RU2510615C2 - Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser - Google Patents
Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser Download PDFInfo
- Publication number
- RU2510615C2 RU2510615C2 RU2009143509/04A RU2009143509A RU2510615C2 RU 2510615 C2 RU2510615 C2 RU 2510615C2 RU 2009143509/04 A RU2009143509/04 A RU 2009143509/04A RU 2009143509 A RU2009143509 A RU 2009143509A RU 2510615 C2 RU2510615 C2 RU 2510615C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- formalin
- neutraliser
- paraformaldehyde
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 88
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N formaldehyde Substances O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 72
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 claims abstract description 22
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 claims abstract description 20
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 claims abstract description 16
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims abstract description 11
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 claims abstract description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 57
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 claims description 11
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N polynoxylin Chemical compound O=C.NC(N)=O ODGAOXROABLFNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- -1 butyl alcohols Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 6
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 43
- 238000000746 purification Methods 0.000 abstract description 21
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 abstract description 18
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 abstract description 10
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 abstract description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 abstract description 3
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 abstract description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract 2
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 29
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 17
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 16
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical class CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 8
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 7
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 5
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 5
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 4
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 1
- YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N Deuterium Chemical compound [2H] YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-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
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJEAMHAFPYZYDE-UHFFFAOYSA-N [C].[S] Chemical compound [C].[S] GJEAMHAFPYZYDE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 description 1
- 231100000086 high toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003918 potentiometric titration Methods 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
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 нефтяной, газовой, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности для очистки сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов и их фракций, а также попутных нефтяных и природных газов.The invention relates to the field of neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in hydrocarbon media by chemical reagents, neutralizers and can be used in the oil, gas, oil and gas refining and petrochemical industries for the purification of hydrogen sulfide-containing oils, gas condensates and their fractions, as well as associated petroleum and natural gases.
Известно использование 20-50%-ного водного раствора пероксида водорода для нейтрализации сероводорода в нефти (в продукции нефтяных скважин), который берут из расчета не менее 20 мл (в расчете на 35%-ный раствор Н2О2) на 1 г нейтрализуемого сероводорода (пат. ФРГ №3151133, C10G 27/12, 1983 г.).It is known to use a 20-50% aqueous solution of hydrogen peroxide to neutralize hydrogen sulfide in oil (in the production of oil wells), which is taken at the rate of at least 20 ml (based on a 35% solution of H 2 O 2 ) per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide (US Pat. Germany No. 3151133, C10G 27/12, 1983).
Основными недостатками указанного нейтрализатора являются низкая реакционная способность, большой расход, пожаровзрывоопасность и высокая токсичность пероксида водорода. Кроме того, пероксид водорода является малостабильным продуктом, самопроизвольно разлагающимся на кислород и воду при транспортировании и хранении, поэтому требуется его транспортирование и хранение в специальных пассивированных алюминиевых цистернах при температуре не выше 30°С; при работе с ним не допускается использование аппаратуры и трубопроводов из нелегированной и низколегированной стали, чугуна, являющихся катализаторами разложения пероксида водорода (ГОСТ 177-88. Водорода перекись). Эти недостатки, а также загрязнение сырья образующейся коррозионной элементной серой, препятствуют практическому применению водных растворов пероксида водорода в качестве нейтрализатора сероводорода для промысловой очистки сероводородсодержащих нефтей и газоконденсатов.The main disadvantages of this catalyst are low reactivity, high consumption, fire and explosion hazard and high toxicity of hydrogen peroxide. In addition, hydrogen peroxide is an unstable product that spontaneously decomposes into oxygen and water during transportation and storage; therefore, its transportation and storage in special passivated aluminum tanks is required at a temperature not exceeding 30 ° С; when working with it, it is not allowed to use equipment and pipelines from unalloyed and low alloy steel, cast iron, which are catalysts for the decomposition of hydrogen peroxide (GOST 177-88. Hydrogen peroxide). These shortcomings, as well as the contamination of the feedstock with the resulting corrosive elemental sulfur, impede the practical use of aqueous hydrogen peroxide solutions as a hydrogen sulfide neutralizer for commercial purification of hydrogen sulfide-containing oils and gas condensates.
