RU2479615C2 - Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser - Google Patents
Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser Download PDFInfo
- Publication number
- RU2479615C2 RU2479615C2 RU2011128976/03A RU2011128976A RU2479615C2 RU 2479615 C2 RU2479615 C2 RU 2479615C2 RU 2011128976/03 A RU2011128976/03 A RU 2011128976/03A RU 2011128976 A RU2011128976 A RU 2011128976A RU 2479615 C2 RU2479615 C2 RU 2479615C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- oil
- mercaptans
- formalin
- neutraliser
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности для очистки сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов и их фракций (нефтепродуктов), а также технологических жидкостей (растворителей парафиноотложений и т.п.) и попутных нефтяных газов.The invention relates to the field of neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in hydrocarbon media with chemical reagents, neutralizers and can be used in the oil and gas extraction, oil and gas refining and petrochemical industries for the purification of hydrogen sulfide-containing oils, gas condensates and their fractions (oil products), as well as process liquids (solvents, paraffin deposits and t. n.) and associated petroleum gases.
Известно средство для нейтрализации сероводорода и меркаптанов в нефти и нефтепродуктах, представляющее собой продукт взаимодействия алкиленполиамина с формалином в мольном соотношении полиамин: формальдегид от 1:1 до 1:14, предпочтительно 1:1-3 (пат. США №5284576, C10G 29/20, 1994 г.).Known means for neutralizing hydrogen sulfide and mercaptans in oil and oil products, which is the product of the interaction of alkylene polyamine with formalin in a molar ratio of polyamine: formaldehyde from 1: 1 to 1:14, preferably 1: 1-3 (US Pat. No. 5284576, C10G 29 / 20, 1994).
Однако указанный реагент-нейтрализатор обладает невысокой нейтрализующей способностью и не обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и меркаптанов в нефти.However, the specified reagent-neutralizer has a low neutralizing ability and does not provide an effective neutralization of hydrogen sulfide and mercaptans in oil.
Известно также применение около 40%-ного водного раствора гексаметилентетрамина, предварительно полученного взаимодействием аммиака с формалином в мольном соотношении аммиак: формальдегид около 1:1,5, для очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и меркаптанов (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).It is also known the use of about 40% aqueous solution of hexamethylenetetramine, previously obtained by the interaction of ammonia with formalin in a molar ratio of ammonia: formaldehyde of about 1: 1.5, for the purification of petroleum and petroleum products from hydrogen sulfide and mercaptans (US Pat. No. 5213680, C10G 29 / 20, 1993).
Однако водные растворы гексаметилентетрамина обладают низкой реакционной способностью и не обеспечивают эффективную нейтрализацию сероводорода и меркаптанов в нефти при обычных температурах, в результате чего требуется проведение процесса очистки при повышенных температурах (выше 80-100°С) и высоком расходе нейтрализатора. Кроме того, известный нейтрализатор недостаточно технологичен для практического применения в промысловых условиях в зимнее время из-за сравнительно высокой температуры его застывания (около минус 15°С).However, aqueous solutions of hexamethylenetetramine have a low reactivity and do not provide effective neutralization of hydrogen sulfide and mercaptans in oil 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 a neutralizer. In addition, the known catalyst is not technologically advanced for practical use in field conditions in winter due to the relatively high pour point (about minus 15 ° C).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является нейтрализатор сероводорода и/или легких меркаптанов в углеводородных средах, включающий гексаметилентетрамин (уротропин), третичный аминоспирт, около 37%-ный раствор формальдегида - формалин, гидроксид и/или карбонат щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:Closest to the proposed invention is a neutralizer of hydrogen sulfide and / or light mercaptans in hydrocarbon media, including hexamethylenetetramine (urotropin), a tertiary amino alcohol, about 37% formaldehyde solution - formalin, hydroxide and / or alkali metal carbonate in the following ratio, wt. %:
При этом в качестве третичного аминоспирта известный нейтрализатор преимущественно содержит триэтаноламин и/или метилдиэтаноламин (пат. РФ №2302523, Е21В 43/22, 2007 г.).Moreover, as a tertiary amino alcohol, the known neutralizer mainly contains triethanolamine and / or methyldiethanolamine (US Pat. RF No. 2302523, ЕВВ 43/22, 2007).
