RU2561169C1 - Hydrogen sulphide neutraliser (scavenger) and method for use thereof - Google Patents
Hydrogen sulphide neutraliser (scavenger) and method for use thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2561169C1 RU2561169C1 RU2014118449/04A RU2014118449A RU2561169C1 RU 2561169 C1 RU2561169 C1 RU 2561169C1 RU 2014118449/04 A RU2014118449/04 A RU 2014118449/04A RU 2014118449 A RU2014118449 A RU 2014118449A RU 2561169 C1 RU2561169 C1 RU 2561169C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- oil
- methylpyrrolidone
- urea
- composition
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нейтрализации (поглощения) сероводорода в углеводородных и/или водных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и других отраслях промышленности.The invention relates to the field of neutralization (absorption) of hydrogen sulfide in hydrocarbon and / or aqueous media by chemical reagents, neutralizers and can be used in oil and gas production, oil and gas processing and other industries.
Известен нейтрализатор сероводорода в нефти и нефтепродуктах, представляющий 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.).A known hydrogen sulfide neutralizer 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).
Указанный нейтрализатор сероводорода имеет невысокую нейтрализующую способность по отношению к сероводороду и большой расход водного раствора формалина.The specified hydrogen sulfide neutralizer has a low neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide and a large flow rate of an aqueous solution of formalin.
Известен способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов путем обработки при 15-70°С поглотительными растворами, содержащими формальдегид, метанол, уротропин, воду и водный аммиак, взятыми из расчета 0,09-0,3 моль уротропина и 0,8-3,5 моль формальдегида на моль сероводородной и меркаптановой серы. Оптимальный вариант нейтрализатора сероводорода представляет собой 10-30%-ный раствор уротропина в формалине, содержащий 30-50% формальдегида, 4-12% метанола и воду остальное. В другом варианте выполнения нейтрализатор сероводорода представляет собой композицию состава в мас.%: формальдегид 20-30, уротропин 3-30, аммиак 0,5-6,0, метанол 3-10 и вода 40-60 (пат. РФ №2269567, C10G 29/20, 2006 г.).A known method of purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide and mercaptans by processing at 15-70 ° C absorption solutions containing formaldehyde, methanol, urotropine, water and aqueous ammonia, taken from the calculation of 0.09-0.3 mol of urotropine and 0.8- 3.5 mol of formaldehyde per mole of hydrogen sulfide and mercaptan sulfur. The best option for a hydrogen sulfide neutralizer is a 10-30% solution of urotropine in formalin containing 30-50% formaldehyde, 4-12% methanol and the rest is water. In another embodiment, the hydrogen sulfide neutralizer is a composition in wt.%: Formaldehyde 20-30, urotropin 3-30, ammonia 0.5-6.0, methanol 3-10 and water 40-60 (US Pat. RF No. 2269567, C10G 29/20, 2006).
Известен нейтрализатор сероводорода, содержащий растворы уротропина в формалине (пат. США № 5213680, 1993 г.). Исследователи показали, что вышеуказанные растворы уротропина с формалином обладают более высокой реакционной способностью, чем растворы уротропина водные, что позволяет провести процесс очистки при обычной температуре подготовки сернистой нефти без дополнительного нагрева обрабатываемой нефти.A known hydrogen sulfide neutralizer containing solutions of urotropine in formalin (US Pat. US No. 5213680, 1993). Researchers have shown that the above solutions of urotropine with formalin have a higher reactivity than aqueous solutions of urotropin, which allows the purification process to be carried out at the usual temperature for the preparation of sulfur dioxide without additional heating of the treated oil.
Однако вышепредложенные растворы уротропина при обычной температуре (15-30°С) недостаточно эффективно нейтрализуют сероводород и меркаптаны.However, the above solutions of urotropine at ordinary temperature (15-30 ° C) do not sufficiently effectively neutralize hydrogen sulfide and mercaptans.
Исследованиями доказано, что предложенные растворы уротропина в формалине являются нетехнологичными продуктами для применения в зимнее время в промысловых условиях, так как имеют высокую температуру застывания. В зависимости от концентрации уротропина в растворе составы нейтрализатора имеют температуру застывания 0°С и выше. В большинстве нефтедобывающих регионов с учетом суровых климатических условий есть потребность больше создавать составы нейтрализаторов сероводорода с низкой температурой застывания.Studies have proven that the proposed solutions of urotropine in formalin are low-tech products for use in the winter under commercial conditions, as they have a high pour point. Depending on the concentration of urotropine in the solution, the neutralizer compositions have a pour point of 0 ° C and higher. In most oil-producing regions, given the harsh climatic conditions, there is a need to create more compositions of hydrogen sulfide neutralizers with a low pour point.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав нейтрализатора сероводорода, включающий карбамидоформальдегидный концентрат (КФК) 45-99 мас.% и органический амин 1-55 мас.% и дополнительно содержащий органический растворитель, неорганическое основание и бактерицидный препарат (пат. РФ № 2370508, C08L 61/24, C10G 29/22).The closest in technical essence and the achieved result is the composition of the hydrogen sulfide neutralizer, including urea-formaldehyde concentrate (CPK) 45-99 wt.% And organic amine 1-55 wt.% And additionally containing an organic solvent, inorganic base and bactericidal preparation (US Pat. RF № 2370508, C08L 61/24, C10G 29/22).
Целью изобретения является повышение эффективности нейтрализатора при использовании дешевых компонентов: отходов производства, побочных продуктов, кубовых остатков для удешевления стоимости состава.The aim of the invention is to increase the efficiency of the Converter when using cheap components: production waste, by-products, bottoms to reduce the cost of the composition.