Известно средство для нейтрализации сероводорода в нефти и нефтепродуктах, представляющее собой продукт взаимодействия алкиленполиамина, преимущественно диэтилентриамина, 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 in oil and petroleum products, which is the product of the interaction of alkylene polyamine, mainly diethylenetriamine, 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 (уротропина) для очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и меркаптанов (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).It is also known to use about 40% aqueous solution of hexamethylenetetramine (urotropin) for the purification of petroleum and petroleum products from hydrogen sulfide and mercaptans (US Pat. US No. 5213680, C10G 29/20, 1993).
Однако указанный нейтрализатор обладает низкой реакционной способностью и не обеспечивает 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. Высокое содержание воды (~ 60%) в его составе и высокий расход на очистку приводят к увеличению содержания воды в обработанной нефти выше уровня современных требований и к необходимости дополнительного обезвоживания очищенной нефти.However, this catalyst has a low reactivity and does not provide an 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 the catalyst. The high water content (~ 60%) in its composition and the high consumption for refining lead to an increase in the water content in the treated oil above the level of modern requirements and to the need for additional dehydration of the refined oil.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является нейтрализатор сероводорода и меркаптанов в нефти и газоконденсате, представляющий собой 3-30%-ный раствор уротропина в смеси формальдегида, метанола и воды (в формалине) или в смеси водного аммиака и формалина. В преимущественном варианте использования известный нейтрализатор представляет собой 10-30%-ный раствор уротропина в формалине или раствор уротропина в смеси водного аммиака и формалина состава, %: формальдегид 20-30, уротропин 3-30, аммиак 0,5-6, метанол 3-10, вода 40-60 (пат. РФ №2269567, C10G 29/20, 2006 г.).Closest to the proposed invention is a neutralizer of hydrogen sulfide and mercaptans in oil and gas condensate, which is a 3-30% solution of urotropine in a mixture of formaldehyde, methanol and water (in formalin) or in a mixture of aqueous ammonia and formalin. In an advantageous use case, the known neutralizer is a 10-30% solution of urotropin in formalin or a solution of urotropin in a mixture of aqueous ammonia and formalin composition,%: formaldehyde 20-30, urotropin 3-30, ammonia 0.5-6, methanol 3 -10, water 40-60 (US Pat. RF No. 2269567, C10G 29/20, 2006).
Однако указанные растворы уротропина обладают невысокой нейтрализующей способностью и, главное, являются нетехнологичными продуктами для практического применения в промысловых условиях из-за высокой температуры их застывания (от 0 до +25°С в зависимости от концентрации уротропина). Учитывая суровые климатические условия в большинстве нефтедобывающих регионах страны и, соответственно, жесткие требования нефтяной отрасли к химреагентам для нефтедобычи по температуре их застывания (не выше минус 35-40°С), требуется создание нового эффективного и технологичного нейтрализатора с низкой температурой застывания для промысловой очистки добываемых сероводородсодержащих нефтей до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858-2002).However, these solutions of urotropine have a low neutralizing ability and, most importantly, are low-tech products for practical use in commercial conditions because of their high pour point (from 0 to + 25 ° C depending on the concentration of urotropin). Given the harsh climatic conditions in most oil-producing regions of the country and, accordingly, the stringent requirements of the oil industry for chemicals for oil production according to their pour point (not higher than minus 35-40 ° C), it is necessary to create a new effective and technological neutralizer with a low pour point for field cleaning extracted hydrogen sulfide-containing oils up to the level of modern requirements (GOST R 51858-2002).
В основу настоящего изобретения положена задача создания на основе уротропина и формалина состава нейтрализатора, обладающего технологичностью (низкой температурой застывания) и высокой реакционной (нейтрализующей) способностью по отношению к сероводороду, легким меркаптанам и обеспечивающего эффективную их нейтрализацию при низких удельных расходах реагента-нейтрализатора.The present invention is based on the task of creating, on the basis of urotropine and formalin, a neutralizer composition having processability (low pour point) and high reactive (neutralizing) ability with respect to hydrogen sulfide, light mercaptans and ensuring their effective neutralization at low specific consumption of the neutralizing reagent.
