со спиртом, содержащим третичный амин и/или гидроксид. В этом случае отпадает необходимость дополнительного введения в состав нейтрализатора органического основания, т.е. получаемый гемиформаль (реакционная масса), содержащий третичный амин и имеющий рН не ниже 8, используют в качестве нейтрализатора сероводорода. Если показатель рН реакционной массы ниже 8, в состав нейтрализатора дополнительно вводят органическое основание и/или гидроксид щелочного металла до достижения рН выше 8. Следует указать, что при взаимодействии формальдегида со спиртами образуется смесь моно- и полигемиформалей в различных соотношениях в зависимости от мольного соотношения реагентов (ЖПХ. 1979. №12. С.2725-2730). То есть предлагаемый нейтрализатор в качестве продукта взаимодействия формальдегида содержит смесь моно- и полигемиформалей спиртов C1-C5, преимущественно метанола и/или этанола.The composition is prepared by mixing the starting components. The main component of the catalyst - hemiformal (s) of the above formula - is obtained in a known manner by reacting gaseous monomeric formaldehyde or crystalline paraformaldehyde with aliphatic alcohols, mainly with methanol and / or ethanol. In industry, gemiformal (s) are obtained by mixing (absorption) a formaldehyde-containing contact gas of the oxidative conversion of methanol with alcohol in a scrubber reactor (Ogorodnikov S.K. Formaldehyde. - L .: Chemistry. 1984. P.95-98, 174-175) . To increase the yield of the target product, the reaction of their interaction should be carried out in an alkaline environment - at a pH of not lower than 7.5-8. In this case, it is advisable to use tertiary amines and / or sodium (potassium) hydroxide as an alkaline agent, which, unlike primary and secondary amines, do not interact with formaldehyde, but serve only as a catalyst for reactions. Thus, a formaldehyde reaction is proposed to be carried out with an alcohol containing a tertiary amine and / or hydroxide. In this case, there is no need for additional introduction of an organic base into the neutralizer, i.e. the resulting hemiformal (reaction mass) containing a tertiary amine and having a pH of at least 8 is used as a hydrogen sulfide neutralizer. If the pH of the reaction mixture is lower than 8, an organic base and / or alkali metal hydroxide are additionally added to the catalyst until a pH of above 8 is reached. It should be noted that when formaldehyde reacts with alcohols, a mixture of mono- and polyhemoformals is formed in various ratios depending on the molar ratio reagents (ZhPKh. 1979. No. 12. S. 2725-2730). That is, the proposed catalyst as a product of the interaction of formaldehyde contains a mixture of mono- and polyhemoformals of C 1 -C 5 alcohols, mainly methanol and / or ethanol.
В качестве органического основания композиции преимущественно используют технические триэтаноламин, метилдиэтаноламин, диметилэтаноламин, триэтиламин, диметилалкиламин, диметилбензиламин или смеси моно-, ди-, триэтаноламинов, а в качестве гидроксида щелочного металла - гидроксид натрия или калия.Technical triethanolamine, methyldiethanolamine, dimethylethanolamine, triethylamine, dimethylalkylamine, dimethylbenzylamine or a mixture of mono-, di-, triethanolamines are mainly used as the organic base of the composition, and sodium or potassium hydroxide is used as the alkali metal hydroxide.
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”.
Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию «промышленная применимость» ниже приведены конкретные примеры приготовления нейтрализатора (примеры 1-9) и способа его использования.To prove the compliance of the claimed object with the criterion of "industrial applicability" below are specific examples of the preparation of the neutralizer (examples 1-9) and how to use it.
