RU2522459C1 - Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof - Google Patents
Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2522459C1 RU2522459C1 RU2013115552/04A RU2013115552A RU2522459C1 RU 2522459 C1 RU2522459 C1 RU 2522459C1 RU 2013115552/04 A RU2013115552/04 A RU 2013115552/04A RU 2013115552 A RU2013115552 A RU 2013115552A RU 2522459 C1 RU2522459 C1 RU 2522459C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formalin
- hydrogen sulfide
- methanol
- oil
- nitrogen
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами, и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности для очистки сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов и их фракций (нефтепродуктов), а также попутных и природных газов.The invention relates to the field of neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in hydrocarbon media with chemical reagents, neutralizers, and can be used in the oil and gas and oil and gas refining industries for the purification of hydrogen sulfide-containing oils, gas condensates and their fractions (oil products), as well as associated and natural gases.
Известно средство для нейтрализации сероводорода и меркаптанов 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, 1994 г.).Known means for neutralizing hydrogen sulfide and mercaptans in oil and oil 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 , 1994).
Однако указанный реагент обладает невысокой нейтрализующей способностью и не обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и меркаптанов в нефти и нефтепродуктах. Другими его недостатками являются высокие удельный расход и стоимость (из-за применения для его производства дорогостоящего диэтилентриамина).However, this reagent has a low neutralizing ability and does not provide an effective neutralization of hydrogen sulfide and mercaptans in oil and oil products. Other disadvantages are high specific consumption and cost (due to the use of expensive diethylene triamine for its production).
Известен способ очистки нефти, газоконденсата и их фракций от сероводорода и меркаптанов путем обработки исходного сырья реагентом-нейтрализатором, представляющим собой метанолэтаноламин, диметанолэтаноламин, метанолдиэтаноламин или их смеси. В преимущественном варианте реагент применяют в виде водного раствора, полученного взаимодействием моноэтаноламина и/или диэтаноламина с формалином в мольном соотношении 1:1-2 (пат. РФ №2121492, 1998 г.).A known method of purification of oil, gas condensate and their fractions from hydrogen sulfide and mercaptans by treating the feedstock with a neutralizing agent, which is methanol ethanolamine, dimethanol ethanolamine, methanol diethanolamine or mixtures thereof. In a preferred embodiment, the reagent is used in the form of an aqueous solution obtained by the interaction of monoethanolamine and / or diethanolamine with formalin in a molar ratio of 1: 1-2 (US Pat. RF No. 2121492, 1998).
Однако указанные реагенты недостаточно эффективны (требуемый удельный расход составляет 4 - 8 г/г сероводорода) и технологичны для применения в промысловых условиях из-за низкой стабильности при хранении и недостаточно низкой температуры их застывания.However, these reagents are not effective enough (the required specific consumption is 4-8 g / g of hydrogen sulfide) and are technologically advanced for use in field conditions due to low storage stability and insufficient low pour point.
Известен также способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов поглотительными растворами, представляющими собой 3 - 30%-ный раствор уротропина в техническом формалине или в смеси формалина и водного аммиака. В преимущественном варианте использования известный нейтрализатор представляет собой 10 - 30%-ный раствор уротропина в техническом формалине или раствор уротропина в смеси формалина и аммиака состава, %: формальдегид 20 - 30, уротропин 3 - 30, аммиак 0,5 - 6, метанол 3 - 10 и вода 40 - 60 (пат. РФ №2269567, 2006 г.).There is also a method of purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide and mercaptans by absorption solutions, which are a 3-30% solution of urotropine in technical formalin or in a mixture of formalin and aqueous ammonia. In an advantageous use case, the known neutralizer is a 10-30% solution of urotropin in technical formalin or a solution of urotropin in a mixture of formalin and ammonia,%: formaldehyde 20-30, urotropin 3-30, ammonia 0.5-6, methanol 3 - 10 and water 40 - 60 (Pat. RF No. 2269567, 2006).
