NO300697B1 - Fremgangsmåte for selektivt å redusere innholdet av hydrogensulfid og organiske sulfider i gassformige og/eller væskeformige hydrokarbonströmmer - Google Patents
Fremgangsmåte for selektivt å redusere innholdet av hydrogensulfid og organiske sulfider i gassformige og/eller væskeformige hydrokarbonströmmer Download PDFInfo
- Publication number
- NO300697B1 NO300697B1 NO903477A NO903477A NO300697B1 NO 300697 B1 NO300697 B1 NO 300697B1 NO 903477 A NO903477 A NO 903477A NO 903477 A NO903477 A NO 903477A NO 300697 B1 NO300697 B1 NO 300697B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- reaction
- reaction product
- gas
- hydrogen sulphide
- streams
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 55
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 7
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 title claims abstract 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title abstract description 19
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 42
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 claims abstract 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 36
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 30
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims description 12
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-triazine Chemical compound C1=CN=NN=C1 JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- HUHGPYXAVBJSJV-UHFFFAOYSA-N 2-[3,5-bis(2-hydroxyethyl)-1,3,5-triazinan-1-yl]ethanol Chemical compound OCCN1CN(CCO)CN(CCO)C1 HUHGPYXAVBJSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 claims description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 64
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 46
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 22
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 13
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000047 product Substances 0.000 description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 11
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 7
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 5
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- -1 aldehyde compounds Chemical class 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QKFJKGMPGYROCL-UHFFFAOYSA-N phenyl isothiocyanate Chemical compound S=C=NC1=CC=CC=C1 QKFJKGMPGYROCL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 3
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 3
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 3
- FEWLNYSYJNLUOO-UHFFFAOYSA-N 1-Piperidinecarboxaldehyde Chemical compound O=CN1CCCCC1 FEWLNYSYJNLUOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N Acetaldehyde Chemical compound CC=O IKHGUXGNUITLKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940117953 phenylisothiocyanate Drugs 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- SMQUZDBALVYZAC-UHFFFAOYSA-N salicylaldehyde Chemical compound OC1=CC=CC=C1C=O SMQUZDBALVYZAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VADKRMSMGWJZCF-UHFFFAOYSA-N 2-bromophenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1Br VADKRMSMGWJZCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical class S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical class [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 230000000711 cancerogenic effect Effects 0.000 description 1
- HJMZMZRCABDKKV-UHFFFAOYSA-N carbonocyanidic acid Chemical compound OC(=O)C#N HJMZMZRCABDKKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical class O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000315 carcinogenic Toxicity 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- UHZZMRAGKVHANO-UHFFFAOYSA-M chlormequat chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CCCl UHZZMRAGKVHANO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000008098 formaldehyde solution Substances 0.000 description 1
- 125000003827 glycol group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 231100000206 health hazard Toxicity 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 1
- 150000002505 iron Chemical class 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002343 natural gas well Substances 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- IWELDVXSEVIIGI-UHFFFAOYSA-N piperazin-2-one Chemical compound O=C1CNCCN1 IWELDVXSEVIIGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 235000011118 potassium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000004451 qualitative analysis Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 150000003918 triazines Chemical class 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
- C09K8/532—Sulfur
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/20—Nitrogen-containing compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/20—Hydrogen sulfide elimination
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Seasonings (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for selektivt å redusere innholdet av hydrogensulfid og organiske sulfider i gassformige og/eller væskeformige hydrokarbonholdige strømmer, spesielt i naturgasstrømmer.
Naturgass er en naturlig forekommende blanding av hydrokarbongasser og ikke-hydrokarbongasser som finnes i geo-logiske formasjoner under jordens overflate, ofte sammen med petroleum. I den form den fås fra olje- og gassbrønner inneholder rå eller sur naturgass et antall forurensninger som må fjernes før naturgassen innføres i en gassrørledning. De vik-tigste forurensninger i naturgass er vann, karbondioksid, hydrogensulfid og kondenserbare hydrokarboner, som f.eks. propan, butan og pentan. Disse uønskede komponenter blir kon-vensjonelt fjernet fra uraffinerte naturgasstrømmer i gassbe-handlingsanlegg. Behandlingsanleggene er normalt installert på feltet, og de varierer i størrelse fra små enheter til store, sentralt plasserte anlegg.
Sammensetningen av rå naturgass varierer sterkt fra felt til felt. Eksempelvis kan metaninnholdet variere mellom 45 mol% og 96 vol%, mens innholdet av hydrogensulfid kan variere fra 0,1 ppm til 150.000 ppm: Da hydrogensulfid er korro-sivt i nærvær av vann og giftig i meget små konsentrasjoner, må det fjernes nesten fullstendig fra naturgasstrømmer før disse anvendes og fortrinnsvis før disse blir transportert. Som følge herav begrenser mange rørledningsspesifikasjoner mengden av hydrogensulfid til mindre enn 0,088 g/m<3> gass.
Den teknologi som er kjent i faget for fjerning av hydrogensulfid fra rå naturgass, ble utviklet for store behandlingsanlegg for fjerning av hydrogensulfid i kontinuerlige prosesser. Disse store behandlingsanlegg tilføres gass fra én eller flere naturgassbrønner som hver produserer mer enn 280 000 m<3> naturgass pr. dag. I mange av disse prosesser benyttes kjemikalier som er handelsvarer, eller merkevarematerialer for å minske innholdet av hydrogensulfid i naturgass til spesifi-kasjonene for rørledningen. I mange av disse prosesser foretas det ikke bare søtning av sur naturgass til rørledningsspesifi-kasjonene, men også regenerering av de fleste, om ikke alle, de involverte søtningsmaterialer.