Пример 1. В емкость, снабженную мешалкой, термометром и обратным холодильником, загружают 50 г (63 мл) метанола и при перемешивании вводят 5,5 г (7,5 мл) триэтиламина. Затем в емкость при перемешивании на магнитной мешалке порциями добавляют 52,5 г кристаллического параформальдегида (параформа) и полученную смесь перемешивают при температуре 60-65°С до полного растворения параформа с образованием гемиформаля метанола. Мольное соотношение формальдегид : метанол в реакционной смеси равно 1,1:1. Согласно литературным данным (ЖПХ. 1979. №12. С.2725-2730), при взаимодействии формальдегида с метанолом в таком мольном соотношении образуется смесь моно-, ди-, три- и тетрагемиформалей метанола общей формулы СН3-О-(CH2O)nH, где n=1-4. При этом содержание моногемиформаля метанола (метоксиметанола) формулы СН3-О-СН2-ОН в реакционной смеси составляет более 50%. Полученную реакционную массу используют в качестве нейтрализатора сероводорода (пример 10).Example 1. In a vessel equipped with a stirrer, a thermometer and a reflux condenser, 50 g (63 ml) of methanol are charged and 5.5 g (7.5 ml) of triethylamine are added with stirring. Then, 52.5 g of crystalline paraformaldehyde (paraform) is added in portions while stirring on a magnetic stirrer and the resulting mixture is stirred at a temperature of 60-65 ° C until the paraform is completely dissolved with the formation of hemiformal methanol. The molar ratio of formaldehyde: methanol in the reaction mixture is 1.1: 1. According to published data (ZhPKh. 1979. No. 12, p. 2725-2730), in the interaction of formaldehyde with methanol in this molar ratio, a mixture of mono-, di-, tri- and tetrahemoformals of methanol of the general formula CH 3 -O- (CH 2 O) n H, where n = 1-4. Moreover, the content of mono-hemiformal methanol (methoxymethanol) of the formula CH 3 —O — CH 2 —OH in the reaction mixture is more than 50%. The resulting reaction mass is used as a catalyst for hydrogen sulfide (example 10).
Пример 2. В емкость по примеру 1 загружают 50 г метанола и при перемешивании вводят 18 г (16 мл) триэтаноламина и 0,12 г гидроксида натрия. Затем порциями добавляют 52,5 г параформа и полученную смесь перемешивают при 60-65°С до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола.Example 2. In the container of example 1, 50 g of methanol are charged and 18 g (16 ml) of triethanolamine and 0.12 g of sodium hydroxide are added with stirring. Then 52.5 g of paraform was added in portions and the resulting mixture was stirred at 60-65 ° C until the paraform was completely dissolved to form methanol hemiformals.
Пример 3. В емкость по примеру 1 загружают 50 г метанола и при перемешивании вводят 6,5 г метилдиэтаноламина и 0,55 г гидроксида натрия. Затем порциями добавляют 52,5 г параформа и полученную смесь перемешивают при 60-65°С до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола.Example 3. In the container of Example 1, 50 g of methanol are charged and 6.5 g of methyldiethanolamine and 0.55 g of sodium hydroxide are added with stirring. Then 52.5 g of paraform was added in portions and the resulting mixture was stirred at 60-65 ° C until the paraform was completely dissolved to form methanol hemiformals.
Пример 4. В емкость по примеру 1 загружают 50 г метанола и при перемешивании вводят 10,5 г диметилбензиламина и 0,25 г гидроксида натрия. Затем порциями добавляют 52,5 г параформа и полученную смесь перемешивают при 60-65°С до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола.Example 4. In the container of example 1, 50 g of methanol are charged and 10.5 g of dimethylbenzylamine and 0.25 g of sodium hydroxide are added with stirring. Then 52.5 g of paraform was added in portions and the resulting mixture was stirred at 60-65 ° C until the paraform was completely dissolved to form methanol hemiformals.
Пример 5. В емкость по примеру 1 загружают 50 г метанола и при перемешивании вводят 6,5 г диметилэтаноламина и 0,15 г гидроксида натрия. Затем порциями добавляют 52,5 г параформа и полученную смесь перемешивают при 60-65°С до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола.Example 5. In the container of example 1, 50 g of methanol are charged and 6.5 g of dimethylethanolamine and 0.15 g of sodium hydroxide are added with stirring. Then 52.5 g of paraform was added in portions and the resulting mixture was stirred at 60-65 ° C until the paraform was completely dissolved to form methanol hemiformals.
Пример 6. В емкость по примеру 1 загружают 50 г этанола и при перемешивании вводят 7 г смеси моно-, ди- и триэтаноламинов (1:1:5). Затем порциями добавляют 36 г параформа и полученную смесь перемешивают при 50-60°С до полного растворения параформа с образованием гемиформалей этанола.Example 6. In the container of example 1 load 50 g of ethanol and with stirring, 7 g of a mixture of mono-, di - and triethanolamines (1: 1: 5). Then 36 g of paraform are added in portions and the resulting mixture is stirred at 50-60 ° C until the paraform is completely dissolved to form ethanol hemiformals.