Основными недостатками указанных нейтрализаторов, препятствующими практическому использованию в промысловых условиях, являются высокая температура их застывания (~0°C и выше в зависимости от концентрации уротропина в растворе) и низкая стабильность при хранении (происходит выпадение в осадок полиформальдегида и уротропина).The main disadvantages of these neutralizers that impede practical use in field conditions are their high pour point (~ 0 ° C and higher depending on the concentration of urotropin in the solution) and low storage stability (polyformaldehyde and urotropine precipitate).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является нейтрализатор сероводорода и/или легких меркаптанов в углеводородных средах, включающий третичный аминоспирт, гексаметилентетрамин, около 37%-ный раствор формальдегида - формалин, гидроксид и/или карбонат щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:Closest to the proposed invention is a catalyst for hydrogen sulfide and / or light mercaptans in hydrocarbon media, including a tertiary amino alcohol, hexamethylenetetramine, about 37% formaldehyde solution - formalin, hydroxide and / or alkali metal carbonate in the following ratio, wt.%:
При этом в качестве третичного аминоспирта известный нейтрализатор преимущественно содержит триэтаноламин и/или метилдиэтаноламин (пат. РФ №2302523, 2007 г.).Moreover, as a tertiary amino alcohol, the known neutralizer mainly contains triethanolamine and / or methyldiethanolamine (US Pat. RF No. 2302523, 2007).
Недостатками указанного нейтрализатора являются недостаточно высокие нейтрализующая способность (4 - 6 г/г сероводорода) и бактерицидная активность (100 - 300 мг/л), в результате чего требуется проведение процесса очистки при повышенных расходах (дозировках) реагента. Кроме того, он оказывает отрицательное влияние на ход и результат определения хлористых солей в очищенной нефти по стандартной методике ГОСТ 21534 (метод А), давая завышенное значение содержания хлористых солей в товарной нефти, и не удовлетворяет предъявляемым требованиям по температуре застывания (минус 30 - 42°C). В связи с освоением крупных сероводородсодержащих нефтяных месторождений, расположенных в северных регионах с суровыми климатическими условиями, требуется создание нового более эффективного и технологичного нейтрализатора с низкой температурой застывания (не выше минус 50°C) для промысловой очистки добываемых нефтей от сероводорода до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002).The disadvantages of this catalyst are not sufficiently high neutralizing ability (4 - 6 g / g hydrogen sulfide) and bactericidal activity (100 - 300 mg / l), as a result of which it is necessary to carry out a cleaning process at increased costs (dosages) of the reagent. In addition, it has a negative effect on the course and result of the determination of chloride salts in refined oil according to the standard method GOST 21534 (method A), giving an overestimated value of the content of chloride salts in marketable oil, and does not meet the requirements for pour point (minus 30 - 42 ° C). In connection with the development of large hydrogen sulfide-containing oil fields located in the northern regions with harsh climatic conditions, the creation of a new, more efficient and technologically advanced neutralizer with a low pour point (not higher than minus 50 ° C) is required for the field purification of produced oil from hydrogen sulfide to the level of modern requirements ( GOST R 51858-2002).
В основу настоящего изобретения положена задача создания нового состава нейтрализатора, обладающего высокой нейтрализующей способностью и требуемой низкой температурой застывания и не оказывающего отрицательного влияния на результат определения хлористых солей в очищенной товарной нефти. Изобретением также решаются задачи расширения ассортимента эффективных и технологичных средств для нейтрализации сероводорода в углеводородных средах, сокращения расхода нейтрализатора и снижения затрат на процесс очистки при сохранении высокой степени очистки.The basis of the present invention is the creation of a new composition of the Converter, which has a high neutralizing ability and the required low pour point and does not adversely affect the result of determination of chloride salts in refined crude oil. The invention also solves the problem of expanding the range of effective and technological means for neutralizing hydrogen sulfide in hydrocarbon media, reducing the consumption of the catalyst and reducing the cost of the cleaning process while maintaining a high degree of purification.