Поставленная задача решается тем, что химический реагент-нейтрализатор сероводорода и/или легких меркаптанов в углеводородных средах, включающий уротропин, формалин и азотсодержащее основание, в качестве последнего он содержит моноэтаноламин и триэтаноламин, и дополнительно содержит параформальдегид или карбамидоформальдегидный концентрат (КФК) - продукт конденсации карбамида с газообразным (мономерным) формальдегидом в мольном соотношении 1:(4-6) при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the chemical neutralizing agent of hydrogen sulfide and / or light mercaptans in hydrocarbon media, including urotropine, formalin and a nitrogen-containing base, as the latter it contains monoethanolamine and triethanolamine, and additionally contains paraformaldehyde or urea-formaldehyde concentrate (CPK) - urea with gaseous (monomeric) formaldehyde in a molar ratio of 1: (4-6) in the following ratio of components, wt.%:
В преимущественном варианте выполнения изобретения предлагаемый нейтрализатор дополнительно содержит алифатический спирт и, необязательно, гидроксид и/или карбонат щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:In an advantageous embodiment of the invention, the proposed catalyst further comprises an aliphatic alcohol and, optionally, an alkali metal hydroxide and / or carbonate in the following ratio, wt.%:
В качестве алифатического спирта предлагаемый нейтрализатор преимущественно содержит метанол, этанол и/или метанольно-альдегидную фракцию производства бутиловых спиртов, а в качестве гидроксида, карбоната щелочного металла - гидроксид натрия или калия.As an aliphatic alcohol, the proposed catalyst mainly contains methanol, ethanol and / or a methanol-aldehyde fraction for the production of butyl alcohols, and sodium or potassium hydroxide as a hydroxide, alkali metal carbonate.
Предлагаемые композиции в обычных условиях представляет собой однородную жидкость от бесцветного или светло-желтого до коричневого цвета плотностью в пределах 1,0-1,23 г/см3 и величиной показателя рН от 8 до 12 (в зависимости от содержания щелочного агента). Данное техническое решение позволяет получить по существу новую, более эффективную и всесезонную товарную форму реагента-нейтрализатора на основе уротропина и формалина с температурой застывания минус 35-40°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 и легких меркаптанов, бактерицида и ингибитора коррозии в сероводородсодержащих средах.The proposed composition under normal conditions is a homogeneous liquid from colorless or light yellow to brown in color with a density in the range of 1.0-1.23 g / cm 3 and a pH value of from 8 to 12 (depending on the content of alkaline agent). This technical solution allows you to get essentially a new, more effective and all-season commodity form of a neutralizing agent based on urotropine and formalin with a pour point of minus 35-40 ° C and below, suitable for use in field conditions at oil and gas companies in regions with severe climatic conditions moreover, as a reagent of a complex action - a converter of hydrogen sulfide and light mercaptans, a bactericide and a corrosion inhibitor in hydrogen sulfide-containing environments.
В качестве исходного сырья для приготовления предлагаемого нейтрализатора преимущественно используют технические уротропин (ГОСТ 1381), формалин (ГОСТ 1625 или ТУ 38.602-09-43-92), моноэтаноламин (ТУ 2423-159-00203335-2004), натр едкий (ГОСТ 2263 или ГОСТ 11078), триэтаноламин (ТУ 2423-168-00203335-2007), параформальдегид (ТУ 6-05-930-78 или ТУ 6-09-141-03-89), или карбамидоформальдегидный концентрат марки «КФК-80», «КФК-85» или «КФК-70» (ТУ 2181-032-00203803-2003 или ТУ 2494-002-52185836-2006 или ТУ 2223-009-00206492-2007, или ТУ У 24.1-33270581-014:2007), метанол (ГОСТ 2222) или метанольно-альдегидную фракцию (ТУ 2421-111-05766575-2003), являющуюся отходом производства бутиловых спиртов и имеющую состав, мас. %: метанол 69,7-76,4, масляные альдегиды 4,6-5,6, вода 1,2-3,4 и эфиры - остальное (пат. РФ №2278145, 2006 г.). Карбамидоформальдегидные концентраты вышеуказанных марок получают каталитическим окислением метанола в формальдегид с последующей абсорбцией формальдегида из контактных газов раствором карбамида. Они используются в качестве исходного сырья (полупродукта) для производства высококачественных и экологичных карбамидоформальдегидных смол (пат. РФ №№2297428, 2305685 и др.), а также 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, №2142965).As the feedstock for the preparation