Пример 7. В емкость по примеру 1 загружают 50 г метанола и при перемешивании вводят 0,9 г гидроксида тетраметиламмония и 0,1 г гидроксида калия. Затем добавляют 49 г параформа и полученную суспензию перемешивают при 50-60°С до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола.Example 7. In the container of example 1, 50 g of methanol are charged and 0.9 g of tetramethylammonium hydroxide and 0.1 g of potassium hydroxide are added with stirring. Then add 49 g of paraform and the resulting suspension is stirred at 50-60 ° C until complete dissolution of the paraform with the formation of hemoformals of methanol.
Пример 8. В емкость по примеру 1 загружают 50 г метанола и при перемешивании вводят 3,5 г триэтиламина и 0,5 г гидроксида тетраметиламмония. Затем добавляют 46 г параформа и полученную суспензию перемешивают при 50-60°С до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола.Example 8. In the container of example 1, 50 g of methanol are charged and 3.5 g of triethylamine and 0.5 g of tetramethylammonium hydroxide are added with stirring. Then 46 g of paraform is added and the resulting suspension is stirred at 50-60 ° C until the paraform is completely dissolved to form methanol hemiformals.
Пример 9. В емкость по примеру 1 загружают 50 г метанола и при перемешивании вводят 0,5 г гидроксида натрия и 0,5 г метилата натрия. Затем добавляют 49 г параформа и полученную суспензию перемешивают при 50-60°С до полного растворения параформа с образованием гемиформалей метанола.Example 9. In the container of example 1, 50 g of methanol are charged and 0.5 g of sodium hydroxide and 0.5 g of sodium methylate are added with stirring. Then add 49 g of paraform and the resulting suspension is stirred at 50-60 ° C until complete dissolution of the paraform with the formation of hemoformals of methanol.
Компонентный состав нейтрализаторов, полученных по примерам 1-9, приведен в таблице. Полученные композиции в нормальных условиях представляют собой жидкости от бесцветного до желтого цвета плотностью 0,96-1,07 г/см3, величиной показателя рН 9-11 и температурой застывания ниже минус 40°С.The component composition of the neutralizers obtained in examples 1-9 are shown in the table. The resulting compositions under normal conditions are colorless to yellow liquids with a density of 0.96-1.07 g / cm 3 , a pH value of 9-11 and a pour point below minus 40 ° C.
Пример 10. Использование нейтрализатора по примеру 1 для нейтрализации сероводорода в нефти. В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,06 г нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл (92 г) высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,032 мас.% (320 ppm) сероводорода и 0,3 мас.% эмульсионной воды. Массовое соотношение нейтрализатор : сероводород в реакционной смеси составляет 2:1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 2 г/г. Реакционную смесь перемешивают при температуре 45°С в течение 3 ч и после охлаждения до комнатной температуры проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода и рассчитывают степень очистки нефти. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 1 обладает высокой реакционной способностью и при расходном коэффициенте 2 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858).Example 10. The use of the Converter according to example 1 to neutralize hydrogen sulfide in oil. 0.06 g of the catalyst of Example 1 is introduced into a thermostated reaction flask with a stirrer, then 100 ml (92 g) of high sulfur carbon oil containing 0.032 wt.% (320 ppm) hydrogen sulfide and 0.3 wt.% Emulsion water are charged. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the reaction mixture is 2: 1, i.e. the specific consumption of the converter (consumption coefficient) is 2 g / g. The reaction mixture is stirred at a temperature of 45 ° C for 3 hours and, after cooling to room temperature, a quantitative analysis of the oil is carried out for the content of residual hydrogen sulfide and the degree of oil purification is calculated. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 98%, i.e. the proposed Converter according to example 1 has a high reactivity and with a flow rate of 2 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide in oil to the level of modern requirements (GOST R 51858).