Поставленная задача решается тем, что химический реагент - нейтрализатор сероводорода и легких меркаптанов, включающий азотсодержащее органическое основание и/или гидроксид щелочного металла и формальдегидсодержащий продукт, в качестве формальдегидсодержащего продукта содержит параформальдегид и формалино-метанольную смесь (ФМС), содержащую не менее 20% метанола, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the chemical reagent is a neutralizer of hydrogen sulfide and light mercaptans, including a nitrogen-containing organic base and / or alkali metal hydroxide and a formaldehyde-containing product, containing formaldehyde-containing product and formaldehyde-containing methanol-methanol mixture (PMS) containing at least 20% methanol , in the following ratio of components, wt.%:
В предпочтительном варианте заявляемый нейтрализатор дополнительно содержит алкиленгликоль, преимущественно этиленгликоль и/или диэтиленгликоль, и необязательно карбамидоформальдегидный концентрат (КФК) при следующем соотношении компонентов, мас.%:In a preferred embodiment, the inventive converter further comprises alkylene glycol, mainly ethylene glycol and / or diethylene glycol, and optionally urea-formaldehyde concentrate (CPK) in the following ratio, wt.%:
При этом в качестве формалино-метанольной смеси он преимущественно содержит состав формалино-метанольный марки ФМС 80/20, ФМС 70/30, ФМС 20/80 или их смеси, содержащие 20 - 80% метанола. Составы марки ФМС 80/20, ФМС 70/30 и ФМС 20/80, представляющие собой смеси технических формалина и метанола с содержанием не менее 20%, 30% и 80% метанола, соответственно, выпускаются в качестве товарного продукта по ТУ 2458-013-48090685-2007 для применения в качестве химического реагента комплексного действия для добычи нефти (http://www.gcssnph.ru/dokumenty/reestry).Moreover, as a formalin-methanol mixture, it mainly contains the composition of the formalin-methanol brand FMS 80/20, FMS 70/30, FMS 20/80 or mixtures thereof containing 20 to 80% methanol. The compositions of the FMS 80/20, FMS 70/30 and FMS 20/80 brands, which are mixtures of technical formalin and methanol with a content of at least 20%, 30% and 80% methanol, respectively, are produced as a commercial product in accordance with TU 2458-013 -48090685-2007 for use as a complex chemical reagent for oil production (http://www.gcssnph.ru/dokumenty/reestry).
В качестве азотсодержащего органического основания предлагаемый нейтрализатор преимущественно содержит третичный амин или смеси третичного амина с первичным и/или вторичным аминами. При этом в качестве третичного амина он преимущественно содержит третичные алканоламины или алкиламины, или гексаметилентетрамин, или их смеси. Причем в качестве третичного алканоламина он предпочтительно содержит триэтаноламин, диметанолэтаноламин, диэтилэтаноламин, а в качестве третичного алкиламина - триэтиламин, трипропиламин, диметилалкиламины C8-C14 и диметилбензиламин.As a nitrogen-containing organic base, the proposed catalyst preferably contains a tertiary amine or mixtures of a tertiary amine with primary and / or secondary amines. Moreover, as a tertiary amine, it mainly contains tertiary alkanolamines or alkylamines, or hexamethylenetetramine, or mixtures thereof. Moreover, it preferably contains triethanolamine, dimethanol-ethanolamine, diethylethanolamine as tertiary alkanolamine, and triethylamine, tripropylamine, C 8 -C 14 dimethylalkylamines and dimethylbenzylamine as tertiary alkylamine.
Поставленная задача снижения затрат на очистку углеводородных сред от сероводорода и легких меркаптанов достигается путем обработки исходного сырья - нефти, газоконденсата и их фракций (нефтепродуктов) вышеуказанным составом(-ами), взятым из расчета не менее 2 г/г нейтрализуемых сероводорода и меркаптанов, предпочтительно из расчета 2,5 - 3 г/г. При этом обработку проводят при температуре 20 - 90°C, предпочтительно при 30 - 80°C и атмосферном или повышенном давлении.The task of reducing the cost of cleaning hydrocarbon media from hydrogen sulfide and light mercaptans is achieved by processing the feedstock - oil, gas condensate and their fractions (oil products) with the above composition (s), taken from the calculation of at least 2 g / g of neutralizable hydrogen sulfide and mercaptans, preferably from the calculation of 2.5 - 3 g / g. The treatment is carried out at a temperature of 20 - 90 ° C, preferably at 30 - 80 ° C and atmospheric or elevated pressure.
Предлагаемые композиции в обычных условиях представляют собой подвижную жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета плотностью в пределах 0,97 - 1,11 г/см3 и величиной показателя pH от 8 до 12. Данное техническое решение позволяет получить по существу новую, более эффективную и технологичную (товарную) форму нейтрализатора с температурой застывания минус 50°C и ниже, пригодную для всесезонного применения в промысловых условиях, в том числе и на нефтегазодобывающих предприятиях в регионах с суровыми климатическими условиями.The proposed composition under normal conditions is a mobile liquid from colorless to light brown in density with a density in the range of 0.97 - 1.11 g / cm 3 and a pH value of from 8 to 12. This technical solution allows to obtain essentially new, more effective and a technological (commercial) form of a catalyst with a pour point of minus 50 ° C and below, suitable for all-season use in field conditions, including oil and gas companies in regions with severe climatic conditions.