Указанный нейтрализатор обладает более высокими нейтрализующей способностью (4-6 г/г сероводорода), биоцидной активностью и низкой температурой застывания (минус 30-42°С) в сравнении с около 40%-ным водным раствором гексаметилентетрамина (пат. США №5213680). Однако в связи с освоением крупных сероводородсодержащих нефтяных месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера с суровыми климатическими условиями, требуется создание нового более эффективного и технологичного нейтрализатора с низкой температурой застывания (не выше минус 50°С) для промысловой очистки добываемых нефтей от сероводорода и метил-, этилмеркаптанов до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002). Кроме того, известный нейтрализатор оказывает отрицательное влияние на ход и результат определения хлористых солей по стандартной методике ГОСТ 21534 (метод А), давая завышенное значение содержания хлористых солей в очищенной нефти.The specified Converter has a higher neutralizing ability (4-6 g / g of hydrogen sulfide), biocidal activity and low pour point (minus 30-42 ° C) in comparison with about 40% aqueous solution of hexamethylene tetramine (US Pat. US No. 5213680). However, in connection with the development of large hydrogen sulfide-containing oil fields located in regions of the Far North with harsh climatic conditions, it is necessary to create a new, more efficient and technologically advanced neutralizer with a low pour point (not higher than minus 50 ° С) for the field purification of extracted oil from hydrogen sulfide and methyl- ethyl mercaptans to the level of modern requirements (GOST R 51858-2002). In addition, the known catalyst has a negative effect on the course and result of the determination of chloride salts according to the standard method GOST 21534 (method A), giving an overestimated value of the content of chloride salts in the refined oil.
В основу настоящего изобретения положена задача создания на основе уротропина и формалина состава нейтрализатора, обладающего требуемой низкой температурой застывания и высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду и меркаптанам и не оказывающего отрицательного влияния на результат определения хлористых солей в очищенной нефти по ГОСТ 21534. Изобретением решается также задача расширения ассортимента высокоэффективных и технологичных средств для нейтрализации сероводорода и меркаптанов в углеводородных средах, а также для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах.The present invention is based on the task of creating, on the basis of urotropine and formalin, a neutralizer composition having the required low pour point and high neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide and mercaptans and not adversely affecting the determination of chloride salts in purified oil according to GOST 21534. The invention also solves the task of expanding the range of highly effective and technological means for neutralizing hydrogen sulfide and mercaptans in hydrocarbon media, and t also to suppress the growth of sulfate reducing bacteria (BSC) in oilfield environments.
Поставленная задача решается тем, что химический реагент-нейтрализатор сероводорода и/или легких меркаптанов, включающий уротропин, третичный аминоспирт и около 37%-ный раствор формальдегида - формалин, дополнительно содержит низший алифатический спирт, преимущественно метанол, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the chemical neutralizing agent of hydrogen sulfide and / or light mercaptans, including urotropine, tertiary amino alcohol and about 37% formaldehyde solution - formalin, additionally contains a lower aliphatic alcohol, mainly methanol, in the following ratio of components, wt.% :
В преимущественном варианте предлагаемый нейтрализатор дополнительно содержит параформальдегид (параформ) и, необязательно, щелочной агент, преимущественно гидроксид щелочного металла и/или третичный алкиламин, при следующем соотношении компонентов, мас.%:In an advantageous embodiment, the proposed catalyst further comprises paraformaldehyde (paraform) and, optionally, an alkaline agent, mainly alkali metal hydroxide and / or tertiary alkylamine, in the following ratio, wt.%:
В качестве третичного аминоспирта предлагаемый нейтрализатор преимущественно содержит триэтаноламин, диметилэтаноламин, диэтилэтаноламин или их смеси, а в качестве третичного алкиламина - триалкиламины С2-C8 и/или диметилалкиламины C8-С14. В качестве гидроксида щелочного металла он преимущественно содержит гидроксид натрия или калия.As a tertiary amino alcohol, the proposed catalyst mainly contains triethanolamine, dimethylethanolamine, diethylethanolamine or mixtures thereof, and as a tertiary alkylamine, C 2 -C 8 trialkylamines and / or C 8 -C 14 dimethylalkylamines. As the alkali metal hydroxide, it mainly contains sodium or potassium hydroxide.