Generelt finnes det flere metoder for søting av sur gass, dvs. for minskning av hydrogensulfidinnholdet i ny gass. Eksempelvis kan diverse kjemikalier tilsettes eller injiseres "in-line" i naturgassrørledninger. Eksempelvis kan disse søt-ningsmaterialer injiseres ved brønnhodet eller i separatorer, glykolenheter, kjølere, kompressorer, osv., slik at det oppnås kontakt med naturgassen.
Materialer som benyttes i slike "in-line"-injeksjons-systemer, innbefatter f.eks. diverse aldehyder. Hydrogensul-fidet reagerer hurtig med aldehydforbindelser under dannelse av forskjellige typer addisjonsprodukter, som f.eks. polyety-lensulfid, polymetylendisulfid og tritian. En slik fremgangsmåte beskrives f.eks. i Walker, J.F., Foxrmaldehyd, Rheinhold Publishing Company, New York, side 66 (1953).
I US patentskrift nr. 4.748.011 beskrives en fremgangsmåte for utskillelse og oppsamling av naturgass, ved hvilken det benyttes en søtningsoppløsning. Søtningsoppløsnin-gen består av et aldehyd, et keton, metanol, en amininhibitor, natrium- eller kaliumhydroksider og isopropanol. Amininhibi-toren innbefatter alkanolaminer for justering av pH-verdien.
Skjønt aldehydene (f.eks. formaldehyd) er effektive med hensyn til å redusere hydrogensulfidinnhold i naturgass og er selektive med hensyn til sulfidforbindelser, er det kjent at de danner tritianforbindelser ved reaksjon med sulfidene. Tritianene er faste stoffer som ikke lett oppløses og derfor tilstopper gassrørledninger.
Dessuten er aldehyder ustabile og temperaturfølsomme, og de har tendens til å polymerisere. Videre er aldehyder kjent for å være kreftfremkallende og miljøforurensende. Føl-gelig er bruken av aldehyder for søting av naturgass blitt sett på med økende skepsis.
Også alkanolaminer er blitt benyttet for søting av sure gasstrømmer, f.eks. i slike "in-line"-injeksjonssystemer. Flere alkanolaminer kan anvendes i slike systemer, f.eks. monoetanolamin, dietanolamin, metyldietanolamin og diglykol-amin. I f.eks. US patentskrift nr. 2 776 870 beskrives en fremgangsmåte for utskillelse av sure komponenter fra en gass-blanding, ved hvilken det til gassen tilsettes en absorbent inneholdende vannoppløselige alifatiske aminer og alkanolaminer, fortrinnsvis etanolamin.
Imidlertid er alkanolaminene ikke selektive i deres reaksjon med hydrogensulfid. Alkanolaminene absorberer nemlig samtlige sure gasskomponenter som er tilstede i gasstrømmen, f.eks. karbondioksid, i tillegg til H2S. En slik uselektivitet er for mange anvendelser ikke ønsket, og av denne grunn er også bruken av alkanolaminer blitt ansett som ugunstig.
En annen metode som benyttes for å redusere innholdet av hydrogensulfid i gasstrømmer går ut på å bruke et H2S-skrubbetårn, hvor gassen bringes i kontakt med et søtemedium. Bobletårnprosessene er satsvis prosesser eller ettrinns-prosesser som øker muligheten for kontakt mellom naturgassen og søtningsmaterialet ved at det tilveiebringes en gassdiffu-sjonssone ved hjelp av f.eks. fyllegemer, ringer, treflis, osv.
Søtningsmaterialer som anvendes i slike skrubbetårn-anlegg, innbefatter de såkalte "jernsvamper". Jernsvampen er et ømfintlig, hydratisert jernoksid som er båret på treflis eller -spon. Jernoksidet reagerer selektivt med hydrogensul-fidet i gassen under dannelse av jernsulfid. Skjønt den er effektiv, er jernsvampmetoden ufordelaktig, fordi det ikke er lett å kvitte seg med sluttproduktet (se f.eks. The Field Handling of Natural Gas, s. 74, 3. utg. (1972)).
Oppslemninger av sinkoksid og jernoksider er likeledes blitt benyttet i slike skrubbetårn for å avstedkomme søtning på lignende måte som ved bruk av jernsvampen. Imidlertid er også disse oppslemninger vanskelige å kvitte seg med.
Også systemer på etsemiddelbasis, f.eks. slike som inneholder nitritter, kan benyttes i skrubbetårn. Skjønt de er effektive, dannes det ved slike systemer fast, elementært svovel. Et eksempel på et slikt system markedsføres av NL Indu-stries under varenavnet "Sulfacheck". Det er beskrevet i US patentskrift nr. 4.515.759. "Sulfacheck" er en bufret vandig oppløsning av natriumnitritt som injiseres i skrubbetårn for søting av naturgass. Dette oppløsningsmiddel er beregnet for anvendelse ved en ett-trinns satsvis utført prosess, hvor hyd-rogensulfidet fjernes fra en rå naturgasstrøm ved at det rea-
gerer med natriumnitrittet.
Slike søtningsmaterialer på etsemiddelbasis er uønsk-ede, fordi de som nevnt gir faste stoffer (dvs. elementært svovel). Følgelig kan slike systemer ikke benyttes i "in-line-"^-injeksjonssystemer men kan bare benyttes i bobletårn. Dessuten er slike søtningssystemer på etsemiddelbasis ikke rege-nererbare, dvs. de må benyttes i en satsvis utført prosess.