Неожиданно обнаружено, что растворы параформальдегида и аминов в формалино-метанольных смесях, содержащих не менее 20% метанола, взятые в найденных оптимальных соотношениях, обладают высокими реакционной способностью, биоцидной активностью по отношению к сульфатвосстанавливающим бактериям (СВБ) и стабильностью при длительном хранении, в том числе и при хранении в зимних условиях. Следует указать, что присутствие оптимальных количеств гидроксида щелочного металла (натрия или калия) позволяет резко повысить скорость растворения кристаллического параформальдегида и многократно сократить время синтеза нейтрализатора и повысить производительность установки его получения, а также получить реагент с оптимальным значением водородного показателя (pH 8 - 12) и высокой реакционной способностью. Дополнительное введение в состав нейтрализатора высококипящего и нелетучего алкиленгликоля (преимущественно этиленгликоля и/или диэтиленгликоля) в количестве до 30 - 35% позволяет получить технологичный реагент-нейтрализатор, обеспечивающий одновременную осушку попутного нефтяного газа, а также уменьшить потери (унос) реагента с очищенным газом. Следует также указать, что дополнительное введение гидроксида щелочного металла и этиленгликоля позволяет также получить реагент-нейтрализатор, проявляющий свойства ингибитора солеотложений в технологических аппаратах установки подготовки и очистки нефти.It was unexpectedly found that solutions of paraformaldehyde and amines in formalin-methanol mixtures containing at least 20% methanol taken in the optimal ratios found have high reactivity, biocidal activity against sulfate-reducing bacteria (SBB) and stability during long-term storage, including including during storage in winter conditions. It should be noted that the presence of optimal amounts of alkali metal hydroxide (sodium or potassium) can dramatically increase the dissolution rate of crystalline paraformaldehyde and significantly reduce the synthesis time of the neutralizer and increase the productivity of its production unit, as well as obtain a reagent with an optimal value of the hydrogen index (pH 8 - 12) and high reactivity. The additional introduction of a high-boiling and non-volatile alkylene glycol (mainly ethylene glycol and / or diethylene glycol) into the neutralizer in an amount of up to 30-35% makes it possible to obtain a technological reagent-neutralizer that provides simultaneous drying of associated petroleum gas, as well as to reduce losses (entrainment) of the reagent with purified gas. It should also be noted that the additional introduction of alkali metal hydroxide and ethylene glycol also makes it possible to obtain a neutralizing agent exhibiting the properties of a scale inhibitor in technological apparatuses of an oil preparation and refining unit.
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 изобретения критерию «промышленная применимость» ниже приведены конкретные, но не ограничивающие его примеры получения нейтрализатора (примеры 1 - 9) и способа его использования.To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability" below are specific, but not limiting examples of the preparation of a catalyst (examples 1 to 9) and how to use it.
Пример 1. В термостатированную колбу, снабженную мешалкой и термометром, загружают 92 г формалино-метанольной смеси марки ФМС 80/20, содержащей 23% метанола, и при перемешивании вводят 6 г диметилэтаноламина (ДМЭА) и 2 г параформальдегида. Полученную суспензию перемешивают при температуре 50-60°C до полного растворения параформальдегида. Полученную композицию используют в качестве нейтрализатора без дополнительной обработки и очистки.Example 1. In a thermostatic flask equipped with a stirrer and a thermometer, 92 g of a formalin-methanol mixture of the FMS 80/20 brand containing 23% methanol are charged, and 6 g of dimethylethanolamine (DMEA) and 2 g of paraformaldehyde are introduced with stirring. The resulting suspension is stirred at a temperature of 50-60 ° C until complete dissolution of paraformaldehyde. The resulting composition is used as a neutralizer without additional processing and purification.
Примеры 2 - 5. Образцы нейтрализаторов №№2 - 5 получают аналогично и в условиях примера 1, но при других соотношениях компонентов, указанных в таблице.Examples 2 to 5. Samples of neutralizers No. 2 to 5 receive similarly and in the conditions of example 1, but with different ratios of the components shown in the table.
