RU2370508C1 - Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser - Google Patents
Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser Download PDFInfo
- Publication number
- RU2370508C1 RU2370508C1 RU2008120240/04A RU2008120240A RU2370508C1 RU 2370508 C1 RU2370508 C1 RU 2370508C1 RU 2008120240/04 A RU2008120240/04 A RU 2008120240/04A RU 2008120240 A RU2008120240 A RU 2008120240A RU 2370508 C1 RU2370508 C1 RU 2370508C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- formaldehyde
- urea
- neutralizer
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода в углеводородных и/или водных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и других отраслях промышленности для очистки сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов и их фракций (нефтепродуктов), пластовых, сточных вод и технологических жидкостей (жидкости глушения скважин, буровых растворов и т.п.), а также попутных нефтяных и природных газов.The invention relates to the field of neutralization of hydrogen sulfide in hydrocarbon and / or aqueous media with chemical reagents, neutralizers and can be used in oil and gas production, oil and gas processing and other industries for the purification of hydrogen sulfide-containing oils, gas condensates and their fractions (oil products), formation, waste water and process liquids ( killing fluids, drilling fluids, etc.), as well as associated petroleum and natural gases.
Известен способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и меркаптанов путем обработки исходного сырья водным раствором гексаметилентетрамина (ГМТА) при температуре 100-350°F. При этом ГМТА преимущественно используют в виде ~ 40%-ного водного раствора, предварительно полученного взаимодействием аммиака с ~ 37%-ным водным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении около 1:1,5 (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).A known method of purification of oil and oil products from hydrogen sulfide and mercaptans by processing the feedstock with an aqueous solution of hexamethylenetetramine (HMTA) at a temperature of 100-350 ° F. In this case, HMTA is mainly used in the form of a ~ 40% aqueous solution, previously obtained by the interaction of ammonia with a ~ 37% aqueous formaldehyde solution (formalin) in a molar ratio of about 1: 1.5 (US Pat. No. 5213680, C10G 29 / 20, 1993).
Однако применяемый в указанном способе нейтрализатор обладает низкой реакционной способностью и не обеспечивает эффективную очистку нефти от сероводорода при обычных температурах, в результате чего требуется проведение процесса очистки при повышенных температурах (выше 80-100°С) и высоком расходе нейтрализатора. Высокое содержание воды ( ~ 60%) в составе указанного нейтрализатора и его повышенный расход на очистку приводят к увеличению содержания воды в обработанной нефти выше уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002 с изм. 1 от 01.01.2006 г.) и к необходимости проведения дополнительного обезвоживания очищенной нефти.However, the neutralizer used in this method has a low reactivity and does not provide effective oil purification from hydrogen sulfide at ordinary temperatures, as a result of which a cleaning process is required at elevated temperatures (above 80-100 ° C) and a high consumption of the neutralizer. The high water content (~ 60%) in the composition of the specified converter and its increased consumption for refining lead to an increase in the water content in the treated oil above the level of modern requirements (GOST R 51858-2002 with amendment 1 from 01.01.2006) and to the need conducting additional dehydration of refined oil.
Известно средство для нейтрализации сероводорода в нефти и нефтепродуктах, представляющее собой продукт взаимодействия алкиленполиамина, преимущественно диэтилентриамина, с формалином в мольном соотношении от 1:1 до 1:14, предпочтительно от 1:1 до 1:3 (пат. США №5284576, C10G 29/20, 1994 г.).Known means for neutralizing hydrogen sulfide in oil and petroleum products, which is the product of the interaction of alkylene polyamine, mainly diethylene triamine, with formalin in a molar ratio of from 1: 1 to 1:14, preferably from 1: 1 to 1: 3 (US Pat. No. 5284576, C10G 29/20, 1994).