En annen kjent metode for søtning av naturgass er metoden hvor det benyttes et kjemisk oppløsningsmiddel. Metoden med kjemisk oppløsningsmiddel er en kontinuerlig prosess, ved hvilken en søtningsoppløsning bringes i kontakt med gass-trømmen i et absorpsjonstårn. I en slik prosess blir hele mengden av sure gasser, deriblant hydrogensulfid og karbondioksid, avstrippet fra søtningsoppløsningen, som deretter regenereres. Metoden med kjemisk oppløsningsmiddel kan ikke utføres "in-line".
Også alkanolaminer av forskjellige typer kan benyttes i disse prosesser hvor det benyttes et kjemisk oppløsningsmid-del. Som ovenfor angitt er imidlertid bruken av alkanolaminer begrenset som følge av deres mangel på selektivitet overfor hydrogensulfid og andre organiske sulfider i gassstrømmene.
Andre kjemiske oppløsningsmidler som er kjent faget, og som anvendes for søting av gasstrømmer, innbefatter piper-azinon, som er beskrevet i US patentskrift nr. 4.112.049, 1-formylpiperidin som er omtalt i US patentskrift nr. 4.107.270, jern(III)komplekser av N-(2-hydroksyetyl) EDTA, som er omtalt i US patentskrift nr. 4.107.270 og jernkomplekser av nitrilo-eddiksyre, som er omtalt i US patentskrifter nr. 4.436.713 og 4.443.423.
Det er følgelig et behov i faget for en fremgangsmåte for å minske innholdet av hydrogensulfid og organiske sulfider i sure hydrokarbonstrømmer, som ikke bare i vesentlig grad reduserer sulfidinnholdet i disse, men som også er upåvirket av lagringstemperaturen, gasstrømmens temperatur eller sulfidreaksjonstemperaturen, som medfører liten eller ingen hel-sefare, som gir selektiv reaksjon med hydrogensulfid, og som ikke fører til dannelse av noen utfelning som følge av reaksjon med hydrogensulfid og organiske sulfider.
Med den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes det nå en fremgangsmåte for selektivt å redusere innholdet av hydrogensulfid og organiske sulfider i gassformige og/eller væskeformige hydrokarbonholdige strømmer, spesielt gassformige strømmer, eventuelt i nærvær av metanol og/eller glykol. Fremgangsmåten er kjennetegnet ved at strømmene bringes i kontakt med et materiale som omfatter et reaksjonsprodukt dannet ved reaksjon mellom et monoalkanolamin med 1-6 karbonatomer og et aldehyd med 1-4 karbonatomer, ved bruk av et molforhold mellom monoalkanolamin og aldehyd på fra 1:0,25 til 1:1,5 og reaksjonstemperatur i området fra 54°C til 66°C.
Den nye fremgangsmåte kan benyttes i en rekke forskjellige installasjoner, f.eks. i "in-line"-injeksjonssyste-mer, H2S-skrubbersystemer og systemer med kjemisk oppløsnings-middel. Den kan anvendes for selektiv minskning av innholdet av sulfider i såvel sur naturgass som kondensert petroleumgass (f.eks. butan).
Ved den nye fremgangsmåte oppnås en selektiv og nesten momentan reaksjon med sulfidene som er tilstede i gass-strømmene, uten at det dannes noen utfeining av faste stoffer og uten at det finner sted skadelige miljøpåvirkninger. Effektiviteten av hydrogensulfidreduksjonen påvirkes heller ikke av konsentrasjonen av karbondioksid i gassen, lagringstemperaturen, gasstemperaturen, sulfidreaksjonstemperaturen eller tryk-ket i systemet.
Reaksjonsproduktene som fås ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, reagerer selektivt med sulfider som er tilstede i sure gassformige eller væskeformige hydrokarbonstrømmer, uansett innholdet av C02 i strømmen, under dannelse av vann-oppløselige og lett fjernbare produkter.
Mest foretrukket er det benyttede alkanolamin monoetanolamin, mens aldehydet fortrinnsvis er formaldehyd eller acetaldehyd.
Produktene av reaksjonen mellom monoalkanolaminet og aldehydet omfatter først og fremst en blanding av et triazin og et bisoksazolidin, skjønt også andre mellomprodukter og/eller polymerer derav kan være tilstede. Fortrinnsvis er reaksjonsproduktet som fås ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, det som dannes ved reaksjonen mellom monoetanolamin og formaldehyd, nemlig 1,3,5-tri(2-hydroksy-etyl)-heksahydro-S-triazin og blandinger av dette med N, 1^-metylen-bisoksazolidin.
Reaksjonsproduktet mellom monoalkanolaminet og aldehydet er ekstremt selektivt med hensyn til dets evne til å reagere med sulfider, f.eks. hydrogensulfider, karbonylsul-fider og karbondisulfider, osv., i nærvær av en hvilken som helst mengde karbondioksid. Slik selektiv fjerning av sulfider er fordelaktig og økonomisk, spesielt i systemer hvor det ikke ønskes noen samtidig reduksjon i mengden av karbondioksid.
Ved reaksjonen mellom monoalkanolaminet (i) og aldehydet (ii) for dannelse av reaksjonsproduktet er molforholdet mellom (i) og (ii) som nevnt fra 1:0,25 til 1:1,5.
De relative mengder mellom komponentene dannet ved reaksjonen mellom (i) og (ii) avhenger av reaksjonens støkio-metri. Det virker nemlig som om det i sluttproduktet fås en høyere konsentrasjon av triazinforbindelsene når molforholdet mellom (i) og (ii) er ca. 1:1. Når molforholdet mellom (i) og (ii) er ca. 1:1,5, vil på den annen side det resulterende reaksjonsprodukt ha en relativt høyere konsentrasjon av bis-oksazolidinforbindelsen. Imidlertid omfatter produktet av reaksjonen mellom (i) og (ii) vanligvis en kombinasjon eller en blanding av triazin- og bisoksazolidinforbindelsene, hvilket bekreftes gjennom massespekter- og NMR-spekteranalyser utført på reaksjonsproduktet.