Пример 6. В колбу по примеру 1 загружают 60 г формалино-метанольной смеси марки ФМС 70/30, 10 г ФМС 20/80 и при перемешивании вводят 0,2 г гидроксида натрия, 4 г диметилалкиламинов C8-C14 и 2 г этиленгликоля. Затем добавляют 23,8 г параформальдегида и перемешивают при температуре 50 - 60°C до полного растворения параформа и получения однородного продукта.Example 6. In the flask of example 1 load 60 g of formalin-methanol mixture brand FMS 70/30, 10 g FMS 20/80 and with stirring 0.2 g of sodium hydroxide, 4 g of dimethylalkylamines C 8 -C 14 and 2 g of ethylene glycol are introduced . Then add 23.8 g of paraformaldehyde and mix at a temperature of 50 - 60 ° C until the paraform is completely dissolved and a homogeneous product is obtained.
Примеры 7 и 8. Образцы нейтрализаторов №№7 и 8 получают аналогично и в условиях примера 6, но при других соотношениях компонентов, указанных в таблице.Examples 7 and 8. Samples of neutralizers No. 7 and 8 receive similarly and in the conditions of example 6, but with different ratios of the components shown in the table.
Пример 9. В колбу по примеру 1 загружают 37 г формалино-метанольной смеси марки ФМС 20/80, содержащей 81% метанола, и 26 г этиленгликоля. Затем при перемешивании вводят 0,5 г гидроксида калия, добавляют 31,5 г параформальдегида и перемешивают при температуре 50 - 60°C до полного растворения параформа. Далее добавляют 5 г карбамидо-формальдегидного концентрата марки КФК-85 и смесь дополнительно перемешивают до получения однородного продукта.Example 9. In the flask of example 1 load 37 g of formalin-methanol mixture brand FMS 20/80, containing 81% methanol, and 26 g of ethylene glycol. Then, 0.5 g of potassium hydroxide is added with stirring, 31.5 g of paraformaldehyde is added and stirred at a temperature of 50-60 ° C until the paraform is completely dissolved. Next, add 5 g of urea-formaldehyde concentrate brand KFK-85 and the mixture is additionally mixed until a homogeneous product.
Компонентный состав нейтрализаторов, полученных по примерам 1 - 9, приведен в таблице. Здесь же приведены результаты испытаний полученных образцов нейтрализатора на температуру застывания по ГОСТ 20287.The component composition of the neutralizers obtained in examples 1 to 9 are shown in the table. Here are the test results of the obtained samples of the Converter for pour point according to GOST 20287.
Пример 10. Использование нейтрализатора по примеру 1 для нейтрализации сероводорода в нефти. В термостатированную реакционную колбу с магнитной мешалкой вводят 0,09 г нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл подготовленной высокосернистой нефти, содержащей 0,031 мас.% (310 ppm) сероводорода и 0,3 мас.% эмульсионной воды. Массовое соотношение нейтрализатор: сероводород в реакционной смеси составляет 3:1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 3 г/г сероводорода.Example 10. The use of the Converter according to example 1 to neutralize hydrogen sulfide in oil. 0.09 g of the neutralizer of Example 1 is introduced into a thermostatic reaction flask with a magnetic stirrer, then 100 ml of prepared sour crude oil containing 0.031 wt.% (310 ppm) hydrogen sulfide and 0.3 wt.% Emulsion water are charged. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the reaction mixture is 3: 1, i.e. the specific consumption of the catalyst (consumption coefficient) is 3 g / g of hydrogen sulfide.