Однако указанный реагент также не обладает достаточно высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду. Другими его недостатками являются высокие содержание воды и стоимость (из-за применения в качестве сырья для его производства водного раствора формальдегида и дорогостоящего диэтилентриамина).However, this reagent also does not have a sufficiently high neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide. Other disadvantages are its high water content and cost (due to the use of an aqueous solution of formaldehyde and expensive diethylene triamine as a raw material for its production).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов путем обработки при 15-70°С поглотительными растворами, содержащими формальдегид, метанол, уротропин (гексаметилентетрамин), воду и водный аммиак, взятыми из расчета 0,09-0,3 моль уротропина и 0,8-3,5 моль формальдегида на 1 моль сероводородной и меркаптановой серы. В преимущественном варианте выполнения известный нейтрализатор представляет собой 10-30%-ный раствор уротропина в формалине, содержащем 30-50% формальдегида, 4-12% метанола и воду (остальное). В другом варианте выполнения нейтрализатор представляет собой композицию состава, маc.%: формальдегид 20-30, уротропин 3-30, аммиак 0,5-6, метанол 3-10 и вода 40-60 (пат. РФ №2269567, C10G 29/20, 2006 г.).Closest to the proposed invention is a method of purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide and mercaptans by treating at 15-70 ° C absorption solutions containing formaldehyde, methanol, urotropine (hexamethylenetetramine), 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 1 mol of hydrogen sulfide and mercaptan sulfur. In an advantageous embodiment, the known neutralizer is a 10-30% solution of urotropine in formalin containing 30-50% formaldehyde, 4-12% methanol and water (the rest). In another embodiment, the neutralizer is a composition composition, wt.%: Formaldehyde 20-30, urotropine 3-30, ammonia 0.5-6, methanol 3-10 and water 40-60 (US Pat. RF No. 2269567, C10G 29 / 20, 2006).
Растворы уротропина в формалине обладают более высокой реакционной способностью по сравнению с его водными растворами (пат. США №5213680, 1993 г.), что позволяет провести процесс очистки при обычных температурах подготовки сернистых нефтей (15-70°С, предпочтительно 45-60°С), т.е. без дополнительного нагрева обрабатываемой нефти. Однако предложенные растворы уротропина при обычных температурах (15-30°С) также недостаточно эффективно нейтрализуют сероводород и меркаптаны. Так, при 40-50°С требуемое время обработки нефти нейтрализатором составляет 1,5-2,5 часа, а при 15-22°С - от 8 до 20 часов (см. с.5 и табл.1 описания пат. РФ №2269567), т.е. требуется использование крупногабаритных аппаратов - реакторов. Кроме того, предложенные растворы уротропина в формалине являются нетехнологичными продуктами для применения в промысловых условиях в зимнее время из-за высокой температуры их застывания (0°С и выше в зависимости от концентрации уротропина в растворе). Учитывая суровые климатические условия в большинстве нефтедобывающих регионах страны и соответственно жесткие требования нефтяной отрасли к химреагентам по температуре их застывания, требуется создание эффективного и технологичного нейтрализатора с низкой температурой застывания. Кроме того, известный нейтрализатор содержит в своем составе значительное количество воды (40-60%), что приводит к повышению содержания воды в обработанной нейтрализатором нефти и, следовательно, необходимости ее дополнительного обезвоживания до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858). Следует также указать, что вода, содержащаяся в составе известных нейтрализаторов на основе формалина, не участвует в реакциях нейтрализации, т.е. является нежелательным (балластным) их компонентом. В связи с этим применение нейтрализатора с высоким содержанием воды приводит к необходимости транспортирования, хранения и дозировки больших объемов реагента и, следовательно, к высоким затратам на очистку добываемых сероводородсодержащих нефтей. Таким образом, создание эффективного и технологичного нейтрализатора с низкими температурой застывания и содержанием воды, обеспечивающего снижение расхода реагента на очистку нефти, является актуальной задачей. Изобретением решается также задача расширения ассортимента эффективных и технологичных средств для нейтрализации сероводорода, и повышения степени очистки углеводородных и водных сред от сероводорода.Solutions of urotropine in formalin have a higher reactivity compared to its aqueous solutions (US Pat. US No. 5213680, 1993), which allows the purification process to be carried out at normal temperatures for the preparation of sulfur oils (15-70 ° C, preferably 45-60 ° C), i.e. without additional heating of the processed oil. However, the proposed solutions of urotropine at ordinary temperatures (15-30 ° C) also do not sufficiently effectively neutralize hydrogen sulfide and mercaptans. So, at 40-50 ° C, the required time for oil treatment with a neutralizer is 1.5-2.5 hours, and at 15-22 ° C - from 8 to 20 hours (see p.5 and table 1 of the description of US Pat. No. 2269567), i.e. requires the use of large-sized apparatus - reactors. In addition, the proposed solutions of urotropine in formalin are non-technological products for use in field conditions in the winter due to their high pour point (0 ° C and higher depending on the concentration of urotropine in the solution). Given the harsh climatic conditions in most oil-producing regions of the country and, accordingly, the stringent requirements of the oil industry for chemicals in terms of their solidification temperature, it is necessary to create an effective and technological catalyst with a low pour point. In addition, the known neutralizer contains a significant amount of water (40-60%), which leads to an increase in the water content in the oil treated with the neutralizer and, therefore, the need for its additional dehydration to the level of modern requirements (GOST R 51858). It should also be noted that the water contained in the known formalin-based neutralizers does not participate in neutralization reactions, i.e. is their undesirable (ballast) component. In this regard, the use of a catalyst with a high water content leads to the need for transportation, storage and dosage of large volumes of the reagent and, therefore, to high costs for the purification of produced hydrogen sulfide-containing oils. Thus, the creation of an effective and technological catalyst with a low pour point and water content, which ensures a reduction in the consumption of reagent for oil refining, is an urgent task. The invention also solves the problem of expanding the range of effective and technologically advanced means for neutralizing hydrogen sulfide, and increasing the degree of purification of hydrocarbon and aqueous media from hydrogen sulfide.