of the proposed Converter mainly use technical urotropin (GOST 1381), formalin (GOST 1625 or TU 38.602-09-43-92), monoethanolamine (TU 2423-159-00203335-2004), sodium hydroxide (GOST 2263 or GOST 11078), triethanolamine (TU 2423-168-00203335-2007), paraformaldehyde (TU 6-05-930-78 or TU 6-09-141-03-89), or urea-formaldehyde concentrate of the brand "KFK-80", " KFK-85 "or" KFK-70 "(TU 2181-032-00203803-2003 or TU 2494-002-52185836-2006 or TU 2223-009-00206492-2007, or TU U 24.1-33270581-014: 2007), methanol (GOST 2222) or methanol-aldehyde fraction (TU 2421-111-05766575-2003), which is about course of manufacture of butyl alcohol, and having the composition by weight. %: methanol 69.7-76.4, oil aldehydes 4.6-5.6, water 1.2-3.4 and ethers - the rest (US Pat. RF No. 2278145, 2006). Urea-formaldehyde concentrates of the above grades are obtained by catalytic oxidation of methanol to formaldehyde, followed by absorption of formaldehyde from contact gases with a urea solution. They are used as feedstock (intermediate) for the production of high-quality and environmentally friendly urea-formaldehyde resins (US Pat. RF No. 2297428, 2305685 and others), as well as 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% of uronic compounds and containing 65-85% of formaldehyde and its compounds with urea in a molar ratio of (4-6): 1 (US Pat. RF No. 2136703, No. 2142965).
Выше указанные виды исходного сырья производятся в промышленных масштабах и являются доступными продуктами, т.е. с точки зрения обеспеченности исходным сырьем предлагаемый нейтрализатор является промышленно применимым.The above types of feedstock are produced on an industrial scale and are affordable products, i.e. from the point of view of supply of raw materials, the proposed catalyst is industrially applicable.
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 1-9) и его использования для очистки жидких и газообразных углеводородов от сероводорода и легких меркаптанов (примеры 10-18).To prove the conformity of the claimed object to the criterion of "industrial applicability" below are specific examples of the preparation of the neutralizer (examples 1-9) and its use for the purification of liquid and gaseous hydrocarbons from hydrogen sulfide and light mercaptans (examples 10-18).
Пример 1. В емкость, снабженную механической мешалкой и капельной воронкой, загружают 48 г формалина и при перемешивании вводят 15 г триэтаноламина (ТЭА) и 7 г моноэтаноламина (МЭА), а затем 16 г уротропина и 14 г параформальдегида. Смесь перемешивают до полного растворения уротропина и параформальдегида. Полученную композицию используют в качестве нейтрализатора (пример 10).Example 1. In a container equipped with a mechanical stirrer and a dropping funnel, 48 g of formalin are charged and 15 g of triethanolamine (TEA) and 7 g of monoethanolamine (MEA) are introduced, followed by 16 g of urotropine and 14 g of paraformaldehyde. The mixture is stirred until complete dissolution of urotropine and paraformaldehyde. The resulting composition is used as a neutralizer (example 10).
Пример 2. К 46 г формалина при перемешивании вводят 10 г ТЭА, 10 г МЭА и 21 г уротропина, а затем - 13 г параформальдегида. Смесь перемешивают до полного растворения уротропина и параформальдегида.Example 2. To 46 g of formalin, 10 g of TEA, 10 g of MEA and 21 g of urotropine are added with stirring, and then 13 g of paraformaldehyde. The mixture is stirred until complete dissolution of urotropine and paraformaldehyde.
Пример 3. К 60 г формалина при перемешивании вводят 10 г ТЭА, 4 г МЭА и 7 г уротропина, а затем - 9 г параформальдегида. Смесь перемешивают до полного растворения уротропина и параформальдегида.Example 3. To 60 g of formalin, 10 g of TEA, 4 g of MEA and 7 g of urotropine are added with stirring, and then 9 g of paraformaldehyde. The mixture is stirred until complete dissolution of urotropine and paraformaldehyde.
Пример 4. К 50 г формалина при перемешивании вводят 8 г ТЭА и 5 г МЭА, а затем - 16 г уротропина. Смесь перемешивают до полного растворения уротропина, а затем добавляют 5 г этанола, 16 г параформальдегида и смесь перемешивают до полного растворения параформальдегида.Example 4. To 50 g of formalin, 8 g of TEA and 5 g of MEA are introduced with stirring, and then 16 g of urotropine. The mixture is stirred until complete dissolution of urotropine, and then 5 g of ethanol, 16 g of paraformaldehyde are added and the mixture is stirred until complete dissolution of paraformaldehyde.