Поставленная задача решается тем, что нейтрализатор (поглотитель) сероводорода, включающий органический амин, органический растворитель и карбамидоформальдегидный концентрат КФК, отличается тем, что в качестве органического амина используют отход производства в виде отработанного абсорбента на основе метилдиэтаноламина с отделения абсорбционной очистки агрегата синтеза аммиака АМ-76, в качестве органического растворителя N-метилпирролидон и остальное карбамидоформальдегидный концентрат при следующем соотношении компонентов, мас. %:The problem is solved in that the catalyst (absorber) of hydrogen sulfide, including an organic amine, an organic solvent and urea-formaldehyde concentrate KFK, is characterized in that the waste product in the form of a spent absorbent based on methyldiethanolamine from the absorption cleaning unit of the ammonia synthesis unit AM- is used as an organic amine. 76, as an organic solvent, N-methylpyrrolidone and the rest of the urea-formaldehyde concentrate in the following ratio, wt. %:
Нейтрализатор (поглотитель) сероводорода, включающий отход производства в виде отработанного абсорбента на основе метилдиэтаноламина с отделения абсорбционной очистки агрегата синтеза аммиака АМ-76, N-метилпирролидон, карбамидоформальдегидный концентрат, отличающийся тем, что для улучшения технологических свойств дополнительно содержит кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, или эфироальдегидную фракцию - побочный продукт при ректификации этилового спирта, или низкомолекулярный полиэтиленгликоль марок ПЭГ-4-400, или полигликоль марки Гликойл-1 в следующем соотношении компонентов, мас. %:A hydrogen sulfide neutralizer (absorber), including production waste in the form of a spent absorbent based on methyldiethanolamine from the absorption cleaning unit of the ammonia synthesis unit AM-76, N-methylpyrrolidone, urea-formaldehyde concentrate, characterized in that it additionally contains bottoms of butyl alcohol production to improve technological properties oxosynthesis, or the ether-aldehyde fraction - a by-product of rectification of ethyl alcohol, or low molecular weight polyethylene glycol grades PEG-4-400, or polyglycol brand Glycoil-1 in the following ratio of components, wt. %:
Способ очистки нефти, нефтепродуктов, углеводородных газов, пластовых сточных вод и технологических жидкостей от сероводорода путем обработки исходного сырья химическим реагентом, отличающийся тем, что в качестве последнего используют нейтрализатор по п. 1 или 2.The method of purification of oil, oil products, hydrocarbon gases, produced wastewater and process fluids from hydrogen sulfide by treating the feedstock with a chemical reagent, characterized in that the neutralizer according to claim 1 or 2 is used as the latter.
В качестве органического амина в заявленном составе используют отход производства в виде отработанного абсорбента на основе метилдиэтаноламина с отделения абсорбционной очистки агрегата синтеза аммиака АМ-76. Отработанный абсорбент представляет собой подвижную жидкость, которая содержит 35 мас. % МДЭА и имеет pH=8,7-9,5.As an organic amine in the claimed composition, production waste is used in the form of a spent absorbent based on methyldiethanolamine from the absorption cleaning unit of the ammonia synthesis unit AM-76. Spent absorbent is a mobile fluid that contains 35 wt. % MDEA and has a pH of 8.7-9.5.
В качестве органического растворителя используют N-метилпирролидон, который является по растворяющей и абсорбирующей способности наиболее эффективным представителем в ряду органических растворителей.As an organic solvent, N-methylpyrrolidone is used, which is the most effective representative of a series of organic solvents in terms of dissolving and absorbing ability.
N-метилпирролидон (N-МП) обладает уникальным сочетанием высокой селективности по отношению к ароматическим и непредельным углеводородам, сероводороду и ряду других газообразных компонентов с очень высокой растворяющей способностью. Это привело к высокой эффективности применения N-МП и смеси растворителей на его основе для выделения ароматических углеводородов из смесей с насыщенными углеводородными методами экстракции или экстрактивной ректификации, а также абсорбции сероводорода, двуокиси углерода и других соединений кислотного характера из газовых смесей и нефти.N-methylpyrrolidone (N-MP) has a unique combination of high selectivity for aromatic and unsaturated hydrocarbons, hydrogen sulfide and a number of other gaseous components with very high dissolving ability. This led to the high efficiency of using N-MP and a mixture of solvents based on it for the separation of aromatic hydrocarbons from mixtures with saturated hydrocarbon extraction or extractive distillation methods, as well as the absorption of hydrogen sulfide, carbon dioxide and other acid compounds from gas mixtures and oil.
М-метилпирролидон представляет собой лактам 4-метиламино-бутановой кислоты (или 1-метилпирролидин-2-он) и является слабым основанием, при растворении в воде в десятикратном количестве имеет pH 7,8-8,0, имеет термоокислительную стабильность до 300°С.M-methylpyrrolidone is a lactam of 4-methylamino-butanoic acid (or 1-methylpyrrolidin-2-one) and is a weak base, when dissolved in water in a tenfold amount, it has a pH of 7.8-8.0, has thermo-oxidative stability up to 300 ° FROM.
Результаты исследования (Монография Гайле А.А. Г.Д. Залущевский, N-метилпирролидон, Химиздат, 2005 г.) показали, что межмолекулярное взаимодействие лактамов с ароматическими растворителями является более сильным по сравнению с алифатическими аминами.The results of the study (Monograph by Gayle A.A. G.D. Zaluschevsky, N-methylpyrrolidone, Khimizdat, 2005) showed that the intermolecular interaction of lactams with aromatic solvents is stronger than aliphatic amines.
М-метилпирролидон представляет собой жидкость, имеющую плотность 1,030-1,034 г/см3 при 20°С, температуру кипения Tкип=202-208°С, температуру плавления Тпл=(-24)-(-25,4)°С, относится к группе биполярных апрототонных (негидроксильных) растворителей, по шкале основности растворителей (предложенной Камлетом) является умеренно основным и малотоксичным, относится к четвертому классу опасности, выпускает ОАО «Новочеркасский завод синтетических продуктов», г.Новочеркасск Ростовской области, по ТУ 2418-028-05807999-2002.N-methylpyrrolidone is a liquid having a density of 1,030-1,034 g / cm 3 at 20 ° C, heated at reflux temperature T = 202-208 ° C, Tm = melting temperature (- 24) - (- 25,4) ° C , belongs to the group of bipolar aprotic (non-hydroxyl) solvents, on a scale of basicity of solvents (proposed by Kamlet) is moderately basic and low toxic, belongs to the fourth hazard class, produces OJSC Novocherkassk Synthetic Products Plant, city of Novocherkassk, Rostov Region, according to TU 2418- 028-05807999-2002.
М-метилпирролидон имеет хорошую биоразлагаемость в воде под действием микроорганизмов. По данным фирмы BASF при стандартном испытании по Валенсу биологическая разлагаемость N-метилпирролидона составляет более 90% разложения растворенного органического углерода.M-methylpyrrolidone has good biodegradability in water under the influence of microorganisms. According to BASF, in a standard Valence test, the biodegradability of N-methylpyrrolidone is more than 90% of the decomposition of dissolved organic carbon.
В заявленном составе используют карбамидоформальдегидный концентрат КФК - продукт конденсации карбамида с газообразным формальдегидом, выпускаемый по ТУ 2223-009-00206492-07 на ЗАО «Тольяттиазот».The claimed composition uses urea-formaldehyde concentrate KFK - a condensation product of urea with gaseous formaldehyde, produced in accordance with TU 2223-009-00206492-07 at ZAO Togliattiazot.
Карбамидоформальдегидный концентрат (КФК) представляет собой подвижную жидкость, которая содержит в своем составе свободный формальдегид и замещенные метилольные производные мочевины, в том числе моно-, ди- и триметилмочевину.Urea-formaldehyde concentrate (CPK) is a mobile liquid that contains free formaldehyde and substituted methylol derivatives of urea, including mono-, di- and trimethylurea.