Поставленная задача решается тем, что нейтрализатор сероводорода, включающий органический амин и формальдегидсодержащий продукт, в качестве последнего он содержит карбамидоформальдегидный концентрат (КФК) - продукт конденсации карбамида с газообразным формальдегидом в мольном соотношении 1:(4-6) при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that a hydrogen sulfide neutralizer, including an organic amine and formaldehyde-containing product, as the latter it contains a urea-formaldehyde concentrate (CPK) - a condensation product of urea with gaseous formaldehyde in a molar ratio of 1: (4-6) in the following ratio of components, wt. %:
В преимущественном варианте выполнения изобретения заявляемый реагент-нейтрализатор дополнительно содержит органический растворитель и, необязательно, неорганическое основание (щелочной агент) и бактерицидный препарат, обладающий бактерицидным действием по отношению к сульфатвосстанавливающим бактериям (СВБ), при следующем соотношении компонентов, маc.%:In an advantageous embodiment of the invention, the inventive neutralizing agent additionally contains an organic solvent and, optionally, an inorganic base (alkaline agent) and a bactericidal preparation having a bactericidal action against sulfate-reducing bacteria (SBA), in the following ratio, wt.%:
В качестве органического амина предлагаемый нейтрализатор содержит жидкие третичный, вторичный, первичный амин или полиамин, или их смеси, преимущественно алканоламины, алкиламины, алкилалканоламины, бензиламин, N,N-диметилбензиламин, N-метиланилин, N,N-диметиланилин, N,N-диметилпропилендиамин, этилендиамин, полиэтиленполиамины, морфолин или их смеси, а в качестве неорганического основания - гидроксид и/или карбонаты щелочного металла, преимущественно гидроксид натрия или калия, или щелочной сток производства капролактама (ЩСПК). В качестве органического растворителя он преимущественно содержит алифатические спирты C1-C5 нормального и/или изостроения (предпочтительно метанол, этанол, изопропанол и/или метанольно-альдегидную фракцию производства бутиловых спиртов) и/или этил-, бутилцеллозольв. В качестве бактерицида нейтрализатор преимущественно содержит бактерицидный препарат марки «Бакцид» на основе тримера этаноламина и/или «Сонцид» на основе 1,3-оксазолидина.As an organic amine, the proposed catalyst contains liquid tertiary, secondary, primary amine or polyamine, or mixtures thereof, mainly alkanolamines, alkylamines, alkylalkanolamines, benzylamine, N, N-dimethylbenzylamine, N-methylaniline, N, N-dimethylaniline, N, N- dimethylpropylenediamine, ethylenediamine, polyethylene polyamines, morpholine or mixtures thereof, and as an inorganic base - alkali metal hydroxide and / or carbonates, mainly sodium or potassium hydroxide, or alkaline effluent of caprolactam production (SHSPK). As an organic solvent, it advantageously contains normal and / or iso-construction aliphatic alcohols C 1 -C 5 (preferably methanol, ethanol, isopropanol and / or the methanol-aldehyde fraction of the production of butyl alcohols) and / or ethyl, butyl cellosolve. As a bactericide, the neutralizer mainly contains a bactericidal preparation of the brand “Bacid” based on the ethanolamine trimer and / or “Soncid” based on 1,3-oxazolidine.
Поставленная задача повышения степени очистки углеводородных, водных сред от сероводорода достигается путем обработки исходного сырья - нефти, водонефтяных эмульсий, нефтепродуктов, углеводородных газов, пластовых, сточных вод и технологических жидкостей вышеуказанным(ыми) составом(ами), взятым из расчета не менее 2 г на 1 г нейтрализуемых сероводорода, предпочтительно не менее 3 г/г. При этом обработку проводят при температуре 10-90°С, предпочтительно при 20-70°С, и атмосферном или повышенном давлении.The task to increase the degree of purification of hydrocarbon, aqueous media from hydrogen sulfide is achieved by processing the feedstock - oil, oil-water emulsions, oil products, hydrocarbon gases, produced, waste water and process fluids with the above composition (s), taken from the calculation of at least 2 g per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide, preferably at least 3 g / g The treatment is carried out at a temperature of 10-90 ° C, preferably at 20-70 ° C, and atmospheric or elevated pressure.