Пример 5. К 40 г формалина при перемешивании вводят 0,5 г едкого натра, 4 г ТЭА и 5 г МЭА, а затем - 5 г уротропина. Смесь перемешивают до полного растворения уротропина, а затем добавляют 20 г метанола и 25,5 г параформальдегида. Смесь дополнительно перемешивают до полного растворения параформальдегида.Example 5. To 40 g of formalin, with stirring, 0.5 g of sodium hydroxide, 4 g of TEA and 5 g of MEA, and then 5 g of urotropine are introduced. The mixture is stirred until complete dissolution of urotropine, and then add 20 g of methanol and 25.5 g of paraformaldehyde. The mixture is further stirred until complete dissolution of paraformaldehyde.
Пример 6. К 55 г формалина при перемешивании вводят 12 г ТЭА и 3 г МЭА, а затем - 16 г уротропина. Смесь перемешивают до полного растворения уротропина, а затем добавляют 14 г КФК (марки «КФК - 80») и смесь дополнительно перемешивают до получения однородного продукта.Example 6. To 55 g of formalin, 12 g of TEA and 3 g of MEA are added with stirring, and then 16 g of urotropine. The mixture is stirred until complete dissolution of urotropine, and then add 14 g of CPA (brand "CPA - 80") and the mixture is additionally mixed until a homogeneous product is obtained.
Пример 7. К 60 г формалина при перемешивании вводят 2 г ТЭА и 4 г МЭА, а затем - 26 г уротропина. Смесь перемешивают до полного растворения уротропина, а затем добавляют 8 г КФК и смесь дополнительно перемешивают до получения однородного продукта.Example 7. To 60 g of formalin, 2 g of TEA and 4 g of MEA are introduced with stirring, and then 26 g of urotropine. The mixture is stirred until complete dissolution of urotropine, and then 8 g of CPA are added and the mixture is further stirred until a homogeneous product is obtained.
Пример 8. К 61 г формалина при перемешивании вводят 3 г ТЭА и 5 г МЭА, а затем - 21 г уротропина. Смесь перемешивают до полного растворения уротропина, а затем добавляют 10 г КФК и смесь дополнительно перемешивают до получения однородного продукта.Example 8. To 61 g of formalin, 3 g of TEA and 5 g of MEA are introduced with stirring, followed by 21 g of urotropin. The mixture is stirred until complete dissolution of urotropine, and then 10 g of CPA are added and the mixture is further stirred until a homogeneous product is obtained.
Пример 9. К 40 г формалина при перемешивании вводят 0,2 г едкого натра, 5 г МЭА и 4,8 г ТЭА, а затем - 5 г уротропина. Смесь перемешивают до полного растворения уротропина, а затем добавляют 35 г КФК, 10 г метанола и смесь перемешивают до получения однородного продукта.Example 9. To 40 g of formalin, 0.2 g of caustic soda, 5 g of MEA and 4.8 g of TEA, and then 5 g of urotropine are added with stirring. The mixture is stirred until complete dissolution of urotropine, and then add 35 g of CPA, 10 g of methanol and the mixture is stirred until a homogeneous product.
Компонентный состав нейтрализаторов, полученных по примерам 1-9, приведен в таблице.The component composition of the neutralizers obtained in examples 1-9 are shown in the table.
Полученные композиции испытывают на температуру застывания по стандартной методике (ГОСТ 20287). Результаты испытаний представлены в таблице. Здесь же для сравнения приведен результат испытания на температуру застывания известного нейтрализатора по прототипу.The resulting compositions are tested for pour point by a standard method (GOST 20287). The test results are presented in the table. Here, for comparison, the result of the test for the pour point of the known Converter prototype.
Полученные композиции в нормальных условиях представляют собой однородные жидкости от светло-желтого до коричневого цвета с характерным запахом формальдегида, плотностью 1,06-1,18 г/см3 и температурой застывания ниже минус 35°С.The resulting compositions under normal conditions are homogeneous liquids from light yellow to brown in color with a characteristic odor of formaldehyde, a density of 1.06-1.18 g / cm 3 and a pour point below minus 35 ° C.