Produktet av reaksjonen mellom (i) og (ii) oppviser et molforhold mellom triazin og bisoksazolidin på mellom 99:1 og 80:20, fortrinnsvis ca. 95:5, når molforholdet mellom (i) og (ii) er ca. 1:1.
Fortrinnsvis er reaksjonsproduktet det som dannes ved omsetning av monoetanolamin med formaldehyd.
Reaksjonen mellom (i) og (ii) er en eksoterm reaksjon, som utføres ved temperaturer i området mellom 54 "C og 66 °C, fortrinnsvis mellom 57 °C og 60 °C. Reaksjonstemperaturen kan reguleres på en hvilken som helst hensiktsmessig måte som er kjent i faget, f.eks. ved tilsetning av kaldt vann eller is til reaksjonsblandingen eller ved bruk av en varmeveksler.
Reaksjonen utføres også fortrinnsvis i vandig oppløs-ning, fordi det lavere aldehyd som handelsvare leveres i vandig oppløsning og de kommersielle lavere monoalkanolaminer inneholder ca. 15% vann. Kommersielle oppløsninger av det lavere aldehyd kan også inneholde fra 7 til 14% metanol som en polymerisasjonsinhibi-tor.
Tilsetning av metanol til materialet omfattende produktet av reaksjonen mellom monoalkanolaminet og aldehydet kan være ønskelig, da metanolen tjener som et antifrysemiddel for bruk på feltet. For enkelte anvendelser foretrekkes det føl-gelig å forhåndsblande metanol med det foreliggende materiale, før dette bringes i kontakt med gasstrømmene. Slike anvendelser, og likeledes de passende mengder metanol, vil være åpenbare for en fagmann på området ut fra den spesifikke anvendelse.
Når monoalkanolaminet er monoetanolamin og aldehydet er formaldehyd, utgjøres reaksjonsproduktet overveiende av 1,3,5-tri-(2-hydroksy-etyl)-heksahydro-S-triazin eller en blanding av dette med Nj^-metylen-bisoksazolidin. De relative mengder av komponentene som utgjør reaksjonsproduktet i det ferdige materiale reguleres ved at mengdeforholdet mellom reaktantene varieres, slik det er forklart ovenfor.
Ved selektiv fjerning av hydrogensulfid fra sur naturgass kan fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen anvendes sammen med en hvilken som helst konvensjonell gassbehandlings-metode.
Eksempelvis kan den foreliggende fremgangsmåte anvendes sammen med "in-line"-injeksjonssystemer for å redusere innholdet av hydrogensulfid i sure gasstrømmer. Materialet som omfatter de her benyttede reaksjonsprodukter, kan injiseres på et hvilket som helst punkt "in-line" som vil gi reaksjonsproduktet mulighet til å reagere med den gassformige eller væskeformige hydrokarbonstrøm, f.eks. ved brønnhodet, ved separa-torene, osv. I et "in-line"-injeksjonssystem er gassystemets temperatur og trykk ikke av avgjørende betydning for at det skal oppnås et tilfredsstillende resultat ved den foreliggende fremgangsmåte. Mulighetene for variasjon i temperaturer og trykk i systemet vil være åpenbare for en fagmann på området ut fra den foreliggende beskrivelse og det konkrete system som skal anvendes.
Når den foreliggende fremgangsmåte anvendes sammen med et "in-line"-injeksjonssystem, må gassen inneholde minst ca. 1,12 kg vann pr. IO<4> standard m<3> for å dispergere det vann-oppløselige sluttprodukt. Ved bruk av "in-line"-injeksjons-metoden kan materialet inneholdende det angjeldende reaksjonsprodukt injiseres direkte inn i strømningsrørledningen i en mengde av mellom 0,40 liter til 1,34 liter pr. ppm hydrogensulfid pr. 10<4> standard m<3> gass. Imidlertid kan den injiserte mengde variere fra system til system, slik det vil være innlysende for en fagmann på området ut fra den foreliggende beskrivelse.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan også anvendes sammen med H2S-skrubbetårn eller i kombinasjon med en oppløs-ningsmiddelprosess. I hvert av disse systemer anvendes tårn for å øke kontakttiden mellom reaksjonsproduktet og den gassformige hydrokarbonstrøm, hvorved effektiviteten forbedres sammenlignet med "in-line"-systemet.
I skrubbetårnsystemet kan materialet omfattende de angjeldende reaksjonsprodukter benyttes i en mengde av fra 0,067 liter til 0,20 liter pr. ppm H2S pr. 10 standard m<3> gass. Et skrubbetårn er det apparat som foretrekkes for søting av hydrokarbonstrømmer i henhold til den foreliggende fremgangsmåte, på grunn av dets høye virkningsgrad og de relativt lave kapitalkostnader som kreves.
Når fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen anvendes i kombinasjon med en oppløsningsmiddelprosess, blir de sure gasser (C02, H2S, osv.) strippet av fra de benyttede reaksjonsprodukter etter søtningsreaksjonen. I et slikt system kan føl-gelig det bnyttede reaksjonsprodukt inngå som en del av en kontinuerlig resirkuleringsprosess og kan regenereres og benyttes på ny. Mengden av materialet omfattende de foreliggende reaksjonsprodukter som skal benyttes i et system hvor det benyttes et kjemisk oppløsningsmiddel, varierer med den gitte anvendelse (f.eks. tårnets størrelse, mengden av sulfider som er tilstede i gassen, osv.). De mengder av det foreliggende reaksjonsprodukt som vil være passende i et slikt system, vil være åpenbare for en fagmann på området i lys av den foreliggende beskrivelse..