Предлагаемые композиции в обычных условиях представляют собой однородную жидкость от бесцветного до коричневого цвета плотностью в пределах 1,0-1,32 г/см3, величиной показателя рН от 8 до 13 (в зависимости от содержания щелочного агента), температурой застывания минус 23-40°С и ниже (в зависимости от содержания органического растворителя).The proposed composition under normal conditions is a homogeneous liquid from colorless to brown in density between 1.0-1.32 g / cm 3 , pH from 8 to 13 (depending on the content of alkaline agent), pour point minus 23- 40 ° C and below (depending on the content of organic solvent).
Композицию готовят путем смешения исходных компонентов при обычной температуре (10-40°С). В качестве формальдегидсодержащего сырья преимущественно используют карбамидоформальдегидный концентрат марки «КФК-80» или «КФК-85» (ТУ 2181-032-00203803-2003 или ТУ 2494-002-52185836-2006), или марки «КФК» (ТУ У 6-05761614.005-96), техническая характеристика которых приведена в таблице 1. Указанные карбамидоформальдегидные концентраты получают каталитическим окислением метанола в формальдегид с последующей абсорбцией формальдегида из контактных газов раствором карбамида. Карбамидоформальдегидные концентраты применяются в качестве формальдегидсодержащего сырья (полупродукта) для производства высококачественных и экологичных карбамидоформальдегидных смол (пат. РФ №№2297428, 2305685 и др.) и в качестве антислеживающей добавки для обработки гранулированных азотных удобрений (карбамида). Для приготовления нейтрализатора может быть использован также карбамидоформальдегидный концентрат, модифицированный на стадии синтеза 1-15% уроновых соединений и содержащий 65-85% формальдегида и его соединений с карбамидом в мольном соотношении (4-6):1 (пат. РФ №2136703, 1999 г.).The composition is prepared by mixing the starting components at ordinary temperature (10-40 ° C). As formaldehyde-containing raw materials, urea-formaldehyde concentrate of the KFK-80 or KFK-85 brand (TU 2181-032-00203803-2003 or TU 2494-002-52185836-2006) or the KFK brand (TU U 6- 05761614.005-96), the technical characteristics of which are shown in Table 1. These urea-formaldehyde concentrates are obtained by the catalytic oxidation of methanol to formaldehyde, followed by the absorption of formaldehyde from contact gases with a urea solution. Urea-formaldehyde concentrates are used as formaldehyde-containing raw materials (intermediate) for the production of high-quality and environmentally friendly urea-formaldehyde resins (US Pat. RF No. 2297428, 2305685, etc.) and as an anti-caking additive for the treatment of granular nitrogen fertilizers (urea). A urea-formaldehyde concentrate modified at the stage of synthesis of 1-15% uronic compounds and containing 65-85% formaldehyde and its compounds with urea in a molar ratio of (4-6): 1 (US Pat. RF No. 2136703, 1999) can also be used to prepare a neutralizer. g.).
В качестве органического амина и щелочного агента композиции преимущественно используют технические триэтиламин, диэтиламин, триэтаноламин, моноэтаноламин, метилдиэтаноламин, диметилэтаноламин, метиланилин, диметиланилин, диметилпропилендиамин, этилендиамин, полиэтиленполиамины и гидроксид натрия. В качестве органического растворителя - метанол, этанол, изопропанол или метанольно-альдегидную фракцию (ТУ 2421-111-05766575-2003), являющуюся отходом производства бутиловых спиртов и имеющую следующий состав, маc.%: метанол 69,7-76,4, вода 1,2-3,4, масляные альдегиды 4,6-5,6 и эфиры - остальное (пат. РФ №2278145, 2006 г.). В качестве бактерицидной добавки преимущественно используют бактерицидный препарат марки «Бакцид» (ТУ 2484-010-05744685-96), содержащий тример на основе этаноламина общей формулы С9Н21N3О3 и представляющий собой жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета или «Сонцид» (ТУ 2458-012-00151816-99) на основе 1,3-оксазолидина, представляющий собой жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета.As the organic amine and alkaline agent of the composition, technical triethylamine, diethylamine, triethanolamine, monoethanolamine, methyldiethanolamine, dimethylethanolamine, methylaniline, dimethylaniline, dimethylpropylenediamine, ethylenediamine, polyethylene polyamines and sodium hydroxide are mainly used. As an organic solvent, methanol, ethanol, isopropanol or a methanol-aldehyde fraction (TU 2421-111-05766575-2003), which is a waste product from butyl alcohols and having the following composition, wt.%: Methanol 69.7-76.4, water 1.2-3.4, oil aldehydes 4.6-5.6 and ethers - the rest (US Pat. RF No. 2278145, 2006). A bactericidal preparation of the Baktsid brand (TU 2484-010-05744685-96) containing a trimer based on ethanolamine of the general formula C 9 H 21 N 3 O 3 and representing a liquid from light yellow to light brown is predominantly used as a bactericidal additive. colors or “Soncid” (TU 2458-012-00151816-99) based on 1,3-oxazolidine, which is a liquid from light yellow to dark brown in color.