Предлагаемые композиции в обычных условиях представляет собой жидкости от бесцветного до коричневого цвета плотностью 1,0-1,13 г/см3 и величиной показателя рН от 8 до 12. Данное техническое решение позволяет получить по существу новую, более эффективную и технологичную товарную форму нейтрализатора на основе формалина и уротропина с температурой застывания минус 50-55°С и ниже, пригодную для применения в промысловых условиях на нефтегазодобывающих предприятиях в регионах с суровыми климатическими условиями, причем в качестве реагента комплексного действия - нейтрализатора сероводорода, легких меркаптанов и бактерицида.The proposed composition under ordinary conditions is a colorless to brown liquid with a density of 1.0-1.13 g / cm 3 and a pH value of 8 to 12. This technical solution allows you to get essentially a new, more effective and technologically advanced form of the catalyst based on formalin and urotropin with a pour point of minus 50-55 ° C and below, suitable for use in field conditions at oil and gas companies in regions with severe climatic conditions, moreover, as a reagent ksnogo action - neutralizer of hydrogen sulfide, light mercaptans and bactericide.
Неожиданно обнаружено, что растворы уротропина в тройной смеси: третичный аминоспирт + метанол + формалин, взятые в найденных оптимальных соотношениях, обладают низкой температурой застывания, высокой нейтрализующей способностью и одновременно эффективным бактерицидным действием по отношению к сульфатвосстанавливающим бактериям.It was unexpectedly found that solutions of urotropine in a ternary mixture: tertiary amino alcohol + methanol + formalin, taken in the optimal ratios found, have a low pour point, high neutralizing ability and at the same time effective bactericidal action against sulfate-reducing bacteria.
В качестве исходного сырья для получения нейтрализатора преимущественно используют товарные формалин технический (ГОСТ 1625) или формалин метанольный (ТУ 2417-138-05766801-2009), уротропин (ГОСТ 1381), триэтаноламин (ТУ 2423-168-00203335-2007) или диметилэтаноламин (ТУ 6-02-1086-91), параформальдегид (ТУ 6-05-930-78 или ТУ 6-09-141-03-89), метанол (ГОСТ 2222) и гидроксид натрия (натр едкий по ГОСТ 2263 или ГОСТ 11078) или калия (ГОСТ 9285).As a feedstock for the production of a neutralizer, commercial commodity formalin (GOST 1625) or methanol formalin (TU 2417-138-05766801-2009), urotropine (GOST 1381), triethanolamine (TU 2423-168-00203335-2007) or dimethylethanolamine (mainly) are used predominantly. TU 6-02-1086-91), paraformaldehyde (TU 6-05-930-78 or TU 6-09-141-03-89), methanol (GOST 2222) and sodium hydroxide (sodium hydroxide according to GOST 2263 or GOST 11078 ) or potassium (GOST 9285).
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 получения нейтрализатора (примеры 1-11) и способов его использования для очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и легких меркаптанов, а также для подавления роста СВБ.To prove the compliance of the claimed object with the criterion of "industrial applicability" below are specific examples of the preparation of a neutralizer (examples 1-11) and methods of its use for purification of oil and oil products from hydrogen sulfide and light mercaptans, as well as to suppress the growth of SSC.
Пример 1. В емкость, снабженную мешалкой и термометром, загружают 71 г формалина и при перемешивании вводят 4 г триэтаноламина (ТЭА). Затем добавляют 17 г уротропина, 8 г метанола и полученную смесь перемешивают при комнатной температуре до полного растворения уротропина с образованием однородного продукта. Полученную композицию используют в качестве нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов (пример 12).Example 1. In a vessel equipped with a stirrer and a thermometer, 71 g of formalin are charged and 4 g of triethanolamine (TEA) are introduced with stirring. Then add 17 g of urotropine, 8 g of methanol and the resulting mixture is stirred at room temperature until complete dissolution of urotropine with the formation of a homogeneous product. The resulting composition is used as a catalyst for hydrogen sulfide and light mercaptans (example 12).
Примеры 2-4. Образцы нейтрализаторов №№2-4 получают аналогично и в условиях примера 1, но при других соотношениях компонентов, указанных в таблице.Examples 2-4. Samples of neutralizers No. 2-4 receive similarly and in the conditions of example 1, but with different ratios of the components shown in the table.
Пример 5. В емкость по примеру 1 загружают 55 г формалина и при перемешивании вводят 12 г триэтаноламина и 7 г метанола. Затем добавляют 20 г уротропина и 6 г параформальдегида, и полученную суспензию перемешивают при температуре 40-60°С до полного растворения уротропина и параформальдегида с образованием однородного продукта.Example 5. 55 g of formalin are charged into the container of Example 1, and 12 g of triethanolamine and 7 g of methanol are added with stirring. Then add 20 g of urotropine and 6 g of paraformaldehyde, and the resulting suspension is stirred at a temperature of 40-60 ° C until complete dissolution of urotropine and paraformaldehyde with the formation of a homogeneous product.