Известно, что доля месторождений с повышенным содержанием сероводорода в углеводородах растет, отражаясь на коррозионной стойкости металлических частей оборудования при добыче, транспортировке и переработке нефти, газа и газового конденсата. В России с 2008 г. введен ГОСТ Р51858-2002, по которому запрещается транспортирование нефти с содержанием сероводорода более 100 ppm. Загрязнение промышленных вод и ухудшение условий работы установок нефтепереработки усиливают актуальность решения проблемы нейтрализации и/или удаления сероводорода и меркаптанов в нефти и нефтепродуктах.It is known that the share of deposits with a high content of hydrogen sulfide in hydrocarbons is growing, reflecting on the corrosion resistance of metal parts of the equipment during the extraction, transportation and processing of oil, gas and gas condensate. Since 2008, GOST R51858-2002 was introduced in Russia, according to which it is forbidden to transport oil with a hydrogen sulfide content of more than 100 ppm. Industrial water pollution and the deterioration of the operating conditions of oil refineries increase the relevance of solving the problem of neutralizing and / or removing hydrogen sulfide and mercaptans in oil and oil products.
Для эффективного управления содержанием сероводорода в нефти и продуктах ее переработки целесообразно использовать нейтрализаторы (поглотители) сероводорода.To effectively manage the hydrogen sulfide content in oil and its refined products, it is advisable to use hydrogen sulfide neutralizers (absorbers).
Заявленный состав разработан в результате исследований, направленных на увеличение скорости и глубины нейтрализации сероводорода, на увеличение поглощения (абсорбции) их и углекислого газа.The claimed composition was developed as a result of studies aimed at increasing the speed and depth of neutralization of hydrogen sulfide, to increase the absorption (absorption) of them and carbon dioxide.
Поставленная задача повышения степени очистки углеводородных и водных сред от сероводорода решается тем, что разработанный эффективный нейтрализатор (поглотитель) сероводорода, добавляется в исходное сырье - в нефть, нефтепродукты, углеводородные газы, пластовые, сточные воды и технологические жидкости, взятый из расчета не менее 2-3 г на 1 г нейтрализуемого сероводорода.The task to increase the degree of purification of hydrocarbon and aqueous media from hydrogen sulfide is solved by the fact that the developed effective neutralizer (absorber) of hydrogen sulfide is added to the feedstock - in oil, oil products, hydrocarbon gases, produced, waste water and process liquids, taken from the calculation of at least 2 -3 g per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide.
При использовании состава в зимний период для понижения температуры застывания композиции используют заявленный состав, включающий в мас. %: отход производства в виде отработанного абсорбента на основе метилдиэтаноламина с отделения абсорбционной очистки агрегата синтеза аммиака АМ-76 5-30, N-метилпирролидон 5-25, кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, или эфироальдегидную фракцию - побочный продукт при ректификации этилового спирта, или низкомолекулярный полиэтиленгликоль марок ПЭГ-4-400, или полигликоль марки Гликойл-1 20-40, карбамидоформальдегидный концентрат - остальное.When using the composition in the winter to lower the pour point of the composition using the claimed composition, including in wt. %: production waste in the form of a spent absorbent based on methyldiethanolamine from the absorption cleaning unit of the ammonia synthesis unit AM-76 5-30, N-methylpyrrolidone 5-25, bottoms from the production of butyl alcohols by oxosynthesis, or the ether-aldehyde fraction is a by-product of ethyl alcohol rectification or low molecular weight polyethylene glycol of the PEG-4-400 brands, or polyglycol of the Glycoil-1 20-40 brand, urea-formaldehyde concentrate - the rest.
Заявленные композиции состава представляют собой прозрачную или немного мутноватую жидкость плотностью 1,12-1,28 г/см3, величиной показателя pH от 8,3 до 9,5 в зависимости от содержания компонентов, температурой застывания от -26°C до -50°C в зависимости от содержания антифриза.The claimed composition composition is a transparent or slightly turbid liquid with a density of 1.12-1.28 g / cm 3 , a pH value of 8.3 to 9.5 depending on the content of the components, pour point from -26 ° C to -50 ° C depending on the content of antifreeze.
Заявленный состав нейтрализатора (поглотителя) сероводорода содержит карбамидоформальдегидный концентрат (КФК) - продукт конденсации карбамида с газообразным формальдегидом. Результаты наших исследований подтвердили сведения, представленные в монографии А.А. Гайле с сотрудниками, что более глубокая очистка природного газа от сероводорода и углекислого газа достигается при использовании растворов алканоламинов в органических растворителях (Монография А.А. Гайле, Г.Д. Залущевский, N-метилпирролидон, Химиздат, 2005 г.).The claimed composition of the hydrogen sulfide neutralizer (scavenger) contains a urea-formaldehyde concentrate (KFK) - a condensation product of urea with gaseous formaldehyde. The results of our studies confirmed the information presented in the monograph by A.A. Gayle and co-workers that a deeper purification of natural gas from hydrogen sulfide and carbon dioxide is achieved by using solutions of alkanolamines in organic solvents (Monograph by A.A. Gayle, G.D. Zaluschevsky, N-methylpyrrolidone, Khimizdat, 2005).
В заявленном составе в качестве алканоламинов используют отход производства на основе метилдиэтаноламина (МДЭА) в количестве 5-30 мас. %. Отход производства представляет собой отработанный абсорбент на основе метилдиэтаноламина с отделения абсорбционной очистки агрегата синтеза аммиака АМ-76, содержащий 35 мас. % МДЭА.In the claimed composition as alkanolamines use production waste based on methyldiethanolamine (MDEA) in an amount of 5-30 wt. % The production waste is a spent absorbent based on methyldiethanolamine from the absorption cleaning unit of the ammonia synthesis unit AM-76, containing 35 wt. % MDEA.
В заявленный состав для увеличения поглощения (абсорбции) сероводорода и углекислого газа в качестве физического растворителя включен N-метилпирролидон в количестве 5-25 мас.% и остальное карбамидоформальдегидный концентрат, содержащий формальдегид.In the claimed composition to increase the absorption (absorption) of hydrogen sulfide and carbon dioxide as a physical solvent included N-methylpyrrolidone in an amount of 5-25 wt.% And the rest of the urea-formaldehyde concentrate containing formaldehyde.