Пример 11. Испытание нейтрализатора по примеру 2 на эффективность нейтрализации сероводорода в нефти проводят аналогично и в условиях примера 10, но при удельном расходе (расходном коэффициенте) нейтрализатора 2,8 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99%, т.е. нейтрализатор по примеру 2 при расходном коэффициенте 2,8 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 11. The test of the Converter according to example 2 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in oil is carried out similarly and in the conditions of example 10, but with a specific consumption (flow coefficient) of the Converter 2.8 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 99%, i.e. the Converter according to example 2 at a flow rate of 2.8 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide in oil and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 12. Испытание нейтрализатора по примеру 3 проводят аналогично и в условиях примера 10 при расходном коэффициенте нейтрализатора 2,1 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98%, т.е. нейтрализатор по примеру 3 при расходном коэффициенте 2,1 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 12. The test of the Converter according to example 3 is carried out similarly and in the conditions of example 10 at a flow rate of the Converter 2.1 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 98%, i.e. the Converter according to example 3 at a flow rate of 2.1 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 13. Испытание нейтрализатора по примеру 4 проводят аналогично и в условиях примера 10 при расходном коэффициенте нейтрализатора 2,3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99%, т.е. нейтрализатор по примеру 4 при расходном коэффициенте 2,3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 13. The test of the Converter according to example 4 is carried out similarly and in the conditions of example 10 at a flow rate of the Converter 2.3 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 99%, i.e. the Converter according to example 4 at a flow rate of 2.3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 14. Испытание нейтрализатора по примеру 5 на эффективность нейтрализации сероводорода в мазуте проводят аналогично примеру 10, но при температуре 60°С и расходном коэффициенте 3 г/г. Степень очистки мазута от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 5 обеспечивает полную нейтрализацию сероводорода в нефтепродуктах (мазуте).Example 14. The test of the Converter according to example 5 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in fuel oil is carried out analogously to example 10, but at a temperature of 60 ° C and a flow rate of 3 g / g The degree of purification of fuel oil from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed Converter according to example 5 provides a complete neutralization of hydrogen sulfide in petroleum products (fuel oil).
Пример 15. Испытание нейтрализатора по примеру 6 на эффективность нейтрализации сероводорода в прямогонной нефтяной фракции н.к. - 300°С, содержащей 0,09 мас.% сероводорода и используемой в качестве растворителя парафина в нефтедобыче, проводят аналогично примеру 10, но при температуре 25°С и расходном коэффициенте 3 г/г. Степень очистки нефтяной фракции от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 6 обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в технологической жидкости.Example 15. Testing the Converter according to example 6 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in straight-run oil fraction N. to. - 300 ° C, containing 0.09 wt.% Hydrogen sulfide and used as a solvent for paraffin in oil production, is carried out analogously to example 10, but at a temperature of 25 ° C and a flow rate of 3 g / g The degree of purification of the oil fraction from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed catalyst according to example 6 provides effective neutralization of hydrogen sulfide in the process fluid.
Пример 16. Испытание нейтрализатора по примеру 7 на эффективность нейтрализации сероводорода в газоконденсате, содержащем 0,011 мас.% сероводорода, проводят аналогично примеру 10, но при температуре 35°С и расходном коэффициенте 2,5 г/г. Степень очистки газоконденсата от сероводорода составляет 97%, т.е. нейтрализатор по примеру 7 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в газоконденсате.Example 16. The test of the Converter according to example 7 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in a gas condensate containing 0.011 wt.% Hydrogen sulfide, is carried out analogously to example 10, but at a temperature of 35 ° C and a flow rate of 2.5 g / g The degree of purification of gas condensate from hydrogen sulfide is 97%, i.e. the Converter according to example 7 at a flow rate of 2.5 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide in the gas condensate.
Пример 17. Испытание нейтрализатора по примеру 8 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефти, содержащей 0,030 мас.% сероводорода и 0,011 мас.% метил-, этилмеркаптанов, проводят аналогично и в условиях примера 10, но при расходном коэффициенте нейтрализатора 3 г/г сероводорода и легких меркаптанов. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98% и от легких меркаптанов - 90%, т.е. нейтрализатор по примеру 8 обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов в нефти.Example 17. The test of the Converter according to example 8 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in oil containing 0.030 wt.% Hydrogen sulfide and 0.011 wt.% Methyl-, ethyl mercaptans, is carried out similarly and in the conditions of example 10, but with a flow rate of the Converter 3 g / g of hydrogen sulfide and light mercaptans. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 98% and from light mercaptans - 90%, i.e. the catalyst of example 8 provides effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in oil.