Указанные виды сырья производятся в промышленных масштабах и являются доступными продуктами, т.е. с точки зрения обеспеченности сырьем предлагаемый нейтрализатор является промышленно применимым. Следует указать, что в качестве органического растворителя могут быть использованы товарные пропанол, бутанолы, этилцеллозольв, бутилцеллозольв, диметилформамид, диметилацетамид. Однако они являются сравнительно дорогостоящими продуктами.These types of raw materials are produced on an industrial scale and are affordable products, i.e. from the point of view of the availability of raw materials, the proposed catalyst is industrially applicable. It should be noted that commodity propanol, butanols, ethyl cellosolve, butyl cellosolve, dimethylformamide, dimethylacetamide can be used as an organic solvent. However, they are relatively expensive products.
Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике в данной области нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и наличию свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям «новизна» и «изобретательский уровень».An analysis of the known technical solutions selected in the search process showed that in science and technology in this area there is no object similar in terms of the claimed combination of features and the presence of properties, which allows us to conclude that its criteria are “novelty” and “inventive step”.
Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию «промышленная применимость» ниже приведены конкретные примеры приготовления нейтрализатора (примеры 1-6) и способа его использования для очистки углеводородных и водных сред от сероводорода (примеры 7-13).To prove the compliance of the claimed object with the criterion of "industrial applicability" below are specific examples of the preparation of the neutralizer (examples 1-6) and the method of its use for purification of hydrocarbon and aqueous media from hydrogen sulfide (examples 7-13).
Пример 1. В емкость, снабженную мешалкой, загружают 95 г карбамидоформальдегидного концентрата марки «КФК-80», содержащего 57,3% общего формальдегида, 23,1% общего карбамида, 0,3% метанола и 19,3% воды и имеющего мольное соотношение формальдегид:карбамид 5:1. Затем в емкость при перемешивании вводят 5 г триэтиламина и полученную смесь дополнительно перемешивают при комнатной температуре до получения однородного продукта.Example 1. In a container equipped with a mixer, load 95 g of urea-formaldehyde concentrate brand "KFK-80" containing 57.3% of total formaldehyde, 23.1% of total urea, 0.3% of methanol and 19.3% of water and having molar formaldehyde: urea ratio 5: 1. Then 5 g of triethylamine is introduced into the container with stirring and the resulting mixture is further stirred at room temperature until a homogeneous product is obtained.
Пример 2. К 85 г «КФК-80» при перемешивании добавляют 15 г триэтиламина и полученную смесь перемешивают до получения однородного продукта.Example 2. To 85 g of "KFK-80" with stirring, add 15 g of triethylamine and the resulting mixture is stirred until a homogeneous product.
Пример 3. К 80 г «КФК-80» при перемешивании добавляют 13 г метилового спирта (МС), а затем 7 г смеси триэтаноламина (ТЭА), диэтаноламина (ДЭА) и моноэтаноламина (МЭА). Полученную смесь перемешивают до получения однородного продукта.Example 3. To 80 g of KFK-80, 13 g of methyl alcohol (MS) are added with stirring, followed by 7 g of a mixture of triethanolamine (TEA), diethanolamine (DEA) and monoethanolamine (MEA). The resulting mixture was stirred until a homogeneous product.
Пример 4. К 70 г «КФК-80» при перемешивании добавляют 24,5 г этилового спирта (ЭС), а затем 0,5 г гидроксида натрия и 5 г метилдиэтаноламина (МДЭА). Смесь дополнительно перемешивают до полного растворения гидроксида натрия.Example 4. To 70 g of KFK-80, 24.5 g of ethyl alcohol (ES) was added with stirring, followed by 0.5 g of sodium hydroxide and 5 g of methyldiethanolamine (MDEA). The mixture is further stirred until complete dissolution of sodium hydroxide.