Пример 6. В емкость по примеру 1 загружают 54 г формалина и при перемешивании вводят 0,1 г гидроксида натрия, 9,9 г диметилэтаноламина и 14 г метанола. Затем добавляют 13 г уротропина и 9 г параформальдегида, и полученную суспензию перемешивают при температуре 50-60°С до полного растворения уротропина и параформальдегида с образованием однородного продукта.Example 6. 54 g of formalin are charged into the container of Example 1, and 0.1 g of sodium hydroxide, 9.9 g of dimethylethanolamine and 14 g of methanol are added with stirring. Then add 13 g of urotropine and 9 g of paraformaldehyde, and the resulting suspension is stirred at a temperature of 50-60 ° C until complete dissolution of urotropine and paraformaldehyde with the formation of a homogeneous product.
Примеры 7-11. Образцы нейтрализаторов №№7-11 получают аналогично и в условиях примера 6, но при других соотношениях компонентов, указанных в таблице.Examples 7-11. Samples of neutralizers No. 7-11 receive similarly and in the conditions of example 6, but with different ratios of the components shown in the table.
Компонентный состав нейтрализаторов, полученных по примерам 1 - 11, приведен в таблице. Здесь же приведены результаты испытаний полученных образцов нейтрализатора на температуру застывания по ГОСТ 20287.The component composition of the neutralizers obtained in examples 1 to 11 are shown in the table. Here are the test results of the obtained samples of the Converter for pour point according to GOST 20287.
Пример 12. Использование нейтрализатора по примеру 1 для нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти. В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,1 г нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,032 мас.% (320 ppm) сероводорода и 0,082 мас.% меркаптановой серы, в т.ч. 0,011 мас.% (110 ppm) легких метил-, этилмеркаптанов. Массовое соотношение нейтрализатор : сероводород + метил-, этилмеркаптаны в реакционной смеси составляет 2,5: 1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 2,5 г/г. Реакционную смесь перемешивают при температуре 50°С в течение 3 ч и после охлаждения до комнатной температуры проводят количественный анализ очищенной нефти на содержание сероводорода, легких меркаптанов и рассчитывают степень очистки нефти. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98% и от легких метил-, этилмеркаптанов - 87%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 1 обладает высокой реакционной способностью и при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов, что позволяет получить товарную нефть, соответствующую нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода и метил-, этилмеркаптанов.Example 12. The use of the Converter according to example 1 to neutralize hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans in oil. 0.1 g of the catalyst of Example 1 is introduced into a thermostated reaction flask with a stirrer, then 100 ml of high sulfur carbon oil containing 0.032 wt.% (320 ppm) hydrogen sulfide and 0.082 wt.% Mercaptan sulfur, including 0.011 wt.% (110 ppm) of light methyl, ethyl mercaptans. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide + methyl-, ethyl mercaptans in the reaction mixture is 2.5: 1, i.e. the specific consumption of the converter (consumption coefficient) is 2.5 g / g. The reaction mixture is stirred at a temperature of 50 ° C for 3 hours and, after cooling to room temperature, a purified oil is quantitated for the content of hydrogen sulfide, light mercaptans and the degree of oil purification is calculated. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 98% and from light methyl, ethyl mercaptans - 87%, i.e. the proposed catalyst according to example 1 has a high reactivity and at a flow rate of 2.5 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans, which allows to obtain marketable oil that meets the standards GOST R 51858-2002 on the content of hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans.