Пример 10. Использование нейтрализатора по примеру 1 для нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти. В реакционную колбу с мешалкой вводят 0,1 г нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,0248 мас. % (248 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 3:1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 3 г/г. Реакционную смесь перемешивают при температуре 50°С в течение 3 ч и после охлаждения проводят количественный анализ нефти на содержание остаточных сероводорода и легких меркаптанов. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 99% и от легких метил-, этилмеркаптанов - 93%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 1 обладает высокой реакционной способностью и при расходном коэффициенте 3 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 10. 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 the reaction flask with a stirrer, then 100 ml of high sulfur carbon oil containing 0.0248 wt. % (248 ppm) of hydrogen sulfide and 0.082 wt. % mercaptan sulfur, incl. 0.011 wt. % (110 ppm) light methyl, ethyl mercaptans. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide + methyl-, ethyl mercaptans 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 a temperature of 50 ° C for 3 hours and, after cooling, a quantitative analysis of the oil is carried out for the content of residual hydrogen sulfide and light mercaptans. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 99% and from light methyl, ethyl mercaptans - 93%, i.e. the proposed catalyst according to example 1 has a high reactivity and with a flow rate of 3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans, which allows to obtain marketable oil that meets the standards of GOST R 51858-2002 on the content of hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans.
Пример 11. Испытание нейтрализатора по примеру 2 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 10, но при удельном расходе (расходном коэффициенте) нейтрализатора 2,6 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98% и от легких метил-, этилмеркаптанов - 92%, т.е. нейтрализатор по примеру 2 при расходном коэффициенте 2,6 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 11. 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 10, but with a specific consumption (flow coefficient) of the Converter 2.6 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 98% and from light methyl, ethyl mercaptans - 92%, i.e. the Converter according to example 2 at a flow rate of 2.6 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans and allows you to get marketable oil according to GOST R 51858.
Пример 12. Испытание нейтрализатора по примеру 3 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 10, но при удельном расходе нейтрализатора 2,5 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 96% и от легких меркаптанов - 90%, т.е. нейтрализатор по примеру 3 при расходном коэффициенте 2,5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 12. 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 10, but with a specific consumption of the Converter 2.5 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 96% and from light mercaptans - 90%, i.e. the Converter according to example 3 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 according to GOST R 51858.
Пример 13. Испытание нейтрализатора по примеру 5 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в газоконденсате проводят аналогично и в условиях примера 10, но при температуре 40°С. Степень очистки газоконденсата от сероводорода составляет 97% и от легких меркаптанов - 88%, т.е. нейтрализатор по примеру 5 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов в газоконденсате.Example 13. The test of the Converter according to example 5 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans in gas condensate is carried out similarly and in the conditions of example 10, but at a temperature of 40 ° C. The degree of purification of gas condensate from hydrogen sulfide is 97% and from light mercaptans - 88%, i.e. the Converter according to example 5 at a flow rate of 3 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in the gas condensate.
Пример 14. Испытание нейтрализатора по примеру 6 на эффективность нейтрализации сероводорода в мазуте проводят аналогично и в условиях примера 10, но при температуре 70°С. Степень очистки мазута от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор обеспечивает эффективную очистку нефтепродуктов (мазута) от сероводорода.Example 14. The test of the Converter according to example 6 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in fuel oil is carried out similarly and in the conditions of example 10, but at a temperature of 70 ° C. The degree of purification of fuel oil from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed converter provides effective purification of petroleum products (fuel oil) from hydrogen sulfide.