Пример 5. К 60 г «КФК-80» при перемешивании добавляют 30,5 г изопропилового спирта (ИПС), а затем 0,5 г гидроксида натрия, 4 г смеси монометиланилина (ММА) и диметиланилина (ДМА) и 5 г бактерицида «Бакцид». Смесь перемешивают до полного растворения гидроксида натрия.Example 5. To 60 g of KFK-80, 30.5 g of isopropyl alcohol (IPA) is added with stirring, followed by 0.5 g of sodium hydroxide, 4 g of a mixture of monomethylaniline (MMA) and dimethylaniline (DMA) and 5 g of the bactericide Baktsid. " The mixture is stirred until complete dissolution of sodium hydroxide.
Пример 6. К 45 г «КФК-85», содержащего 60,2% формальдегида, 24,8% карбамида, 0,3% метанола и 14,7% воды и имеющего мольное соотношение формальдегид:карбамид 4,8:1, при перемешивании добавляют 29 г метилового спирта и 1 г гидроксида натрия. Затем вводят 10 г диметилпропилендиамина (ДМПД) и 15 г бактерицида «Сонцид 8101». Полученную смесь перемешивают до полного растворения гидроксида натрия.Example 6. To 45 g of "KFK-85" containing 60.2% formaldehyde, 24.8% urea, 0.3% methanol and 14.7% water and having a molar ratio of formaldehyde: urea 4.8: 1, with while stirring, 29 g of methyl alcohol and 1 g of sodium hydroxide are added. Then 10 g of dimethylpropylenediamine (DMPD) and 15 g of the Sonsid 8101 bactericide are introduced. The resulting mixture was stirred until complete dissolution of sodium hydroxide.
Компонентный состав нейтрализаторов, полученных по примерам 1-6, приведен в таблице 2.The component composition of the neutralizers obtained in examples 1-6 are shown in table 2.
Полученные композиции в нормальных условиях представляют собой однородные жидкости от бесцветного до желтого цвета, плотностью 1,06-1,23 г/см3, величиной показателя рН 9-12 и температурой застывания ниже минус 25°С.The resulting compositions under normal conditions are homogeneous liquids from colorless to yellow, with a density of 1.06-1.23 g / cm 3 , a pH of 9-12 and a pour point below minus 25 ° C.
Пример 7. Использование нейтрализатора по примеру 1 для нейтрализации сероводорода в нефти. В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,1 г нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл (92 г) высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,032 маc.% (320 ppm) сероводорода и 0,3 маc.% эмульсионной воды. Массовое соотношение нейтрализатор:сероводород в реакционной смеси составляет 3:1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 3 г/г. Реакционную смесь перемешивают при температуре 40°С в течение 3 ч и проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода, и рассчитывают степень очистки нефти. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 1 обладает высокой реакционной способностью и при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858).Example 7. The use of the Converter according to example 1 to neutralize hydrogen sulfide in oil. 0.1 g of the catalyst of Example 1 is introduced into a thermostatic reaction flask with a stirrer, then 100 ml (92 g) of high sulfur carbon oil containing 0.032 wt.% (320 ppm) hydrogen sulfide and 0.3 wt.% Emulsion water are charged. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the reaction mixture is 3: 1, i.e. the specific consumption of the converter (consumption coefficient) is 3 g / g. The reaction mixture is stirred at 40 ° C for 3 hours and a quantitative analysis of the oil for the content of residual hydrogen sulfide is carried out, and the degree of oil purification is calculated. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 99%, i.e. the proposed Converter according to example 1 has a high reactivity and with a flow rate of 3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil to the level of modern requirements (GOST R 51858).