В заявленном составе, как и в прототипе, используют для нейтрализации сероводорода известную реакцию взаимодействия их с формальдегидом. В результате взаимодействия сероводорода с формальдегидом образуются сложные смеси тиометильных производных: формтионаля, димеркаптодиметилсульфида, тритиана, различных олигосульфидов и полиметиленсульфида (ПМС). Реакции взаимодействия сероводорода с формальдегидом проходят ряд стадий. На первой стадии образуются промежуточные соединения - формтионали, в следующих стадиях происходит их каталитическое превращение в полиметиленсульфиды.In the claimed composition, as in the prototype, a known reaction for their interaction with formaldehyde is used to neutralize hydrogen sulfide. As a result of the interaction of hydrogen sulfide with formaldehyde, complex mixtures of thiomethyl derivatives are formed: formional, dimercaptodimethyl sulfide, tritian, various oligosulfides and polymethylene sulfide (PMS). Hydrogen sulfide react with formaldehyde undergo a series of stages. At the first stage, intermediate compounds are formed - formional, in the next stages they are catalytically converted to polymethylene sulfides.
Известно, что pH среды является фактором, определяющим характер протекающих в системе реакций. В присутствии кислоты основным продуктом реакции является циклический тритиан. В присутствии оснований катализируется образование линейных полисульфидов. В заявленном составе образование линейных полисульфидов катализируется в присутствии слабых оснований:It is known that the pH of the medium is a factor determining the nature of the reactions occurring in the system. In the presence of acid, the main reaction product is cyclic tritian. In the presence of bases, the formation of linear polysulfides is catalyzed. In the claimed composition, the formation of linear polysulfides is catalyzed in the presence of weak bases:
отхода производства в виде отработанного абсорбента на основе метилдиэтилэтаноламина, а также N-метилпирролидона. production waste in the form of a spent absorbent based on methyldiethylethanolamine, as well as N-methylpyrrolidone.
Исследования показали, что выход ПМС зависит от соотношения реагентов. Максимальный выход ПМС наблюдается при избытке формальдегида в композиции, а не при стехиометрическом соотношении компонентов, а количество поглощенного сероводорода увеличивается при увеличении замещенных аминных групп в молекуле поглотителя. Для удешевления стоимости заявленного состава в качестве замещенного этаноламина используют отход производства - отработанный абсорбент на основе метилдиэтаноламина с отделения абсорбционной очистки агрегата синтеза аммиака АМ-76.Studies have shown that the yield of PMS depends on the ratio of reagents. The maximum yield of PMS is observed with an excess of formaldehyde in the composition, and not with a stoichiometric ratio of components, and the amount of absorbed hydrogen sulfide increases with an increase in substituted amine groups in the absorber molecule. To reduce the cost of the claimed composition, the production waste is used as a substituted ethanolamine - a spent absorbent based on methyldiethanolamine from the absorption cleaning unit of the ammonia synthesis unit AM-76.
Использование отработанного абсорбента на основе метилдиэтаноламина позволяет существенно повысить абсорбционную емкость поглотителя и позволяет при тех же объемах абсорбента поглощать большее количество сероводорода.The use of spent absorbent based on methyldiethanolamine can significantly increase the absorption capacity of the absorber and allows for the same amount of absorbent to absorb more hydrogen sulfide.
Выбор отхода производства в виде отработанного абсорбента на основе метилдиэтаноламина (МДЭА) определился доступностью и в практической целесообразности его применения. Кроме того, композиции, содержащие алканоамины, нейтрализуют также двуокись углерода.The choice of production waste in the form of spent absorbent based on methyldiethanolamine (MDEA) was determined by the availability and practicality of its use. In addition, compositions containing alkanoamines also neutralize carbon dioxide.
Исследования показали, что сочетание достоинств процесса нейтрализации сероводорода в присутствии замещенного алканоламина, N-метилпирролидона и формальдегида позволяет увеличить скорость нейтрализации сероводорода и поглотительную способность композиции.Studies have shown that the combination of the advantages of the process of neutralizing hydrogen sulfide in the presence of substituted alkanolamine, N-methylpyrrolidone and formaldehyde can increase the rate of neutralization of hydrogen sulfide and the absorption capacity of the composition.
Композиции по заявленному составу готовят в отдельной емкости путем простого смешивания расчетных количеств компонентов. В емкость заливают расчетное количество компонентов, в мас.%: в отход производства на основе МДЭА заливают при перемешивании N-метилпирролидон, затем карбамидоформальдегидный концентрат. Состав тщательно перемешивают в течение 15-30 минут. После перемешивания состав готов для нейтрализации сероводорода.Compositions of the claimed composition are prepared in a separate container by simply mixing the calculated amounts of the components. The calculated amount of components is poured into the container, in wt.%: N-methylpyrrolidone, then urea-formaldehyde concentrate is poured into the waste product based on MDEA with stirring. The composition is thoroughly mixed for 15-30 minutes. After mixing, the composition is ready to neutralize hydrogen sulfide.
Для понижения температуры застывания состав может дополнительно содержать в качестве антифриза кубовые остатки производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза, или эфироальдегидную фракцию - побочный продукт при ректификации этилового спирта, или низкомолекулярный полиэтиленгликоль марок ПЭГ-4-400, например низкомолекулярный полиэтиленгликоль марок ПЭГ-4 (ТУ 6-13-115-97), ПЭГ-9 (ТУ 2483-192-002303335-2009), ПЭГ-13 (ТУ 2483-191-002303335-2009), ПЭГ-35 (ТУ 6-14-719-82), ПЭГ- 68 (ТУ 2483-164-00203335-2005), ПЭГ - 200-400 (ТУ 2483-007-71150986-2006), полигликоль марки Гликойл-1 (ТУ 2422-130-09766801-2003); или продукт, содержащий полиглицерин.To lower the pour point, the composition may additionally contain bottoms of butyl alcohol production by the method of oxosynthesis as an antifreeze, or an ether-aldehyde fraction - a by-product of rectification of ethyl alcohol, or low molecular weight polyethylene glycol of PEG-4-400 grades, for example, low molecular weight polyethylene glycol of PEG-4 (TU 6 -13-115-97), PEG-9 (TU 2483-192-002303335-2009), PEG-13 (TU 2483-191-002303335-2009), PEG-35 (TU 6-14-719-82), PEG-68 (TU 2483-164-00203335-2005), PEG - 200-400 (TU 2483-007-71150986-2006), glycol-1 polyglycol (TU 2422-130-09766801-2003); or a product containing polyglycerol.