I et hvilket som helst system i hvilket den foreliggende fremgangsmåte benyttes, vil vanligvis temperaturen ved reaksjonen mellom de angjeldende reaksjonsprodukter og hydro-gensulfidet og de organiske sulfider i systemet ikke over-skride 93 "C.
Mengden av hydrogensulfid i en naturgasstrøm kan re-duseres fra ca. 10.000 ppm til ca. 3 ppm eller mindre ved bruk av den foreliggende oppfinnelse, skjønt fremgangsmåten ikke er begrenset til disse mengder.
I brønner hvor det f.eks. utvinnes naturgass som er både sur og fuktig (dvs. som inneholder uønskede mengder av både hydrogensulfid og vann), kan produktet av reaksjonen mellom monoalkanolamin og aldehyd forhåndsblandes med en glykol før det bringes i kontakt med gassen for derved selektivt å redusere både mengden av hydrogensulfid og mengden av vann i gassen. Ved en slik fremgangsmåte er mengden av materialet omfattende produktet av reaksjonen mellom monoalkanolamin og aldehyd i forhold til mengden av glykol ca. 90 vol% mot ca. 10 vol%, fortrinnsvis ca. 50 vol% mot ca. 50 vol%, mens den eventuelle rest av blandingen utgjøres av vann. Imidlertid kan sammensetningen av denne blanding varieres, slik det vil være innlysende for en fagmann på området, ut fra forholdet mellom mengdene av hydrogensulfid og vann som er tilstede i gasstrøm-men. Dette innebærer at med relativt større mengder hydrogensulfid i gasstrømmen kan det til denne blanding tilsettes en større mengde i vektprosent av materialet omfattende produktet av reaksjonen mellom monoalkanolamin og aldehyd i forhold til mengden av glykolen. Omvendt kan man, dersom det er tilstede relativt større mengder vann i naturgassen, anvende en større mengde i vektprosent av glykolen i blandingen i forhold til mengden av det foreliggende reaksjonsprodukt.
Skjønt en hvilken som helst glykol kan benyttes på denne måte, foretrekkes det å benytte trietylenglykol. Imidlertid vil bruk av andre glykoler være innlysende for en fagmann på området ut fra den foreliggende beskrivelse.
Det har også vist seg at det brukte eller utbrukte reaksjonsprodukt (dvs. det reaksjonsprodukt som er blitt bragt i kontakt med gasstrømmen og som har reagert med hydrogensul-fidet eller de organiske sulfider som er tilstede i strømmen) har nyttige korrosjonsinhiberende egenskaper. Skjønt oppfin-neren ikke ønsker å binde seg til noen bestemt teori, antas det at denne korrosjonsinhibering skyldes fysikalsk adsorpsjon av materialet omfattende de foreliggende reaksjonsprodukter på metalloverflåtene i gassrørledningen.
Det brukte eller utbrukte produkt av reaksjonen mellom monoalkanolamin og aldehyd som er omtalt ovenfor, oppviser også dispergeringsegenskaper som er nyttige i gassystemer. Nærmere bestemt blir eventuelle faste stoffer som måtte være til stede i naturgassrørledninger, oppløst og dispergert i det utbrukte væskemateriale og derved vasket vekk eller fjernet fra gassrørledningene.
Fremstillingseksempel
Til et blandekar utstyrt med resirkuleringsinnretninger ble det tilsatt 1539 1 (27,1 vol%) av en vandig formaldehydoppløs-ning (37% formaldehyd med 7% metanol). Så snart resirkulering var blitt opprettet, ble det langsomt tilsatt 1136 liter (20 vol%) 85% monoetanolamin i tre omtrent like porsjoner (379, 360 og 394 liter). Tilsetningen av den første porsjon tok ca. 45 minutter, mens tilsetningen av den andre og den tredje porsjon tok omtrent ytterligere 45 minutter.
Da blandingens temperatur ikke steg over 60 °C etter tilsetningen av den første porsjon monoetanolaminoppløsning, ble det ikke tilsatt noe vann for kjøleformål. Deretter ble den andre porsjon 85% monoetanolaminoppløsning tilsatt langsomt til satsen, og det ble også tilsatt vann i en mengde som var tilstrekkelig til å holde reaksjonstemperaturen mellom 57 °C og 60 "C. Deretter ble resten av monoetanolaminoppløs-ningen tilsatt.
Etter at all monoetanolaminoppløsning var blitt tilsatt ble reaksjonsmassen - under resirkulering - tillatt å avkjøles minst ca. 6 °C. Et slikt fall i temperaturen er en indikasjon på at det ikke finner sted noen kjemisk reaksjon. Så snart dette temperaturfall på ca. 6 °C hadde funnet sted, ble den gjenværende mengde vann (totalt 2004 liter eller 35,3 vol%) tilsatt i form av is. Dette akselererte kjøleprosessen. Da satsens temperatur hadde sunket til ca. 38 °C, ble metanol tilsatt til satsen i en mengde av ca. 999 liter (17,6 vol%).
Kvalitativ analyse av reaksjonsproduktet som anvendes i henhold til oppfinnelsen har vist at jo større den prosentvise mengde tertiært amin eller tertiære aminer er som er til stede i reaksjonsproduktet, jo mer effektivt er produktet med hensyn til å fjerne hydrogensulfid. Tilstedeværelsen av tertiært amin eller tertiære aminer i reaksjonsproduktet gir en indikasjon om stadiet i hvilket reaksjonen mellom monoalkanolaminet og aldehydet befinner seg. Nærmere bestemt er den prosentvise mengde tertiært amin en indikasjon på i hvilken grad kondensasjon av monoalkanolaminet og aldehydet har funnet sted under dannelse av bisoksazolidin- og/eller triazinstrukturene. Det foreliggende reaksjonsprodukt har vist seg mest effektivt med hensyn til å fjerne hydrogensulfid når den prosentvise mengde tertiært amin eller tertiære aminer er ca. 70% eller større.