Пример 13. Испытание нейтрализатора по примеру 2 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 12, но при удельном расходе (расходном коэффициенте) нейтрализатора 2,8 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98% и от легких метил-, этилмеркаптанов - 88%, т.е. нейтрализатор по примеру 2 при расходном коэффициенте 2,8 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 13. The test of the Converter according to example 2 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 12, but with a specific consumption (flow coefficient) of the Converter 2.8 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 98% and from light methyl, ethyl mercaptans - 88%, i.e. the Converter according to example 2 at a flow rate of 2.8 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 14. Испытание нейтрализатора по примеру 3 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 12, но при удельном расходе нейтрализатора 2,6 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99% и от легких меркаптанов - 86%, т.е. нейтрализатор по примеру 3 при расходном коэффициенте 2,6 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 14. The test of the Converter according to example 3 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 12, but with a specific consumption of the Converter 2.6 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 99% and from light mercaptans - 86%, i.e. the Converter according to example 3 at a flow rate of 2.6 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 15. Испытание нейтрализатора по примеру 4 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 12, но при расходном коэффициенте 3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99% и от легких меркаптанов - 90%, т.е. нейтрализатор по примеру 4 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 15. Testing the Converter according to example 4 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 12, but at a flow rate of 3 g / g The degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 99% and from light mercaptans - 90%, i.e. the Converter according to example 4 at a flow rate of 3 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 16. Испытание нейтрализатора по примеру 5 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 12, но при расходном коэффициенте 3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 100% и от легких меркаптанов - 95%, т.е. нейтрализатор по примеру 5 при расходном коэффициенте 3,0 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 16. The test of the Converter according to example 5 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 12, but at a flow rate of 3 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 100% and from light mercaptans - 95%, i.e. the Converter according to example 5 at a flow rate of 3.0 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 17. Испытание нейтрализатора по примеру 7 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 12. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99% и от легких меркаптанов - 90%, т.е. нейтрализатор по примеру 7 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 17. The test of the Converter according to example 7 on the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide and light mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 12. The degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 99% and from light mercaptans - 90%, i.e. the Converter according to example 7 at a flow rate of 2.5 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 18. Испытание нейтрализатора по примеру 6 на эффективность нейтрализации сероводорода в мазуте проводят аналогично и в условиях примера 12, но при расходном коэффициенте 2 г/г и температуре 70°С.Степень очистки мазута от сероводорода составляет 99%, т.е. предлагаемый нейтрализатор при расходном коэффициенте 2,0 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в мазуте.Example 18. The test of the Converter according to example 6 for the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide in fuel oil is carried out similarly and in the conditions of example 12, but at a flow rate of 2 g / g and a temperature of 70 ° C. The degree of purification of fuel oil from hydrogen sulfide is 99%, i.e. the proposed converter at a flow rate of 2.0 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in fuel oil.
Пример 19. Испытание нейтрализатора по примеру 9 на эффективность нейтрализации сероводорода в газоконденсате проводят аналогично и в условиях примера 12. Степень очистки газоконденсата от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает полную нейтрализацию сероводорода в газоконденсате.Example 19. The test of the Converter according to example 9 for the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide in gas condensate is carried out similarly and in the conditions of example 12. The degree of purification of gas condensate from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed converter at a flow rate of 2.5 g / g provides complete neutralization of hydrogen sulfide in the gas condensate.
Пример 20. Испытание нейтрализатора по примеру 10 на эффективность нейтрализации сероводорода в водонефтяной эмульсии, содержащей 0,021 мас.% сероводорода и 3 мас.% эмульсионной воды, проводят аналогично и в условиях примера 12. Степень очистки водонефтяной эмульсии от сероводорода составляет 98%, т.е. нейтрализатор по примеру 10 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в водонефтяной эмульсии.Example 20. The test of the catalyst in example 10 for the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide in an oil-water emulsion containing 0.021 wt.% Hydrogen sulfide and 3 wt.% Emulsion water, is carried out similarly and in the conditions of example 12. The degree of purification of the oil-water emulsion from hydrogen sulfide is 98%, t. e. the Converter according to example 10 at a flow rate of 2.5 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in the oil-water emulsion.
Пример 21. Испытание нейтрализатора по примеру 11 на эффективность нейтрализации сероводорода в водонефтяной эмульсии проводят аналогично и в условиях примера 12, но при расходном коэффициенте нейтрализатора 2,8 г/г. Степень очистки водонефтяной эмульсии от сероводорода составляет 100%, т.е. нейтрализатор по примеру 11 при расходном коэффициенте 2,8 г/г обеспечивает полную нейтрализацию сероводорода в водонефтяной эмульсии.Example 21. The test of the Converter according to example 11 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in the oil-water emulsion is carried out similarly and in the conditions of example 12, but with a flow rate of the Converter 2.8 g / g The degree of purification of the oil-water emulsion from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the Converter according to example 11 at a flow rate of 2.8 g / g provides complete neutralization of hydrogen sulfide in the oil-water emulsion.