Достоинствами разработанного состава являются высокая эффективность нейтрализатора сероводорода, обладающего технологичностью, например, низкой температурой застывания, а также и высокой реакционной и поглотительной способностью, обеспечивающей высокую степень очистки углеводородных (нефти, нефтепродуктов и углеводородных газов) и водных сред нейтрализатором. Кроме того, состав имеет слабое пенообразование, стабильность и низкую коррозионную активность, более дешевую стоимость состава и значительно меньшие удельные энергозатраты по сравнению с прототипом.The advantages of the developed composition are the high efficiency of the hydrogen sulfide neutralizer, which has manufacturability, for example, low pour point, as well as high reactivity and absorption capacity, which provides a high degree of purification of hydrocarbon (oil, oil products and hydrocarbon gases) and aqueous media by a neutralizer. In addition, the composition has low foaming, stability and low corrosivity, cheaper composition cost and significantly lower specific energy consumption compared to the prototype.
Расход нейтрализатора для достижения степени очистки нефти от сероводорода согласно требований ГОСТ Р 51858-2002 до 20 ppm и до 0 ppmThe consumption of the catalyst to achieve the degree of purification of oil from hydrogen sulfide according to the requirements of GOST R 51858-2002 up to 20 ppm and up to 0 ppm
Методику, определяющую эффективность заявленного состава, использовали следующую.The methodology that determines the effectiveness of the claimed composition, used the following.
В качестве объекта исследования была выбрана безводная высокосернистая карбоновая нефть плотностью 0,865 г/см3, мазут, пластовая вода и нефтяной газ. До введения нейтрализатора содержание сероводорода в нефти составляло 460 ppm, мазута 235 ppm, пластовой воды 150 мг/л, нефтяного газа 3,1 об.% и 1,5 об.% углекислого газа. Эксперимент составлял из серии опытов с 6 пробами по заявленному составу и с 3 пробами по прототипу нефти и вышеуказанных продуктов, в которую вводили разное количество нейтрализатора. Каждую пробу перемешивали в реакционной герметичной колбе с мешалкой в течение 3-х часов при комнатной температуре (25°С). Погрешность измерений составляла 3%. Полученные результаты экспериментов представлены на примерах, которые сведены в таблицы. В таблице 1 представлены испытуемые композиции по заявленному составу, примеры 1-6, и по прототипу, примеры 7-9, таблице 2 - расходы испытуемых композиций по заявленному составу, примеры 1-6, и по прототипу, примеры 7-9, для достижения степени очистки нефти от сероводорода согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002 до 20 ppm и до 0 ppm.Anhydrous high-sulfur carbon oil with a density of 0.865 g / cm 3 , fuel oil, produced water and oil gas were chosen as the object of study. Before the introduction of the catalyst, the content of hydrogen sulfide in oil was 460 ppm, fuel oil 235 ppm, produced water 150 mg / l, oil gas 3.1 vol.% And 1.5 vol.% Carbon dioxide. The experiment consisted of a series of experiments with 6 samples of the claimed composition and with 3 samples of the prototype oil and the above products, into which a different amount of neutralizer was introduced. Each sample was stirred in a reaction sealed flask with a stirrer for 3 hours at room temperature (25 ° C). The measurement error was 3%. The obtained experimental results are presented in the examples, which are summarized in tables. Table 1 presents the tested compositions according to the claimed composition, examples 1-6, and the prototype, examples 7-9, table 2 - the costs of the tested compositions according to the claimed composition, examples 1-6, and the prototype, examples 7-9, to achieve the degree of oil purification from hydrogen sulfide according to the requirements of GOST R 51858-2002 up to 20 ppm and up to 0 ppm.
Эффективность заявленного состава определялась хроматографическим методом по ГОСТ 50802-95 на хроматографе «Кристалл-5000.2».The effectiveness of the claimed composition was determined by chromatographic method according to GOST 50802-95 on a Crystal-5000.2 chromatograph.
Конкретные примеры приготовления композиций заявленного состава и способа его использования для очистки углеводородных и водных сред от сероводорода приведены ниже.Specific examples of the preparation of compositions of the claimed composition and method of its use for the purification of hydrocarbon and aqueous media from hydrogen sulfide are given below.
Пример 1. По заявленному составу в емкость, снабженную мешалкой, загружают 5 мас.% отхода производства на основе метилдиэтаноламина, затем при перемешивании дозируют 5 мас.% N-метилпирролидона, затем дозируют 60 мас.% КФК, 30 мас.% кубовых остатков производства бутиловых спиртов и перемешивают до получения однородной композиции.Example 1. According to the claimed composition, 5 wt.% Of methyldiethanolamine-based production waste is loaded into a container equipped with a stirrer, then 5 wt.% N-methylpyrrolidone is metered with stirring, then 60 wt.% CPK, 30 wt.% Bottoms of production are metered. butyl alcohols and stirred until a homogeneous composition.
Пример 2. По заявленному составу в емкость, снабженную мешалкой, загружают 10 мас.% отхода производства на основе метилдиэтаноламина, затем при перемешивании дозируют 10 мас.% N-метилпирролидона, затем дозируют 40 мас.% КФК, 40 мас.% эфироальдегидной фракции и перемешивают до получения однородной композиции.Example 2. According to the claimed composition, in a container equipped with a stirrer, 10 wt.% Of methyldiethanolamine production waste is loaded, then 10 wt.% N-methylpyrrolidone is metered with stirring, then 40 wt.% CPK, 40 wt.% Of the etheroaldehyde fraction are metered and mixed until a homogeneous composition.
Пример 3. По заявленному составу в емкость, снабженную мешалкой, загружают 15 мас.% отхода производства на основе метилдиэтаноламина, затем при перемешивании дозируют 15 мас.% N-метилпирролидона, затем дозируют 70 мас.% КФК и перемешивают до получения однородной композиции.Example 3. According to the claimed composition, 15 wt.% Of methyldiethanolamine-based production waste is loaded into a container equipped with a stirrer, then 15 wt.% N-methylpyrrolidone is metered with stirring, then 70 wt.% CPK is metered and mixed until a homogeneous composition is obtained.
Пример 4. По заявленному составу в емкость, снабженную мешалкой, загружают 20 мас.% отхода производства на основе метилдиэтаноламина, затем при перемешивании дозируют 20 мас.% N-метилпирролидона, затем дозируют 40 мас.% КФК, 20 мас.% - низкомолекулярного полигликоля марки ПЭГ-4 и перемешивают до получения однородной композиции.Example 4. According to the claimed composition, in a container equipped with a stirrer, 20 wt.% Of methyldiethanolamine-based production waste is loaded, then 20 wt.% N-methylpyrrolidone is dosed with stirring, then 40 wt.% CPK is dosed, 20 wt.% Low molecular weight polyglycol brand PEG-4 and mix until a homogeneous composition.