Пример 18. Испытание нейтрализатора по примеру 9 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 10, но при расходном коэффициенте нейтрализатора 2,8 г/г сероводорода и легких меркаптанов. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 96% и от легких меркаптанов - 86%, т.е. нейтрализатор по примеру 9 обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов в нефти.Example 18. The test of the Converter according to example 9 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 10, but with a flow coefficient of the Converter 2.8 g / g of hydrogen sulfide and light mercaptans. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 96% and from light mercaptans - 86%, i.e. the catalyst of example 9 provides an effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in oil.
Сравнительный опыт показал, что при очистке нефти, содержащей 320 ppm сероводорода, аналогично и в условиях примера 10, но с применением известного нейтрализатора (прототип) при его удельном расходе 3 г/г степень очистки от сероводорода составляет 79%, т.е. очищенная нефть по остаточному содержанию сероводорода (67 ppm) не удовлетворяет нормам ГОСТ Р 51858-2002 для нефти вида 1.Comparative experience showed that when cleaning oil containing 320 ppm hydrogen sulfide, similarly and in the conditions of example 10, but using a known neutralizer (prototype) with its specific consumption of 3 g / g, the degree of purification from hydrogen sulfide is 79%, i.e. Refined oil by the residual content of hydrogen sulfide (67 ppm) does not meet the standards of GOST R 51858-2002 for oil of type 1.
Из приведенных в примерах 10-18 результатов экспериментов видно, что предлагаемый нейтрализатор по сравнению с известным обладает более высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и обеспечивает эффективную его нейтрализацию в нефти, газоконденсате, водонефтяной эмульсии, нефтепродуктах и технологических жидкостях до уровня современных требований при низких удельных расходах (2-3 г/г сероводорода). Предлагаемый нейтрализатор обладает низкой температурой застывания (ниже минус 40°С) и высокой стабильностью при длительном хранении и, следовательно, пригоден для всесезонного применения в промысловых условиях. Кроме того, предлагаемый нейтрализатор не содержит в своем составе воды, и его применение для очистки подготовленной нефти незначительно увеличивает содержание воды в обработанной нейтрализатором нефти, в результате чего отпадает необходимость дополнительного обезвоживания очищенной нефти. Кроме того, как показали проведенные испытания, предлагаемый нейтрализатор обладает высокой бактерицидной активностью по отношению к СВБ. Следовательно, он может быть использован и в качестве бактерицида для подавления роста СВБ в нефтепромысловых средах.From the examples of experiments 10-18, it can be seen that the proposed catalyst, in comparison with the known one, has a higher reactivity with respect to hydrogen sulfide and ensures its effective neutralization in oil, gas condensate, oil-water emulsion, oil products and process fluids to the level of modern requirements at low specific costs (2-3 g / g hydrogen sulfide). The proposed Converter has a low pour point (below minus 40 ° C) and high stability during long-term storage and, therefore, is suitable for all-weather use in field conditions. In addition, the proposed catalyst does not contain water, and its use for the treatment of prepared oil does not significantly increase the water content in the oil treated with the catalyst, as a result of which there is no need for additional dehydration of the purified oil. In addition, as shown by tests, the proposed converter has a high bactericidal activity against SVB. Therefore, it can also be used as a bactericide to inhibit the growth of SSC in oilfield environments.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008132521/04A RU2466175C2 (en) | 2008-08-06 | 2008-08-06 | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008132521/04A RU2466175C2 (en) | 2008-08-06 | 2008-08-06 | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008132521A RU2008132521A (en) | 2010-02-20 |
| RU2466175C2 true RU2466175C2 (en) | 2012-11-10 |
Family
ID=42126578
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008132521/04A RU2466175C2 (en) | 2008-08-06 | 2008-08-06 | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2466175C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2532019C1 (en) * | 2013-07-30 | 2014-10-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Agent for neutralising hydrogen sulphide and inhibiting growth of sulphate-reducing bacteria |
| RU2673543C2 (en) * | 2016-11-25 | 2018-11-28 | Руслан Адгамович Вагапов | Method of producing hydrogen sulfide neutralizer and mercaptans |
| US10538710B2 (en) | 2017-07-13 | 2020-01-21 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US10584286B2 (en) | 2015-09-08 | 2020-03-10 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US10703710B2 (en) | 2013-01-30 | 2020-07-07 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11085002B2 (en) | 2015-04-22 | 2021-08-10 | Championx Usa Inc. | Development of a novel high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide |
| US11499108B2 (en) | 2019-01-23 | 2022-11-15 | Championx Usa Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a Michael acceptor |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5213680A (en) * | 1991-12-20 | 1993-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Sweetening of oils using hexamethylenetetramine |
| US5284576A (en) * | 1989-08-01 | 1994-02-08 | Petrolite Corporation | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbons |
| RU2121492C1 (en) * | 1996-04-11 | 1998-11-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from crude oil, gas condensate, and their fractions |
| RU99104020A (en) * | 1999-03-02 | 2001-05-27 | Научно-производственная фирма "Инкорсервис" | HYDROGEN HYDROCARGER IN WATER-OIL ENVIRONMENTS |
| RU2228946C2 (en) * | 2002-07-29 | 2004-05-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Composition for neutralizing hydrogen sulfide, suppressing growth of sulfate- reducing bacteria, and inhibiting corrosion in oil-field media |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2196114C2 (en) * | 1999-03-02 | 2003-01-10 | Научно-производственная фирма "Инкорсервис" | Hydrogen sulfide neutralizer in water-crude oil emulsions |
-
2008
- 2008-08-06 RU RU2008132521/04A patent/RU2466175C2/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5284576A (en) * | 1989-08-01 | 1994-02-08 | Petrolite Corporation | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbons |
| US5213680A (en) * | 1991-12-20 | 1993-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Sweetening of oils using hexamethylenetetramine |
| RU2121492C1 (en) * | 1996-04-11 | 1998-11-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from crude oil, gas condensate, and their fractions |
| RU99104020A (en) * | 1999-03-02 | 2001-05-27 | Научно-производственная фирма "Инкорсервис" | HYDROGEN HYDROCARGER IN WATER-OIL ENVIRONMENTS |
| RU2228946C2 (en) * | 2002-07-29 | 2004-05-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Composition for neutralizing hydrogen sulfide, suppressing growth of sulfate- reducing bacteria, and inhibiting corrosion in oil-field media |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10703710B2 (en) | 2013-01-30 | 2020-07-07 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11339118B2 (en) | 2013-01-30 | 2022-05-24 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| RU2532019C1 (en) * | 2013-07-30 | 2014-10-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Agent for neutralising hydrogen sulphide and inhibiting growth of sulphate-reducing bacteria |
| US11085002B2 (en) | 2015-04-22 | 2021-08-10 | Championx Usa Inc. | Development of a novel high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide |
| US10584286B2 (en) | 2015-09-08 | 2020-03-10 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| RU2673543C2 (en) * | 2016-11-25 | 2018-11-28 | Руслан Адгамович Вагапов | Method of producing hydrogen sulfide neutralizer and mercaptans |
| US10538710B2 (en) | 2017-07-13 | 2020-01-21 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11499108B2 (en) | 2019-01-23 | 2022-11-15 | Championx Usa Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a Michael acceptor |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008132521A (en) | 2010-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2418036C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2466175C2 (en) | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage | |
| RU2510615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| US8530394B2 (en) | Sterically hindered N-methyl secondary and tertiary amine sulfur scavengers and methods for making and using same | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| US5347004A (en) | Mixtures of hexahydrotriazines useful as H2 S scavengers | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| US10829699B2 (en) | Functionalized aldehydes as H2S and mercaptan scavengers | |
| RU2302523C1 (en) | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage | |
| CN111356514A (en) | Composition and method for eliminating hydrogen sulfide and mercaptan | |
| CA2148849A1 (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbons | |
| CA2170698C (en) | Use of olefinic imines to scavenge sulfur species | |
| RU2496853C2 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2430956C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| EP0882778A2 (en) | Composition and method for sweetening gaseous or liquid hydrocarbons, aqueous systems and mixtures thereof | |
| RU2349627C2 (en) | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it | |
| RU2517709C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2479615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| RU2228946C2 (en) | Composition for neutralizing hydrogen sulfide, suppressing growth of sulfate- reducing bacteria, and inhibiting corrosion in oil-field media | |
| RU2522459C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2482163C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2612968C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger (versions) | |
| RU2646757C1 (en) | Neutralizer of hydrocarbon | |
| US11802246B2 (en) | Synergistic effects among mercaptan scavengers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20140218 |