Пример 8. Испытание нейтрализатора по примеру 2 на эффективность нейтрализации сероводорода в нефти проводят аналогично и в условиях примера 7, но при удельном расходе (расходном коэффициенте) нейтрализатора 2,8 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 96%, т.е. нейтрализатор по примеру 2 при расходном коэффициенте 2,8 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 8. The test of the Converter according to example 2 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in oil is carried out similarly and in the conditions of example 7, but with a specific consumption (flow coefficient) of the Converter 2.8 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 96%, i.e. the Converter according to example 2 at a flow rate of 2.8 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide in oil and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 9. Испытание нейтрализатора по примеру 3 проводят аналогично и в условиях примера 7 при расходном коэффициенте нейтрализатора 3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98%, т.е. нейтрализатор по примеру 3 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 9. The test of the Converter according to example 3 is carried out similarly and in the conditions of example 7 at a flow coefficient of the Converter 3 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 98%, i.e. the Converter according to example 3 at a flow rate of 3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 10. Испытание нейтрализатора по примеру 4 проводят аналогично и в условиях примера 7 при расходном коэффициенте нейтрализатора 3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 96%, т.е. нейтрализатор по примеру 4 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 10. The test of the Converter according to example 4 is carried out similarly and in the conditions of example 7 at a flow coefficient of the Converter 3 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 96%, i.e. the Converter according to example 4 at a flow rate of 3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 11. Испытание нейтрализатора по примеру 5 на эффективность нейтрализации сероводорода в мазуте проводят аналогично примеру 7, но при температуре 60°С и расходном коэффициенте 4 г/г. Степень очистки мазута от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 5 обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефтепродуктах (мазуте).Example 11. The test of the Converter according to example 5 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in fuel oil is carried out analogously to example 7, but at a temperature of 60 ° C and a flow rate of 4 g / g The degree of purification of fuel oil from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed catalyst according to example 5 provides effective neutralization of hydrogen sulfide in petroleum products (fuel oil).
Пример 12. Испытание нейтрализатора по примеру 2 на эффективность нейтрализации сероводорода в пластовой воде, содержащей 0,09 маc.% (106 мг/л) сероводорода и используемой в системе поддержания пластового давления (ППД), проводят аналогично примеру 7, но при комнатной температуре (23°С) и расходном коэффициенте 5 г/г. Степень очистки пластовой воды от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 2 обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в водных средах (пластовой воде).Example 12. The test of the Converter according to example 2 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in produced water containing 0.09 wt.% (106 mg / l) of hydrogen sulfide and used in the reservoir pressure maintenance system (RPM), is carried out analogously to example 7, but at room temperature (23 ° C) and a flow rate of 5 g / g. The degree of purification of produced water from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed catalyst according to example 2 provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in aqueous media (produced water).
Пример 13. Использование нейтрализатора по примеру 6 для очистки нефтяного газа от сероводорода. В стеклянный насадочный абсорбер, заполненный кольцами Рашига, диаметром 20 мм и высотой 500 мм загружают 40 мл нейтрализатора по примеру 6. Затем при комнатной температуре и атмосферном давлении пропускают через абсорбер нефтяной газ, содержащий 2,5 об.% сероводорода и 1 об.% диоксида углерода. Отходящий с верха абсорбера очищенный газ пропускают через склянку Дрекселя с 10%-ным водным раствором едкого натра для поглощения остаточного сероводорода. По окончании опыта раствор щелочи анализируют на содержание сульфидной серы методом потенциометрического титрования и рассчитывают остаточную концентрацию сероводорода в очищенном газе и степень очистки газа. Степень очистки газа от сероводорода составляет 99,99%.Example 13. The use of the Converter according to example 6 for the purification of petroleum gas from hydrogen sulfide. In a glass nozzle absorber filled with Rashig rings, with a diameter of 20 mm and a height of 500 mm, 40 ml of the neutralizer are charged as in Example 6. Then, at room temperature and atmospheric pressure, oil gas containing 2.5 vol.% Hydrogen sulfide and 1 vol.% Is passed through the absorber. carbon dioxide. The purified gas leaving the top of the absorber is passed through a Drexel flask with a 10% aqueous solution of sodium hydroxide to absorb residual hydrogen sulfide. At the end of the experiment, the alkali solution is analyzed for sulfide sulfur content by potentiometric titration and the residual concentration of hydrogen sulfide in the purified gas and the degree of gas purification are calculated. The degree of gas purification from hydrogen sulfide is 99.99%.
Сравнительный опыт показал, что при очистке нефтяного газа в условиях примера 13 с применением известного нейтрализатора (12%-ного раствора уротропина в формалине) степень очистки газа от сероводорода составляет 89%.Comparative experience showed that when cleaning oil gas in the conditions of example 13 using a known neutralizer (12% solution of urotropine in formalin), the degree of gas purification from hydrogen sulfide is 89%.
Сравнительный опыт также показал, что при очистке нефти, содержащей 320 ppm сероводорода, аналогично и в условиях примера 7, но с применением известного нейтрализатора (15%-ного раствора уротропина в формалине) при его удельном расходе 3 г/г степень очистки нефти от сероводорода составляет 88%.Comparative experience also showed that when refining oil containing 320 ppm hydrogen sulfide, similarly to the conditions of example 7, but using a known neutralizer (15% solution of urotropine in formalin) at a specific consumption of 3 g / g, the degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 88%.