Den prosentvise mengde tertiært amin som er til stede i reaksjonsproduktet, kan bestemmes ved oppløsning av 1 gram prøve av reaksjonsproduktet i 50 ml isopropylalkohol og tilsetning av 5 ml fenylisotiocyanat. Prøven tillates å stå i 30 minutter. Det tilsettes så 2 dråper bromfenol til blandingen. Blandingen titreres deretter med 0,1N HC1 til en pH-verdi på 3,5 ved bruk av en Orion Researcher pH-måler. Den prosentvise mengde tertiært amin eller tertiære aminer som er til stede i prøven, bestemmes ved hjelp av den følgende formel:
idet totalmengden av aminer er summen av mengdene av primært, sekundært og tertiært amin. Mengdene av primært og sekundært amin bestemmes ved hjelp av den ovenfor beskrevne prosedyre, bortsett fra at man for sekundære aminer benytter 5 ml 98% salisylaldehyd i stedet for fenylisotiocyanat. For bestemmelse av mengden av primære aminer sløyfes dette trinn.
Anvendelseseksempel
I det følgende eksempel vises bruken av den foreliggende fremgangsmåte i et skrubbetårnsystem.
Et 4,57 m x 1,83 m skrubbetårn på Texas Gulf-kysten, som behandlet 3398 til 5664 standard m<3> naturgass inneholdende mer enn 400 ppm hydrogensulfid pr. dag, ble behandlet som føl-ger.
1041 liter av det foreliggende reaksjonsproduktmateriale ble ført inn i tårnet sammen med 1041 liter ferskvann. Naturgasstrømmen ble tillatt å komme i kontakt med skrubbetår-net på den vanlige, ubrutte måte.
Det foreliggende reaksjonsproduktmateriale ble fullstendig utbrukt i løpet av to måneder, og konsentrasjonen av hydrogensulfid i gassen ble bestemt. Konsentrasjonen av hydrogensulfid i gassen ble redusert til 0 ppm. Det brukte materiale lot seg lett drenere fra tårnet, og tårnet var straks klart for ny påfylling. Ingen rengjøring av tårnet var nødven-dig, dvs. det ble ikke dannet noen avsetninger under reaksjonen mellom reaksjonsproduktmaterialet og hydrogensulfid.
I sammenligningsøyemed ble det samme skrubbetårn på-fylt 2082 liter av nitrittmaterialet ifølge US patentskrift nr. 4.515.759 og 2082 liter ferskvann. Etter to måneder var hydrogensulfidinnholdet i gassen også i dette tilfellet redusert til 0 ppm. Imidlertid var det med nitrittsystemet nødven-dig med rengjøring med damp, hvilket tok 1-1,5 døgn, for å fjerne utfelt svovel og andre faste stoffer. Under denne ren-gjøring med damp var systemet ute av drift, slik at søtning av ytterligere mengder gass ikke kunne foretas.
Claims (13)
1. Fremgangsmåte for selektivt å redusere innholdet av hydrogensulfid og organiske sulfider i gassformige og/eller væskeformige hydrokarbonholdige strømmer, spesielt gassformige strømmer, eventuelt i nærvær av metanol og/eller glykol, karakterisert ved at strømmene bringes i kontakt med et materiale som omfatter et reaksjonsprodukt dannet ved reaksjon mellom et monoalkanolamin "med 1-6 karbonatomer og et aldehyd med 1-4 karbonatomer, ved bruk av et molforhold mellom monoalkanolamin og aldehyd på fra 1:0,25 til 1:1,5 og reaksjonstemperatur i området fra 54°C til 66°C.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det anvendes et reaksjonsprodukt dannet ved reaksjon mellom monoalkanolaminet og aldehydet i et molforhold på ca. 1:1.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at det anvendes et reaksjonsprodukt bestående av eller overveiende av et triazin.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at det anvendes et reaksjonsprodukt inneholdende triazinet og et bisoksazolidin i et molforhold på mellom 99:1 og 80:20.
5. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-4, karakterisert ved at det anvendes et reaksjonsprodukt av monoetanolamin og formaldehyd.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at det anvendes et reaksjonsprodukt bestående av eller overveiende av l,3,5-tri-(2-hydroksyetyl) -heksahydro-S-triazin.
7. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-6, karakterisert ved at det anvendes et reaksjonsprodukt som inneholder minst 70 vekt% tertiært amin.
8. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-7, karakterisert ved at materialet bringes i kontakt med strømmen inneholdende hydrogensulfid og/eller organiske sulfider ved temperaturer som ikke overskrider 93°C.
9. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-8, karakterisert ved at materialet bringes i kontakt med strømmen i et H2S-skrubbetårn.
10. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-8, karakterisert ved at materialet injiseres "in-line" i strømmen.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at materialet injiseres ved brønnhodet.
12. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-11, karakterisert ved at materialet anvendes i en mengde som er tilstrekkelig til praktisk talt fullstendig å fjerne alt hydrogensulfid i strømmen.
13. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-11, karakterisert ved at materialet anvendes i en mengde som er tilstrekkelig til å redusere innholdet av hydrogensulfid i strømmen til 3 ppm eller mindre.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US28935288A | 1988-12-23 | 1988-12-23 | |
PCT/US1989/005742 WO1990007467A1 (en) | 1988-12-23 | 1989-12-21 | Composition and method for sweetening hydrocarbons |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO903477D0 NO903477D0 (no) | 1990-08-07 |
NO903477L NO903477L (no) | 1990-08-07 |
NO300697B1 true NO300697B1 (no) | 1997-07-07 |
Family
ID=23111165
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO903477A NO300697B1 (no) | 1988-12-23 | 1990-08-07 | Fremgangsmåte for selektivt å redusere innholdet av hydrogensulfid og organiske sulfider i gassformige og/eller væskeformige hydrokarbonströmmer |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0408700B1 (no) |
AT (1) | ATE126092T1 (no) |
AU (1) | AU619375B2 (no) |
DE (1) | DE68923793T2 (no) |
MX (1) | MX172932B (no) |
NO (1) | NO300697B1 (no) |
RU (1) | RU2080909C1 (no) |
WO (1) | WO1990007467A1 (no) |
Families Citing this family (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5480860A (en) * | 1988-12-23 | 1996-01-02 | Petrolite Corporation | Methods for reducing sulfides in sewage gas |
US5314672A (en) * | 1992-05-22 | 1994-05-24 | Sweetchem Corp. | Composition and method for sweetening hydrocarbons |
US5354453A (en) * | 1993-04-13 | 1994-10-11 | Exxon Chemical Patents Inc. | Removal of H2 S hydrocarbon liquid |
CA2125513A1 (en) * | 1993-07-30 | 1995-01-31 | Kishan Bhatia | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon streams |
US6267938B1 (en) | 1996-11-04 | 2001-07-31 | Stanchem, Inc. | Scavengers for use in reducing sulfide impurities |
GB0031710D0 (en) * | 2000-12-27 | 2001-02-07 | Dyno Oil Field Chemicals | Process for the reduction or elimination of hydrogen sulphide |
FR2882942B1 (fr) | 2005-03-09 | 2007-06-15 | Inst Francais Du Petrole | Procede perfectionne de traitement d'un gaz contenant de l'hydrogene sulfure et du dioxyde de soufre |
CN101502741B (zh) | 2009-02-16 | 2011-01-05 | 北京博源恒升高科技有限公司 | 聚乙二醇脱除气体中SOx的方法 |
US20120012506A1 (en) * | 2010-07-14 | 2012-01-19 | Compton Dennis R | Method of removing hydrogen sulfide |
RU2459861C2 (ru) * | 2010-09-06 | 2012-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПЛАСТНЕФТЕХИМ" | Нейтрализатор/поглотитель сероводорода и летучих маркаптанов |
FR2969503A1 (fr) * | 2010-12-23 | 2012-06-29 | IFP Energies Nouvelles | Procede cyclique d'elimination des composes acides d'une fumee de combustion au moyen d'une solution absorbante a base d'amines et de derives carbonyles |
BR112015015890A2 (pt) | 2013-01-30 | 2017-07-11 | Ecolab Usa Inc | sequestrantes de sulfeto de hidrogênio |
CN103432890B (zh) | 2013-09-10 | 2015-12-09 | 北京博源恒升高科技有限公司 | 改性聚乙二醇脱除气体中SOx的方法 |
CN103495340B (zh) | 2013-10-15 | 2015-11-18 | 北京博源恒升高科技有限公司 | 复合醇胺类溶液脱除气体中SOx的方法 |
CN103611391B (zh) | 2013-12-12 | 2016-01-20 | 北京博源恒升高科技有限公司 | 乙二醇类复合溶液脱除气体中SOx的方法 |
CN103623689B (zh) | 2013-12-12 | 2016-06-29 | 北京博源恒升高科技有限公司 | 多元醇复合溶液脱除气体中SOx的方法 |
DK3286175T3 (da) | 2015-04-22 | 2021-01-04 | Ecolab Usa Inc | Udvikling af højtemperaturstabil scavenger til fjernelse af hydrogensulfid |
WO2017044248A1 (en) | 2015-09-08 | 2017-03-16 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
FR3045058B1 (fr) * | 2015-12-11 | 2017-12-29 | Ifp Energies Now | Nouvelles polyamines, leur procede de synthese et leur utilisation pour l'elimination selective de l'h2s d'un effluent gazeux comprenant du co2 |
DE102015121689A1 (de) * | 2015-12-14 | 2017-06-14 | Schülke & Mayr GmbH | Verwendung von Zusammensetzungen mit einem Gehalt an 3,3'-Methylenbis(5-methyloxazolidin) bei der Entfernung von Schwefelverbindungen aus Prozessströmen |
MX2018008483A (es) | 2016-01-08 | 2018-11-09 | Dorf Ketal Chemicals India Private Ltd | Fijadores de sulfuro de hidrogeno a base de nitrogeno y metodo de uso de los mismos. |
DE102016113930A1 (de) | 2016-07-28 | 2018-02-01 | Schülke & Mayr GmbH | Kondensationsprodukt aus 1-Aminopropan-2-ol und Formaldehyd und dessen Verwendung zur Verminderung der Menge von Schwefelwasserstoff in Flüssigkeiten und Gasen |
DE102016117399A1 (de) | 2016-09-15 | 2018-03-15 | Schülke & Mayr GmbH | Verwendung von zusammensetzungen mit einem gehalt an kondensationsprodukt von 1-aminopropan-2-ol und formaldehyd bei der entfernung von schwefelverbindungen aus prozessströmen |
RU2625159C1 (ru) * | 2016-11-22 | 2017-07-12 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка паровой конверсии сернистого углеводородного газа |
CA3069435A1 (en) | 2017-07-13 | 2019-01-17 | Ecolab Usa Inc. | Method of removing a sulfur containing compound by adding a composition |
CN109011931B (zh) * | 2018-06-24 | 2021-01-19 | 盐城市兰丰环境工程科技有限公司 | 一种脱硫脱硝除尘一体化设备 |