Пример 5. По заявленному составу в емкость, снабженную мешалкой, загружают 25 мас.% отхода производства на основе метилдиэтаноламина, затем при перемешивании дозируют 22 мас.% N-метилпирролидона, затем дозируют 53 мас.% КФК и перемешивают до получения однородной композиции.Example 5. According to the claimed composition, 25 wt.% Of methyldiethanolamine-based production waste is loaded into a container equipped with a stirrer, then 22 wt.% N-methylpyrrolidone is metered with stirring, then 53 wt.% CPK is metered and mixed until a homogeneous composition is obtained.
Пример 6. По заявленному составу в емкость, снабженную мешалкой, загружают 30 мас.% отхода производства на основе метилдиэтаноламина, затем при перемешивании дозируют 25 мас.% N-метилпирролидона, затем дозируют 45 мас.% КФК и перемешивают до получения однородной композиции.Example 6. According to the claimed composition, 30 wt.% Of methyldiethanolamine-based production waste is loaded into a container equipped with a mixer, then 25 wt.% N-methylpyrrolidone is metered with stirring, then 45 wt.% CPK is metered and mixed until a homogeneous composition is obtained.
Пример 7. Для нейтрализации сероводорода в нефти используют композицию по примеру 1. В емкость, снабженную мешалкой, загружают 0,161 мас.% нейтрализатора, затем загружают 100 мл (86,5 г) безводной высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,046 мас.% (460 ppm) сероводорода. Массовое соотношение нейтрализатор : сероводород составляет в смеси 3,5:1, удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 3,5 г/г для достижения содержания сероводорода до 20 ppm, а при загрузке 0,17 мас.% нейтрализатора при расходном коэффициенте 3,7:1 нефть полностью очищается от сероводорода (см. данные табл. 2, синтез 1). Реакционную смесь перемешивают в реакционной герметичной емкости с мешалкой в течение 3-х часов при комнатной температуре (25°С) и проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода.Example 7. To neutralize hydrogen sulfide in oil, the composition of Example 1 was used. 0.161 wt.% Of the neutralizer was charged into a container equipped with a stirrer, then 100 ml (86.5 g) of anhydrous sour carbon oil containing 0.046 wt.% (460 ppm) was charged. ) hydrogen sulfide. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the mixture is 3.5: 1, the specific consumption of the catalyst (flow coefficient) is 3.5 g / g to achieve a hydrogen sulfide content of up to 20 ppm, and when loading 0.17 wt.% Of the catalyst with a flow coefficient of 3 7: 1 oil is completely purified from hydrogen sulfide (see data in Table 2, synthesis 1). The reaction mixture is stirred in a sealed reaction vessel with a stirrer for 3 hours at room temperature (25 ° C) and a quantitative analysis of the oil for the content of residual hydrogen sulfide is carried out.
Пример 8. Для нейтрализации сероводорода в нефти используют композицию по примеру 2. В емкость, снабженную мешалкой, загружают 0,142 мас.% нейтрализатора, затем загружают 100 мл (86,5 г) безводной высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,046 мас.% (460 ppm) сероводорода. Массовое соотношение нейтрализатор : сероводород составляет в смеси 3,1:1, удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 3,1 г/г для достижения содержания сероводорода до 20 ppm, а при загрузке 0,151 мас.% нейтрализатора при расходном коэффициенте 3,3:1 нефть полностью очищается от сероводорода (см. данные табл.2 , синтез 2). Реакционную смесь по примеру 7 перемешивают в реакционной герметичной емкости с мешалкой в течение 3-х часов при комнатной температуре (25°С) и проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода.Example 8. To neutralize hydrogen sulfide in oil, use the composition of example 2. In a tank equipped with a stirrer, load 0.142 wt.% Neutralizer, then load 100 ml (86.5 g) of anhydrous sour carbon oil containing 0.046 wt.% (460 ppm ) hydrogen sulfide. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the mixture is 3.1: 1, the specific consumption of the catalyst (flow coefficient) is 3.1 g / g to achieve a hydrogen sulfide content of up to 20 ppm, and when loading 0.151 wt.% Of the catalyst with a flow coefficient of 3.3 : 1 oil is completely purified from hydrogen sulfide (see data in Table 2, synthesis 2). The reaction mixture of example 7 is stirred in a reaction sealed container with a stirrer for 3 hours at room temperature (25 ° C) and a quantitative analysis of the oil for the content of residual hydrogen sulfide is carried out.
Пример 9. Для нейтрализации сероводорода в нефти используют композицию по примеру 3. В емкость, снабженную мешалкой, загружают 0,129 мас.% нейтрализатора, затем загружают 100 мл (86,5 г) безводной высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,046 мас.% (460 ppm) сероводорода. Массовое соотношение нейтрализатор : сероводород составляет в смеси 2,8:1, удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 2,8г/г для достижения содержания сероводорода до 20 ppm, а при загрузке 0,138 мас.% нейтрализатора при расходном коэффициенте 3,0:1 нефть полностью очищается от сероводорода (см. данные табл.2, синтез 3). Реакционную смесь по примеру 7 перемешивают в реакционной герметичной емкости с мешалкой в течение 3-х часов при комнатной температуре (25°С) и проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода.Example 9. To neutralize hydrogen sulfide in oil, use the composition of example 3. In a container equipped with a stirrer, load 0.129 wt.% Of the catalyst, then load 100 ml (86.5 g) of anhydrous sour carbon oil containing 0.046 wt.% (460 ppm ) hydrogen sulfide. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the mixture is 2.8: 1, the specific consumption of the catalyst (flow coefficient) is 2.8 g / g to achieve a hydrogen sulfide content of up to 20 ppm, and when loading 0.138 wt.% Of the catalyst with a flow coefficient of 3.0: 1 oil is completely purified from hydrogen sulfide (see data in Table 2, synthesis 3). The reaction mixture of example 7 is stirred in a reaction sealed container with a stirrer for 3 hours at room temperature (25 ° C) and a quantitative analysis of the oil for the content of residual hydrogen sulfide is carried out.
Пример 10. Для нейтрализации сероводорода в нефти используют композицию по примеру 4. В емкость, снабженную мешалкой, загружают 0,115 мас.% нейтрализатора, затем загружают 100 мл (86,5 г) безводной высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,046 мас.% (460 ppm) сероводорода. Массовое соотношение нейтрализатор : сероводород составляет в смеси 2,5:1, удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 2,5г/г для достижения содержания сероводорода до 20 ppm, а при загрузке 0,124 мас.% нейтрализатора при расходном коэффициенте 2,7:1 нефть полностью очищается от сероводорода (см. данные табл.2, синтез 4). Реакционную смесь по примеру 7 перемешивают в реакционной герметичной емкости с мешалкой в течение 3-х часов при комнатной температуре (25°С) и проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода.Example 10. To neutralize hydrogen sulfide in oil, use the composition of example 4. In a tank equipped with a stirrer, load 0.115 wt.% Of the catalyst, then load 100 ml (86.5 g) of anhydrous sour carbon oil containing 0.046 wt.% (460 ppm ) hydrogen sulfide. The mass ratio of the neutralizer: hydrogen sulfide in the mixture is 2.5: 1, the specific consumption of the neutralizer (flow coefficient) is 2.5 g / g to achieve a hydrogen sulfide content of up to 20 ppm, and when loading 0.124 wt.% Of the neutralizer with a flow coefficient of 2.7: 1 oil is completely purified from hydrogen sulfide (see data in Table 2, synthesis 4). The reaction mixture of example 7 is stirred in a reaction sealed container with a stirrer for 3 hours at room temperature (25 ° C) and a quantitative analysis of the oil for the content of residual hydrogen sulfide is carried out.