Реакционную смесь герметично закрывают и перемешивают при температуре 55°C в течение 3 ч. После охлаждения до комнатной температуры проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода и рассчитывают степень очистки нефти. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 95%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 1 обладает высокой реакционной способностью и при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858).The reaction mixture is sealed and stirred at 55 ° C for 3 hours. 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 95%, i.e. the proposed Converter according to example 1 has a high reactivity and with a flow rate of 3 g / g provides an 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 и метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 10 при удельном расходе нейтрализатора 3 г/г сероводорода и легких меркаптанов. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 94%, и от легких меркаптанов - 85%, т.е. нейтрализатор по примеру 2 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов, и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 11. Testing the Converter according to example 2 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 10 with a specific consumption of the catalyst 3 g / g of hydrogen sulfide and light mercaptans. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 94%, and from light mercaptans - 85%, i.e. the Converter according to example 2 at a flow rate of 3 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans, 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, но при расходном коэффициенте нейтрализатора 2,3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 95%, т.е. нейтрализатор по примеру 4 при расходном коэффициенте 2,3 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, but with a consumption coefficient of Converter 2.3 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 95%, 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 13. Испытание нейтрализатора по примеру 4 проводят аналогично и в условиях примера 10, но при расходном коэффициенте нейтрализатора 3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 95%, т.е. нейтрализатор по примеру 5 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 13. The test Converter according to example 4 is carried out similarly and in the conditions of example 10, but with a consumption coefficient of Converter 3 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 95%, i.e. the Converter according to example 5 at a flow rate of 3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 14. Испытание нейтрализатора по примеру 6 проводят аналогично и в условиях примера 10 при расходном коэффициенте нейтрализатора 2,8 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 95%, т.е. нейтрализатор по примеру 6 при расходном коэффициенте 2,8 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 14. The test of the Converter according to example 6 is carried out similarly and in the conditions of example 10 at a flow rate of the Converter 2.8 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 95%, i.e. the Converter according to example 6 at a flow rate of 2.8 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 15. Испытание нейтрализатора по примеру 8 проводят аналогично и в условиях примера 10 при расходном коэффициенте нейтрализатора 2,8 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 94%, т.е. нейтрализатор по примеру 8 при расходном коэффициенте 2,8 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 15. The test of the Converter according to example 8 is carried out similarly and in the conditions of example 10 at a flow rate of the Converter 2.8 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 94%, i.e. the Converter according to example 8 at a flow rate of 2.8 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 16. Испытание нейтрализатора по примеру 9 проводят аналогично и в условиях примера 10 при расходном коэффициенте нейтрализатора 3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 96%, т.е. нейтрализатор по примеру 9 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 16. The test of the Converter according to example 9 is carried out similarly and in the conditions of example 10 at a flow coefficient of the Converter 3 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 96%, i.e. the Converter according to example 9 at a flow rate of 3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 17. Испытание нейтрализатора по примеру 7 на эффективность нейтрализации сероводорода в газоконденсате, содержащего 0,01 мас.% сероводорода и используемого в качестве растворителя АСПО в нефтедобыче, проводят аналогично примеру 10, но при температуре 45°C и расходном коэффициенте 3 г/г. Степень очистки газоконденсата от сероводорода составляет 99%, т.е. нейтрализатор по примеру 7 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в газоконденсате (растворителе АСПО).Example 17. The test of the Converter according to example 7 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in a gas condensate containing 0.01 wt.% Hydrogen sulfide and used as a paraffin solvent in oil production, is carried out analogously to example 10, but at a temperature of 45 ° C and a flow rate of 3 g / g . The degree of purification of gas condensate from hydrogen sulfide is 99%, i.e. the Converter according to example 7 at a flow rate of 3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in gas condensate (AFS solvent).
Пример 18. Испытание нейтрализатора по примеру 5 на эффективность нейтрализации сероводорода в мазуте проводят аналогично примеру 10, но при температуре 75°C и расходном коэффициенте 3,3 г/г. Степень очистки мазута от сероводорода составляет 98%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 5 обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефтепродуктах (мазуте).Example 18. 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 75 ° C and a flow rate of 3.3 g / g The degree of purification of fuel oil from hydrogen sulfide is 98%, i.e. the proposed catalyst according to example 5 provides effective neutralization of hydrogen sulfide in petroleum products (fuel oil).
Пример 19. Испытание нейтрализатора на стабильность при хранении. Образцы предлагаемого нейтрализатора по примерам 1 - 5 и 8 в колбе из прозрачного стекла помещают в морозильную камеру и хранят в течение 6 месяцев при температуре около минус 15°C, моделируя хранение нейтрализатора в промысловых условиях в зимнее время при средней температуре окружающей среды около минус 15°C. При этом через каждые 15 дней образцы нейтрализатора визуально осматривают на наличие осадка полиформальдегида. Проведенные испытания показали, что при хранении в течение 6 месяцев полимеризация формальдегида и выпадение в осадок полиформальдегида не наблюдается, следовательно, предлагаемый нейтрализатор обладает высокой стабильностью и пригоден для хранения и применения в зимнее время.Example 19. The test catalyst for stability during storage. Samples of the proposed Converter according to examples 1 to 5 and 8 in a flask of clear glass are placed in the freezer and stored for 6 months at a temperature of about minus 15 ° C, simulating the storage of the catalyst in field conditions in winter at an average ambient temperature of about minus 15 ° C. At the same time, every 15 days, neutralizer samples are visually inspected for the presence of a polyformaldehyde precipitate. The tests showed that during storage for 6 months, the polymerization of formaldehyde and precipitation of polyformaldehyde is not observed, therefore, the proposed catalyst has high stability and is suitable for storage and use in the winter.