Пример 22. Испытание нейтрализатора на эффективность подавления роста СВБ. Лабораторные испытания нейтрализаторов, полученных по примерам 2, 5, 8 и 9, на эффективность подавления роста СВБ проводят по известной методике «Оценка зараженности нефтепромысловых сред и бактерицидного действия реагентов относительно сульфатвосстанавливающих бактерий. Лабораторные, стендовые и опытно-промышленные испытания» РД 03-00147275-067-2001. Уфа. ДООО «БашНИПИнефть». 2001. При проведении испытаний используют активную накопительную культуру СВБ, выделенную из промысловой жидкости Гремихинского месторождения ОАО «Удмуртнефть». Для испытаний используют культуру СВБ 4-5-суточной выдержки, дающую почернение за 24 часа при дозировании 1 см3 в питательную среду. Проведенные сравнительные испытания показали, что нейтрализатор по примерам 2, 5, 8 и 9 обеспечивает полное подавление роста СВБ в нефтепромысловой воде при концентрациях 50-100 мг/дм3, а известный (прототип) - при концентрациях 100-300 мг/дм3. Следовательно, нейтрализатор предлагаемого состава в сравнении с прототипом обладает более высокой бактерицидной активностью по отношению к СВБ.Example 22. Testing the Converter on the effectiveness of suppressing the growth of SSC. Laboratory tests of the neutralizers obtained in examples 2, 5, 8 and 9, on the effectiveness of suppressing the growth of SVB are carried out according to the well-known method “Assessment of contamination of oilfield media and bactericidal action of reagents with respect to sulfate-reducing bacteria. Laboratory, bench and pilot tests ”RD 03-00147275-067-2001. Ufa DOOO BashNIPIneft. 2001. During the tests, an active accumulative culture of SSC is used, isolated from the field fluid of the Gremikhinsky field of OAO Udmurtneft. For the tests, a culture of an SVB of 4-5 days old is used, giving blackening in 24 hours at a dosage of 1 cm 3 in a nutrient medium. Comparative tests showed that the neutralizer according to examples 2, 5, 8 and 9 provides a complete suppression of the growth of SSC in oilfield water at concentrations of 50-100 mg / dm 3 , and the well-known (prototype) at concentrations of 100-300 mg / dm 3 . Therefore, the neutralizer of the proposed composition in comparison with the prototype has a higher bactericidal activity against SVB.
Из представленных в таблице данных видно, что предлагаемый нейтрализатор имеет низкую температуру застывания (минус 50°С и ниже) по сравнению с известным (минус 30-42°С), следовательно, обладает более высокой технологичностью и пригоден для применения в зимнее время в районах Крайнего Севера. Представленные в примерах 12-21 результаты испытаний показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам, и обеспечивает эффективную их нейтрализацию при малых удельных расходах (2-3 г/г), следовательно, применение его позволяет существенно (в 1,5 и более раз) снизить расход химреагента на процесс очистки нефти и нефтепродуктов по сравнению с известным. Кроме того, как показали проведенные анализы, предлагаемый нейтрализатор оказывает незначительное влияние на результат определения хлористых солей в очищенной нефти по стандартной методике (ГОСТ 21534). Результаты проведенных сравнительных испытаний на бактерицидное действие показывают (пример 22), что нейтрализатор предлагаемого состава обладает более высокой биоцидной активностью и, следовательно, может быть использован и в качестве эффективного бактерицида для подавления роста СВБ в нефтепромысловых средах.From the data presented in the table it can be seen that the proposed converter has a low pour point (minus 50 ° C and below) compared with the known one (minus 30-42 ° C), therefore, has a higher processability and is suitable for use in winter in areas Far North. Presented in examples 12-21, the test results show that the proposed catalyst has a high neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide and light mercaptans, and ensures their effective neutralization at low specific consumption (2-3 g / g), therefore, its use allows significantly ( 1.5 times or more) to reduce the consumption of a chemical reagent for the process of refining oil and oil products in comparison with the known one. In addition, as shown by the analyzes, the proposed catalyst has a slight effect on the result of the determination of chloride salts in refined oil by a standard method (GOST 21534). The results of comparative tests for bactericidal action show (example 22) that the neutralizer of the proposed composition has a higher biocidal activity and, therefore, can be used as an effective bactericide to inhibit the growth of SVB in oilfield environments.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011128976/03A RU2479615C2 (en) | 2011-07-12 | 2011-07-12 | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011128976/03A RU2479615C2 (en) | 2011-07-12 | 2011-07-12 | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011128976A RU2011128976A (en) | 2013-01-20 |
| RU2479615C2 true RU2479615C2 (en) | 2013-04-20 |
Family
ID=48805092