Пример 15. Испытание нейтрализатора по примеру 7 на эффективность нейтрализации сероводорода и метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 10, но при температуре 60°С. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 98% и от легких меркаптанов - 94%, т.е. нейтрализатор по примеру 7 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода, легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 15. The test of the Converter according to example 7 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 10, but at a temperature of 60 ° C. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 98% and from light mercaptans - 94%, i.e. the Converter according to example 7 at a flow rate of 3 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide, light mercaptans and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 16. Испытание нейтрализатора по примеру 8 на эффективность нейтрализации сероводорода и метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 10. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 94% и от легких меркаптанов - 90%, т.е. нейтрализатор по примеру 8 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода, легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 16. The test of the catalyst in example 8 for the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide and methyl-, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 10. The degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 94% and from light mercaptans - 90%, i.e. the Converter according to example 8 at a flow rate of 3 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide, light mercaptans and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 17. Испытание нейтрализатора по примеру 9 на эффективность нейтрализации сероводорода и метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 10. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 95% и от легких меркаптанов - 90%, т.е. нейтрализатор по примеру 9 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода, легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 17. The test of the Converter according to example 9 for the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide and methyl-, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 10. The degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 95% and from light mercaptans - 90%, i.e. the Converter according to example 9 at a flow rate of 3 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide, light mercaptans and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 18. Использование нейтрализатора по примеру 4 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 4. Затем при комнатной температуре и атмосферном давлении пропускают через абсорбер нефтяной газ, содержащий 2,5 об.% сероводорода и 2 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%. При этом вспенивания нейтрализатора и образования твердых продуктов реакции не наблюдается. Следовательно, предлагаемый нейтрализатор пригоден для селективной очистки газа от сероводорода, поскольку содержащийся в нефтяном газе диоксид углерода практически не реагирует с применяемым нейтрализатором.Example 18. The use of the Converter according to example 4 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 4. Then, at room temperature and atmospheric pressure, oil gas containing 2.5 vol.% Hydrogen sulfide and 2 vol. % 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%. In this case, the foaming of the catalyst and the formation of solid reaction products is not observed. Therefore, the proposed catalyst is suitable for the selective purification of gas from hydrogen sulfide, since the carbon dioxide contained in the petroleum gas practically does not react with the catalyst used.
Сравнительный эксперимент показал, что при очистке нефтяного газа в условиях примера 18 с применением известного нейтрализатора (прототип) степень очистки газа от сероводорода составляет 89,6%, т.е. известный нейтрализатор обладает невысокой реакционной способностью и не обеспечивает эффективную очистку нефтяного газа от сероводорода. Сравнительный эксперимент также показал, что при очистке нефти, содержащей 248 ppm сероводорода и 110 ppm легких меркаптанов, аналогично и в условиях примера 10, но с применением известного нейтрализатора (прототип) при удельном расходе 3 г/г степень очистки нефти от сероводорода составляет 60% и от меркаптанов - 56%.A comparative experiment showed that when cleaning petroleum gas in the conditions of example 18 using a known neutralizer (prototype), the degree of gas purification from hydrogen sulfide is 89.6%, i.e. the known catalyst has a low reactivity and does not provide effective purification of oil gas from hydrogen sulfide. A comparative experiment also showed that when cleaning oil containing 248 ppm of hydrogen sulfide and 110 ppm of light mercaptans, similarly to the conditions of example 10, but using a known neutralizer (prototype) at a specific flow rate of 3 g / g, the degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 60% and from mercaptans - 56%.
Из приведенных в таблице данных видно, что предлагаемый нейтрализатор, в отличие от известного, имеет низкую температуру застывания (минус 38-40°С и ниже), следовательно, обладает более высокой технологичностью и пригоден для применения в зимнее время в регионах с суровыми климатическими условиями. Представленные в примерах 10-18 данные показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает более высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам и обеспечивает эффективную их нейтрализацию в различных углеводородных средах при низких удельных расходах (при расходном коэффициенте 2,5-3 г/г).From the data given in the table it can be seen that the proposed converter, in contrast to the known one, has a low pour point (minus 38-40 ° C and below), therefore, has a higher processability and is suitable for use in winter in regions with severe climatic conditions . The data presented in examples 10-18 show that the proposed catalyst has a higher reactivity with respect to hydrogen sulfide and light mercaptans and ensures their effective neutralization in various hydrocarbon media at low specific consumption (at a flow rate of 2.5-3 g / g) .