Пример 11. Для нейтрализации сероводорода в нефтепродуктах, например в мазуте, используют композицию по примеру 5. В емкость, снабженную мешалкой, загружают 0,054 мас.% нейтрализатора, затем загружают 100 мл мазута, содержащего 0,0235 мас.% (235 ppm) сероводорода. Массовое соотношение нейтрализатор : сероводород составляет в смеси 2,3:1, удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 2,3 г/г для достижения содержания сероводорода до 20 ppm, а при загрузке 0,058 мас.% нейтрализатора при расходном коэффициенте 2,5:1 нефть полностью очищается от сероводорода (см. данные табл.2, синтез 5). Реакционную смесь по примеру 7 перемешивают в реакционной герметичной емкости с мешалкой в течение 3-х часов при комнатной температуре (25°С) и проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода.Example 11. To neutralize hydrogen sulfide in petroleum products, for example in fuel oil, use the composition according to example 5. In a tank equipped with a stirrer, load 0.054 wt.% Of the neutralizer, then load 100 ml of fuel oil containing 0.0235 wt.% (235 ppm) of hydrogen sulfide . The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the mixture is 2.3: 1, the specific consumption of the catalyst (flow coefficient) is 2.3 g / g to achieve a hydrogen sulfide content of up to 20 ppm, and when loading 0.058 wt.% Of the catalyst with a flow coefficient of 2.5 : 1 oil is completely purified from hydrogen sulfide (see data in Table 2, synthesis 5). The reaction mixture of example 7 is stirred in a reaction sealed container with a stirrer for 3 hours at room temperature (25 ° C) and a quantitative analysis of the oil for the content of residual hydrogen sulfide is carried out.
Пример 12. Для нейтрализации сероводорода в пластовой воде используют композицию по примеру 6. В емкость, снабженную мешалкой, загружают 0,266 мас.% нейтрализатора, затем загружают 100 мл пластовой воды, содержащей 0,127 мас.% (150 мг/л) сероводорода, используемой в системе поддержания пластового давления (ППД). Массовое соотношение нейтрализатор : сероводород составляет в смеси 2,1:1, удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 2,1 г/г для достижения содержания сероводорода до 20 ppm, а при загрузке 0,292 мас.% нейтрализатора при расходном коэффициенте 2,3:1, т.е. 2,3 г/г, нефть полностью очищается от сероводорода (см. данные табл.2, синтез 1). Реакционную смесь по примеру 7 перемешивают в реакционной герметичной емкости с мешалкой в течение 3-х часов при комнатной температуре (25°С) и проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода.Example 12. To neutralize hydrogen sulfide in produced water, use the composition according to example 6. In a container equipped with a mixer, load 0.266 wt.% Neutralizer, then load 100 ml of produced water containing 0.127 wt.% (150 mg / l) of hydrogen sulfide used in reservoir pressure maintenance system. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the mixture is 2.1: 1, the specific consumption of the catalyst (flow coefficient) is 2.1 g / g to achieve a hydrogen sulfide content of up to 20 ppm, and when loading 0.292 wt.% Of the catalyst with a flow coefficient of 2.3 : 1, i.e. 2.3 g / g, oil is completely purified from hydrogen sulfide (see data in Table 2, synthesis 1). The reaction mixture of example 7 is stirred in a reaction sealed container with a stirrer for 3 hours at room temperature (25 ° C) and a quantitative analysis of the oil for the content of residual hydrogen sulfide is carried out.
Пример 13. Для нейтрализации сероводорода при очистке нефтяного газа используют композицию по примеру 6. В стеклянный насадочный абсорбер, заполненный кольцами Рашига, диаметром 20 мм и высотой 500 мм загружают 30 мл нейтрализатора, затем пропускают через абсорбер нефтяной газ при комнатной температуре и атмосферном давлении. Нефтяной газ содержит 3,1 об.% сероводорода и 1,3 об.% углекислого газа. Затем очищенный газ пропускают через склянку Дрекселя с 10%-ным водным раствором щелочи (гидроокиси натрия) для поглощения остаточного сероводорода. Раствор щелочи анализируют после окончания нейтрализации на содержание сульфидной серы методом потенциометрического титрования и рассчитывают остаточную концентрацию сероводорода в очищенном газе и степень очистки газа. Степень очистки нефтяного газа от сероводорода составляет 100%.Example 13. To neutralize hydrogen sulfide during the purification of petroleum gas, use the composition of example 6. Into a glass nozzle absorber filled with Rashig rings with a diameter of 20 mm and a height of 500 mm, 30 ml of a neutralizer are charged, then oil gas is passed through the absorber at room temperature and atmospheric pressure. Petroleum gas contains 3.1 vol.% Hydrogen sulfide and 1.3 vol.% Carbon dioxide. Then the purified gas is passed through a Drexel flask with a 10% aqueous solution of alkali (sodium hydroxide) to absorb the residual hydrogen sulfide. The alkali solution is analyzed after neutralization for the content of sulfide sulfur 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 purification of oil gas from hydrogen sulfide is 100%.
Для сравнения были проведены синтезы по прототипу (см. табл.1 и табл.2, синтезы 7-9). Для нейтрализации сероводорода в нефти, содержащей 460 ppm сероводорода, используют композицию по синтезу 7, реакционную смесь перемешивали по примеру 7. Расходный коэффициент составляет 4,0 г/г для достижения содержания сероводорода до 20 ppm, а при расходном коэффициенте 4,2 г/г нефть полностью очищается от сероводорода (см. данные табл.2, синтез 7).For comparison, the syntheses of the prototype were carried out (see table 1 and table 2, syntheses 7-9). To neutralize the hydrogen sulfide in oil containing 460 ppm hydrogen sulfide, the synthesis composition 7 is used, the reaction mixture was stirred as in Example 7. The flow rate is 4.0 g / g to achieve a hydrogen sulfide content of up to 20 ppm, and with a flow coefficient of 4.2 g / g oil is completely purified from hydrogen sulfide (see data in Table 2, synthesis 7).