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011128976/03A RU2479615C2 (en) | 2011-07-12 | 2011-07-12 | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2479615C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018183158A1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-10-04 | Ecolab USA, Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
| US11518947B2 (en) | 2017-03-29 | 2022-12-06 | Ecolab Usa Inc. | Dispersion of hexamine in non-aqueous glycerine |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5213680A (en) * | 1991-12-20 | 1993-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Sweetening of oils using hexamethylenetetramine |
| US5284576A (en) * | 1989-08-01 | 1994-02-08 | Petrolite Corporation | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbons |
| RU2186737C2 (en) * | 1999-03-02 | 2002-08-10 | Институт органической химии Уфимского научного центра РАН | Hydrogen sulfide neutralizing agent in highly mineralized aqueous media |
| RU2228946C2 (en) * | 2002-07-29 | 2004-05-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Composition for neutralizing hydrogen sulfide, suppressing growth of sulfate- reducing bacteria, and inhibiting corrosion in oil-field media |
| RU2269567C1 (en) * | 2004-07-01 | 2006-02-10 | Государственное Унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья (ГУП РТ ВНИИУС) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions |
| RU2287488C1 (en) * | 2005-04-22 | 2006-11-20 | Александр Дмитриевич Медведев | Corrosive gas neutralizer in oil field media |
| RU2302523C1 (en) * | 2005-10-20 | 2007-07-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage |
| RU2370508C1 (en) * | 2008-05-13 | 2009-10-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
-
2011
- 2011-07-12 RU RU2011128976/03A patent/RU2479615C2/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5284576A (en) * | 1989-08-01 | 1994-02-08 | Petrolite Corporation | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbons |
| US5213680A (en) * | 1991-12-20 | 1993-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Sweetening of oils using hexamethylenetetramine |
| RU2186737C2 (en) * | 1999-03-02 | 2002-08-10 | Институт органической химии Уфимского научного центра РАН | Hydrogen sulfide neutralizing agent in highly mineralized aqueous media |
| RU2228946C2 (en) * | 2002-07-29 | 2004-05-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Composition for neutralizing hydrogen sulfide, suppressing growth of sulfate- reducing bacteria, and inhibiting corrosion in oil-field media |
| RU2269567C1 (en) * | 2004-07-01 | 2006-02-10 | Государственное Унитарное предприятие Республики Татарстан Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья (ГУП РТ ВНИИУС) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions |
| RU2287488C1 (en) * | 2005-04-22 | 2006-11-20 | Александр Дмитриевич Медведев | Corrosive gas neutralizer in oil field media |
| RU2302523C1 (en) * | 2005-10-20 | 2007-07-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage |
| RU2370508C1 (en) * | 2008-05-13 | 2009-10-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018183158A1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-10-04 | Ecolab USA, Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
| US10633602B2 (en) | 2017-03-29 | 2020-04-28 | Ecolab Usa Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
| US11292971B2 (en) | 2017-03-29 | 2022-04-05 | Ecolab Usa Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
| US11518947B2 (en) | 2017-03-29 | 2022-12-06 | Ecolab Usa Inc. | Dispersion of hexamine in non-aqueous glycerine |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011128976A (en) | 2013-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2418036C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| RU2510615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| US3915970A (en) | Hexahydro-1,3,5-triazines | |
| RU2302523C1 (en) | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage | |
| RU2466175C2 (en) | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage | |
| RU2318864C1 (en) | Hydrogen sulfide and mercaptan neutralizer | |
| RU2479615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| RU2430956C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser and method of using said neutraliser | |
| CA2170698C (en) | Use of olefinic imines to scavenge sulfur species | |
| RU2496853C9 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2517709C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2522459C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2246342C1 (en) | Absorbent for removing hydrogen sulfide from gases | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2453582C1 (en) | Complex reagent, having disinfectant properties, for purifying liquid and gasesous media from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| RU2470988C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2118649C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| RU2349627C2 (en) | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it | |
| RU2800091C1 (en) | Hydrogen sulfide neutralizer and method of using the same | |
| RU2482163C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2646757C1 (en) | Neutralizer of hydrocarbon |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20140218 |