Из приведенных в примерах 7-13 результатов экспериментов видно, что предлагаемый нейтрализатор по сравнению с известным обладает более высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и обеспечивает эффективную его нейтрализацию в нефти, водонефтяной эмульсии, нефтепродуктах, углеводородном газе и пластовой воде до уровня современных требований. Кроме того, предлагаемый нейтрализатор, в отличие от известного, имеет низкую температуру застывания (ниже минус 25°С), следовательно, обладает более высокой технологичностью и пригоден для применения в промысловых условиях в зимнее время. Предлагаемый нейтрализатор выгодно отличается от известного и низким содержанием воды (8-19% в предлагаемом и 40-50% в известном), и применение его для очистки подготовленной (обезвоженной) нефти незначительно увеличивает содержание воды в обработанной нейтрализатором нефти, в результате чего отпадает необходимость дополнительного обезвоживания очищенной нефти. Кроме того, согласно результатам предварительных испытаний на бактерицидное действие, предлагаемый нейтрализатор обладает достаточно высокой бактерицидной активностью по отношению к СВБ и, следовательно, может быть использован и в качестве бактерицида для подавления роста СВБ в нефтепромысловых средах.From the examples of experiments 7-13, it can be seen that the proposed catalyst, in comparison with the known one, has a higher reactivity with respect to hydrogen sulfide and ensures its effective neutralization in oil, oil-water emulsion, oil products, hydrocarbon gas and produced water to the level of modern requirements. In addition, the proposed Converter, in contrast to the known, has a low pour point (below minus 25 ° C), therefore, has a higher processability and is suitable for use in field conditions in the winter. The proposed converter favorably differs from the known one by its low water content (8-19% in the proposed and 40-50% in the known), and its use for refining prepared (dehydrated) oil does not significantly increase the water content in the oil treated with the neutralizer, as a result of which there is no need additional dehydration of refined oil. In addition, according to the results of preliminary tests for bactericidal action, the proposed catalyst has a sufficiently high bactericidal activity against SVB and, therefore, can be used as a bactericide to inhibit the growth of SVB in oilfield environments.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008120240/04A RU2370508C1 (en) | 2008-05-13 | 2008-05-13 | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008120240/04A RU2370508C1 (en) | 2008-05-13 | 2008-05-13 | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2370508C1 true RU2370508C1 (en) | 2009-10-20 |
Family
ID=41262934
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008120240/04A RU2370508C1 (en) | 2008-05-13 | 2008-05-13 | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2370508C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2479615C2 (en) * | 2011-07-12 | 2013-04-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
| RU2510615C2 (en) * | 2009-11-24 | 2014-04-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
| RU2522459C1 (en) * | 2013-04-05 | 2014-07-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
| RU2561169C1 (en) * | 2014-05-06 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Hydrogen sulphide neutraliser (scavenger) and method for use thereof |
| RU2800091C1 (en) * | 2022-12-26 | 2023-07-18 | Сергей Васильевич Афанасьев | Hydrogen sulfide neutralizer and method of using the same |
-
2008
- 2008-05-13 RU RU2008120240/04A patent/RU2370508C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2510615C2 (en) * | 2009-11-24 | 2014-04-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
| RU2479615C2 (en) * | 2011-07-12 | 2013-04-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
| RU2522459C1 (en) * | 2013-04-05 | 2014-07-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
| RU2561169C1 (en) * | 2014-05-06 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Hydrogen sulphide neutraliser (scavenger) and method for use thereof |
| 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 | |
| US7438877B2 (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
| RU2510615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| CN104955800B (en) | Hydrogen sulfide scavenger | |
| US5674377A (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| AU2010245644B2 (en) | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbon stream | |
| CN103403129B (en) | Use of alpha-amino ethers for the removal of hydrogen sulfide from hydrocarbons | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| RU2302523C1 (en) | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage | |
| CN111356514A (en) | Composition and method for eliminating hydrogen sulfide and mercaptan | |
| RU2466175C2 (en) | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2430956C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser and method of using said neutraliser | |
| US5958352A (en) | Abatement of hydrogen sulfide with an aldehyde ammonia trimer | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| CA3070600A1 (en) | Compositions and methods for remediating hydrogen sulfide and other contaminants in hydrocarbon based liquids and aqueous solutions without the formation of precipitates or scale | |
| RU2496853C2 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2619930C1 (en) | Method of cleaning hydrocarbonic media from hydrocarbon and mercaptanes | |
| RU2118649C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate | |
| RU2290427C1 (en) | Neutralizing agent of sulfurous compounds in petroleum, petroleum field media, petroleum pool waters and drilling fluids | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| RU2349627C2 (en) | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it | |
| RU2517709C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180514 |