Пример 20. Испытание нейтрализатора на эффективность подавления роста СВБ. Лабораторные испытания нейтрализаторов, полученных по примерам 2, 3 и 5 - 7, на эффективность подавления роста СВБ проводят по известной методике «Оценка зараженности нефтепромысловых сред и бактерицидного действия реагентов относительно сульфатвосстанавливающих бактерий. Лабораторные, стендовые и опытно - промышленные испытания» РД 03-00147275-067-2001. Уфа. ДООО «БашНИПИнефть», 2001. При проведении испытаний используют активную накопительную культуру СВБ, выделенную из промысловой жидкости Гремихинского месторождения ОАО «Удмуртнефть». Для испытаний используют культуру СВБ 4 - 5 суточной выдержки, дающую почернение за 24 часа при дозировании 1 см3 в питательную среду.Example 20. Testing the neutralizer for the effectiveness of suppressing the growth of SSC. Laboratory tests of the neutralizers obtained in Examples 2, 3, and 5–7 for the effectiveness of suppressing the growth of SVB are carried out according to the well-known method “Assessing the contamination of oilfield media and the bactericidal action of reagents with respect to sulfate-reducing bacteria. Laboratory, bench and experimental - industrial tests "RD 03-00147275-067-2001. Ufa DOOO "BashNIPIneft", 2001. During the tests, an active accumulative culture of SSC extracted from the field fluid of the Gremikhinsky field of OJSC "Udmurtneft" is used. For the tests, an SVB culture of 4 to 5 daily exposure is used, giving blackening in 24 hours at a dosage of 1 cm 3 in a nutrient medium.
Проведенные сравнительные испытания показали, что нейтрализатор по примерам 2, 3 и 5 - 7 обеспечивает полное подавление роста СВБ в нефтепромысловой воде при концентрациях 75 - 150 мг/дм3, а известный (прототип) - при концентрациях 100 - 300 мг/дм3. Следовательно, нейтрализатор предлагаемого состава в сравнении с прототипом обладает более высокой бактерицидной активностью по отношению к СВБ.Comparative tests showed that the neutralizer according to examples 2, 3 and 5 - 7 provides a complete suppression of the growth of SSC in oilfield water at concentrations of 75 - 150 mg / dm 3 , and the known (prototype) - at concentrations of 100 - 300 mg / dm 3 . Therefore, the neutralizer of the proposed composition in comparison with the prototype has a higher bactericidal activity against SVB.
Из представленных в таблице данных видно, что предлагаемый нейтрализатор имеет низкую температуру застывания (минус 50°C и ниже) по сравнению с известным (минус 30 - 42°C), следовательно, обладает более высокой технологичностью и пригоден для всесезонного применения в зимнее время, в т.ч. в районах Крайнего Севера. Представленные в примерах 10 - 18 результаты испытаний показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам и обеспечивает эффективную их нейтрализацию при малых удельных расходах (2,3 - 3,3 г/г). Следовательно, применение его позволяет существенно (в 1,5 и более раз) сократить расход химреагента и тем самым уменьшить материальные затраты на процесс очистки нефти и нефтепродуктов по сравнению с известным. Кроме того, как показали проведенные анализы, предлагаемый нейтрализатор оказывает незначительное влияние на результат определения хлористых солей в очищенной нефти по стандартной методике (ГОСТ 21534). Приведенные в примере 20 результаты сравнительных испытаний показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает более высокой бактерицидной активностью к СВБ и, следовательно, может быть использован и в качестве эффективного и технологичного бактерицида для подавления роста СВБ в нефтепромысловых средах.From the data presented in the table it can be seen that the proposed converter has a low pour point (minus 50 ° C and lower) compared to the known one (minus 30 - 42 ° C), therefore, has a higher processability and is suitable for all-weather use in winter, including in the Far North. Presented in examples 10 to 18, the test results show that the proposed catalyst has a high neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide and light mercaptans and provides their effective neutralization at low specific consumption (2.3 - 3.3 g / g). Therefore, its use allows to significantly (1.5 times or more) reduce the consumption of a chemical reagent and thereby reduce the material costs of the process of refining oil and oil products in comparison with the known one. In addition, as shown by the analyzes, the proposed catalyst has a slight effect on the result of the determination of chloride salts in refined oil by a standard method (GOST 21534). The results of comparative tests presented in Example 20 show that the proposed neutralizer has a higher bactericidal activity for SVB and, therefore, can be used as an effective and technologically advanced bactericide to suppress the growth of SVB in oilfield environments.