Для нейтрализации сероводорода очистку нефтяного газа производят в условиях примера 13. Расходный коэффициент составляет 4,6 г/г для достижения содержания сероводорода до 20 ppm, а при расходном коэффициенте 4,8 г/г нефтяной газ полностью очищается от сероводорода (см. данные табл.2, синтез 8). Для нейтрализации сероводорода при очистке нефтепродуктов, например мазута, используют композицию по синтезу 9, реакционную смесь перемешивали по примеру 11. Расходный коэффициент составляет 3,1 г/г для достижения содержания сероводорода до 20 ppm, а при расходном коэффициенте 3,3 г/г нефть полностью очищается от сероводорода (см. данные табл. 2, синтез 7).To neutralize hydrogen sulfide, oil gas is purified under the conditions of Example 13. The consumption coefficient is 4.6 g / g to achieve a hydrogen sulfide content of up to 20 ppm, and with a consumption coefficient of 4.8 g / g, oil gas is completely purified from hydrogen sulfide (see table .2, synthesis 8). To neutralize hydrogen sulfide during the purification of petroleum products, for example fuel oil, the synthesis composition 9 is used, the reaction mixture was stirred as in Example 11. The flow rate is 3.1 g / g to achieve a hydrogen sulfide content of up to 20 ppm, and at a flow rate of 3.3 g / g the oil is completely purified from hydrogen sulfide (see data in Table 2, synthesis 7).
Результаты экспериментов показали высокую эффективность нейтрализатора по заявленному составу: низкую температуру застывания его, высокую реакционную и поглотительную способность, которая обеспечивает высокую степень очистки нефти, нефтепродуктов, нефтяных газов и пластовых вод.The results of the experiments showed the high efficiency of the catalyst according to the claimed composition: its low pour point, high reactivity and absorption capacity, which provides a high degree of purification of oil, oil products, oil gases and formation waters.
Использование в качестве компонентов заявленного состава отходов производства приводит к более низкой стоимости состава и значительно меньшим удельным энергозатратам по сравнению с прототипом.Using as components of the claimed composition of production waste leads to a lower composition cost and significantly lower specific energy consumption compared to the prototype.
Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности нейтрализатора, обладающего высокими технологическими свойствами и высокой реакционной и поглотительной способностью и обеспечивающего высокую степень очистки углеводородных (нефти, нефтепродуктов и углеводородных газов) и водных сред нейтрализатором при использовании в составе дешевых компонентов: отходов производства в виде отработанных реагентов, побочных продуктов, кубовых остатков.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the neutralizer, which has high technological properties and high reactivity and absorption capacity and provides a high degree of purification of hydrocarbon (oil, oil products and hydrocarbon gases) and aqueous media by the neutralizer when used as part of cheap components: production waste in the form of spent reagents , by-products, bottoms.
Изобретение предлагает и способ очистки углеводородов и водных сред нейтрализатором.The invention also provides a method for purifying hydrocarbons and aqueous media with a neutralizer.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014118449/04A RU2561169C1 (en) | 2014-05-06 | 2014-05-06 | Hydrogen sulphide neutraliser (scavenger) and method for use thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014118449/04A RU2561169C1 (en) | 2014-05-06 | 2014-05-06 | Hydrogen sulphide neutraliser (scavenger) and method for use thereof |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2561169C1 true RU2561169C1 (en) | 2015-08-27 |
Family
ID=54015511
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014118449/04A RU2561169C1 (en) | 2014-05-06 | 2014-05-06 | Hydrogen sulphide neutraliser (scavenger) and method for use thereof |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2561169C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2800091C1 (en) * | 2022-12-26 | 2023-07-18 | Сергей Васильевич Афанасьев | Hydrogen sulfide neutralizer and method of using the same |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2269567C1 (en) * | 2004-07-01 | 2006-02-10 | Государственное Унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья (ГУП РТ ВНИИУС) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions |
| CN101538478A (en) * | 2009-04-01 | 2009-09-23 | 孙文村 | Method for preparing reagent for depriving hydrogen sulphide |
| RU2370508C1 (en) * | 2008-05-13 | 2009-10-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
| RU2418036C1 (en) * | 2009-12-08 | 2011-05-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
| WO2012021358A2 (en) * | 2010-08-09 | 2012-02-16 | H R D Corporation | Crude oil desulfurization |
-
2014
- 2014-05-06 RU RU2014118449/04A patent/RU2561169C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2269567C1 (en) * | 2004-07-01 | 2006-02-10 | Государственное Унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья (ГУП РТ ВНИИУС) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions |
| RU2370508C1 (en) * | 2008-05-13 | 2009-10-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
| CN101538478A (en) * | 2009-04-01 | 2009-09-23 | 孙文村 | Method for preparing reagent for depriving hydrogen sulphide |
| RU2418036C1 (en) * | 2009-12-08 | 2011-05-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
| WO2012021358A2 (en) * | 2010-08-09 | 2012-02-16 | H R D Corporation | Crude oil desulfurization |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2800091C1 (en) * | 2022-12-26 | 2023-07-18 | Сергей Васильевич Афанасьев | Hydrogen sulfide neutralizer and method of using the same |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2418036C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| RU2563633C2 (en) | Application of alpha-aminoethers for removal of hydrogen sulphide from hydrocarbons | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| RU2510615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| CN102079991B (en) | Method for removing escapable sulfides from heavy hydrocarbons | |
| RU2302523C1 (en) | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage | |
| RU2466175C2 (en) | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage | |
| Jiang et al. | Ether-linked diamine carboxylate ionic liquid aqueous solution for efficient absorption of SO2 | |
| RU2430956C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2561169C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser (scavenger) and method for use thereof | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| Pivovarova et al. | Promising technology for removal and disposal of hydrogen sulfide from fuel oil | |
| Aripdjanov et al. | The current state of technology development for gas purification from sulfur compounds and its future prospects | |
| RU2496853C9 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2453582C1 (en) | Complex reagent, having disinfectant properties, for purifying liquid and gasesous media from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| RU2517709C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2751002C2 (en) | Use of compositions characterized by certain content of condensation product 1 aminopropan - 2 ol and formaldehyde in removal of sulfur compounds from process streams | |
| CN109069983B (en) | Premixture for making absorbent for removing acid gases from fluid streams | |
| RU2349627C2 (en) | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| US20150175903A1 (en) | Amino acetals and ketals as hydrogen sulfide and mercaptan scavengers | |
| RU2513400C1 (en) | Absorbent for removing h2s and co2 from gases | |
| CA2857778C (en) | Ionic liquids, methylcarbonate- or carboxylates-based, obtaining process and use thereof |