Кроме того, согласно результатам испытаний на бактерицидное действие, предлагаемый нейтрализатор обладает достаточно высокой бактерицидной активностью к сульфатвосстанавливающим бактериям (СВБ) и, следовательно, может быть использован в качестве бактерицида для подавления роста СВБ в нефтепромысловых средах.In addition, according to the results of tests for bactericidal action, the proposed Converter has a sufficiently high bactericidal activity to sulfate-reducing bacteria (SFS) and, therefore, can be used as a bactericide to inhibit the growth of SSC in oilfield environments.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009143509/04A RU2510615C2 (en) | 2009-11-24 | 2009-11-24 | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009143509/04A RU2510615C2 (en) | 2009-11-24 | 2009-11-24 | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009143509A RU2009143509A (en) | 2011-05-27 |
| RU2510615C2 true RU2510615C2 (en) | 2014-04-10 |
Family
ID=44734640
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009143509/04A RU2510615C2 (en) | 2009-11-24 | 2009-11-24 | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2510615C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2951149A4 (en) * | 2013-01-30 | 2017-02-08 | Ecolab USA Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| RU2620792C1 (en) * | 2016-06-09 | 2017-05-29 | ООО "Эконефтехимтехника" | Method for production of means for selective hydrogen sulfide and mercaptan removal from gas, oil and oil products |
| US11945999B2 (en) | 2018-12-04 | 2024-04-02 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
| US11952538B2 (en) | 2018-12-04 | 2024-04-09 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
| US11952546B2 (en) | 2018-12-04 | 2024-04-09 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2982407C (en) | 2015-04-22 | 2022-03-15 | Ecolab Usa Inc. | Development of a high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide |
| BR112018004351B1 (en) | 2015-09-08 | 2022-04-12 | Ecolab Usa Inc | Method for removing sulfur species from a fluid, and using an oil-soluble hemiformal |
| WO2017044248A1 (en) | 2015-09-08 | 2017-03-16 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US10336950B2 (en) | 2016-07-29 | 2019-07-02 | Ecolab Usa Inc. | Antifouling and hydrogen sulfide scavenging compositions and methods |
| WO2019014415A1 (en) | 2017-07-13 | 2019-01-17 | Ecolab USA, Inc. | Method of removing a sulfur containing compound by adding a composition |
| WO2020154251A1 (en) | 2019-01-23 | 2020-07-30 | Ecolab Usa Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a michael acceptor |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5498707A (en) * | 1993-04-22 | 1996-03-12 | Gatlin; Larry W. | Hydrogen sulfide converter |
| 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 |
| RU2370508C1 (en) * | 2008-05-13 | 2009-10-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
-
2009
- 2009-11-24 RU RU2009143509/04A patent/RU2510615C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5498707A (en) * | 1993-04-22 | 1996-03-12 | Gatlin; Larry W. | Hydrogen sulfide converter |
| 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 |
| RU2370508C1 (en) * | 2008-05-13 | 2009-10-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2951149A4 (en) * | 2013-01-30 | 2017-02-08 | Ecolab USA Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| EP3470390A1 (en) * | 2013-01-30 | 2019-04-17 | Ecolab USA Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| EP3686181A1 (en) * | 2013-01-30 | 2020-07-29 | Ecolab USA Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| RU2620792C1 (en) * | 2016-06-09 | 2017-05-29 | ООО "Эконефтехимтехника" | Method for production of means for selective hydrogen sulfide and mercaptan removal from gas, oil and oil products |
| US11945999B2 (en) | 2018-12-04 | 2024-04-02 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
| US11952538B2 (en) | 2018-12-04 | 2024-04-09 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
| US11952546B2 (en) | 2018-12-04 | 2024-04-09 | Total Marketing Services | Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2009143509A (en) | 2011-05-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2510615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| RU2418036C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2318864C1 (en) | Hydrogen sulfide and mercaptan neutralizer | |
| CN109819658B (en) | Synergistic acetal compositions and methods for scavenging sulfides and mercaptans | |
| AU2004235671B2 (en) | Diamine Terminated Primary Amine-Aldehyde Sulfur Converting Compositions and Methods for Making and Using Same | |
| CA2491973C (en) | Sulfur scavenging amines being monomeric adducts of a sterically hindered amine and an aldehyde or donor thereof | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| US7438877B2 (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
| US5554349A (en) | Process for scavenging H2 S by mixtures of hexahydrotriazines | |
| US5674377A (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| RU2466175C2 (en) | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| CN111163855A (en) | Synergistic acetal compositions and methods for scavenging sulfides and mercaptans | |
| RU2430956C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2302523C1 (en) | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage | |
| RU2496853C2 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| RU2619930C1 (en) | Method of cleaning hydrocarbonic media from hydrocarbon and mercaptanes | |
| RU2241018C1 (en) | Composition for neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in oil media | |
| US9273254B2 (en) | Amino acetals and ketals as hydrogen sulfide and mercaptan scavengers | |
| RU2517709C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2479615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| RU2470988C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171125 |