Claims (6)
Азотсодержащее органическое основание и/или
Nitrogen-containing organic base and / or
Азотсодержащее органическое основание и/или
Nitrogen-containing organic base and / or
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013115552/04A RU2522459C1 (en) | 2013-04-05 | 2013-04-05 | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013115552/04A RU2522459C1 (en) | 2013-04-05 | 2013-04-05 | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2522459C1 true RU2522459C1 (en) | 2014-07-10 |
Family
ID=51217366
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013115552/04A RU2522459C1 (en) | 2013-04-05 | 2013-04-05 | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2522459C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018183165A1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-10-04 | Ecolab USA, Inc. | Dispersion of hexamine in non-aqueous glycerin |
| US10633602B2 (en) | 2017-03-29 | 2020-04-28 | Ecolab Usa Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
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 |
| RU2302523C1 (en) * | 2005-10-20 | 2007-07-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage |
| RU2370508C1 (en) * | 2008-05-13 | 2009-10-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
| RU2009101855A (en) * | 2009-01-21 | 2010-07-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев (RU) | HYDROGEN SULPHIDE NEUTRALIZER AND METHOD FOR ITS USE |
| RU2470988C1 (en) * | 2012-01-23 | 2012-12-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
-
2013
- 2013-04-05 RU RU2013115552/04A patent/RU2522459C1/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 |
| RU2302523C1 (en) * | 2005-10-20 | 2007-07-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage |
| RU2370508C1 (en) * | 2008-05-13 | 2009-10-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
| RU2009101855A (en) * | 2009-01-21 | 2010-07-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев (RU) | HYDROGEN SULPHIDE NEUTRALIZER AND METHOD FOR ITS USE |
| RU2470988C1 (en) * | 2012-01-23 | 2012-12-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018183165A1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-10-04 | Ecolab USA, Inc. | Dispersion of hexamine in non-aqueous glycerin |
| US10633602B2 (en) | 2017-03-29 | 2020-04-28 | Ecolab Usa Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
| US11292971B2 (en) | 2017-03-29 | 2022-04-05 | Ecolab Usa Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
| US11518947B2 (en) | 2017-03-29 | 2022-12-06 | Ecolab Usa Inc. | Dispersion of hexamine in non-aqueous glycerine |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106103659B (en) | The composition of sulfur-containing compound removing | |
| RU2418036C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| CN107207974B (en) | The composition of sulfur-containing compound removing | |
| RU2510615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| RU2302523C1 (en) | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage | |
| RU2318864C1 (en) | Hydrogen sulfide and mercaptan neutralizer | |
| RU2522459C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2008132521A (en) | HYDROGEN SULPHIDE NEUTRALIZER AND METHOD FOR ITS USE | |
| RU2496853C9 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2246342C1 (en) | Absorbent for removing hydrogen sulfide from gases | |
| RU2517709C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2479615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| EP3512924B1 (en) | Use of compositions having a content of condensation product of 1-aminopropan-2-ol and formaldehyde in the removal of sulphur compounds from process streams | |
| RU2411306C1 (en) | Corrosion inhibitor for oil field equipment and oil and gas pipelines | |
| RU2290427C1 (en) | Neutralizing agent of sulfurous compounds in petroleum, petroleum field media, petroleum pool waters and drilling fluids | |
| RU2197605C2 (en) | Method of suppression of sulfate-reducing bacteria growth | |
| RU2470988C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2489469C1 (en) | Chemical agent for suppression of growth of sulphate reducing bacteria | |
| RU2228946C2 (en) | Composition for neutralizing hydrogen sulfide, suppressing growth of sulfate- reducing bacteria, and inhibiting corrosion in oil-field media | |
| RU2482163C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2612968C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger (versions) | |
| RU2646757C1 (en) | Neutralizer of hydrocarbon |