EP3914676A1 (en) | 2019-01-23 | 2021-12-01 | ChampionX USA Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a michael acceptor |
WO2021151083A1 (en) | 2020-01-23 | 2021-07-29 | Championx Usa Inc. | Compositions of heterocyclic compounds and uses as sulfidogenesis inhibitors |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4102270A (en) * | 1951-05-08 | 1978-07-25 | Martin Marietta Corporation | Disposable booster |
US2761818A (en) * | 1952-09-24 | 1956-09-04 | Tidewater Oil Company | Recovery of ethanolamines |
US2776870A (en) * | 1953-11-27 | 1957-01-08 | Union Oil Co | Corrosion prevention in gas recovery systems |
US2860030A (en) * | 1954-12-17 | 1958-11-11 | Phillips Petroleum Co | Recovery of hydrogen sulfide and/or carbon dioxide substantially free from hydrocarbons and substantially pure hydrocarbons by chemical treatment of an impure hydrocarbon stream |
US4112049A (en) * | 1977-03-18 | 1978-09-05 | The Dow Chemical Company | Absorption of sulfur compounds from gas streams |
US4107270A (en) * | 1977-06-20 | 1978-08-15 | Combustion Engineering, Inc. | Process for simultaneous removal of hydrogen sulfide and water from a gas mixture without substantial removal of carbon dioxide or hydrocarbons |
US4436713A (en) * | 1982-09-30 | 1984-03-13 | Shell Oil Company | Method of removing hydrogen sulfide from gases utilizing a polyvalent metal chelate of nitrilotriacetic acid and regenerating the solution in a fuel cell |
US4443423A (en) * | 1982-09-30 | 1984-04-17 | Shell Oil Company | Method of removing hydrogen sulfide from gases utilizing a polyvalent metal chelate solution and electrolytically regenerating the solution |
US4748011A (en) * | 1983-07-13 | 1988-05-31 | Baize Thomas H | Method and apparatus for sweetening natural gas |
-
1989
- 1989-12-21 AU AU48221/90A patent/AU619375B2/en not_active Ceased
- 1989-12-21 AT AT90901444T patent/ATE126092T1/de not_active IP Right Cessation
- 1989-12-21 RU SU894830969A patent/RU2080909C1/ru active
- 1989-12-21 WO PCT/US1989/005742 patent/WO1990007467A1/en not_active Application Discontinuation
- 1989-12-21 EP EP90901444A patent/EP0408700B1/en not_active Revoked
- 1989-12-21 DE DE68923793T patent/DE68923793T2/de not_active Revoked
- 1989-12-22 MX MX018885A patent/MX172932B/es unknown
-
1990
- 1990-08-07 NO NO903477A patent/NO300697B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE68923793T2 (de) | 1996-04-04 |
AU4822190A (en) | 1990-08-01 |
NO903477D0 (no) | 1990-08-07 |
WO1990007467A1 (en) | 1990-07-12 |
EP0408700A1 (en) | 1991-01-23 |
EP0408700A4 (en) | 1991-07-24 |
MX172932B (es) | 1994-01-24 |
DE68923793D1 (de) | 1995-09-14 |
ATE126092T1 (de) | 1995-08-15 |
EP0408700B1 (en) | 1995-08-09 |
AU619375B2 (en) | 1992-01-23 |
RU2080909C1 (ru) | 1997-06-10 |
NO903477L (no) | 1990-08-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO300697B1 (no) | Fremgangsmåte for selektivt å redusere innholdet av hydrogensulfid og organiske sulfider i gassformige og/eller væskeformige hydrokarbonströmmer | |
US4978512A (en) | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
US5462721A (en) | Hydrogen sulfide scavenging process | |
US5688478A (en) | Method for scavenging sulfides | |
CA2661124C (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
EP0938363B1 (en) | Method for removing sulfides from fluid streams | |
Polasek et al. | Selecting amines for sweetening units. | |
US6117310A (en) | Process for treating a hydrocarbon substrate with a bisoxazolidine hydrogen sulfide scavenger | |
WO2003089116A1 (en) | Removal of h2s and/or mercaptans from supercritical and/or liquid co2 | |
CA2117279C (en) | Composition and method for sweetening hydrocarbons | |
WO1998050135A1 (en) | Regeneration of sulfide scavengers | |
US20210198583A1 (en) | Composition and method for elimination of hydrogen sulfide and mercaptans | |
Saji | Research advancements in sulfide scavengers for oil and gas sectors | |
US8512449B1 (en) | Oil-soluble triazine sulfide scavenger | |
CA2603022A1 (en) | Formulation for hydrogen sulphide scavenging from hydrocarbon streams and use thereof | |
WO2018218641A1 (en) | Method of mitigation of tramp amines in application of h2s scavengers | |
CA2177408C (en) | Abatement of hydrogen sulfide with an aldehyde ammonia trimer | |
US20110195006A1 (en) | Sour-gas sweetening solutions and methods | |
WO2005097300A1 (en) | Removal of mercaptans and related compounds form hydrocarbons | |
EP0882778A2 (en) | Composition and method for sweetening gaseous or liquid hydrocarbons, aqueous systems and mixtures thereof | |
Khakdaman et al. | Revamping of gas refineries using amine blends | |
US5472638A (en) | Corrosion inhibitor | |
RU2349627C2 (ru) | Средство для удаления сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов и способ его использования | |
Khan et al. | Selection of Amine in natural gas sweetening process for Acid Gases removal: A review of recent studies | |
Lunsford et al. | Decreasing contactor temperature could increase performance |