RU2453582C1 - Complex reagent, having disinfectant properties, for purifying liquid and gasesous media from hydrogen sulphide and mercaptans - Google Patents
Complex reagent, having disinfectant properties, for purifying liquid and gasesous media from hydrogen sulphide and mercaptans Download PDFInfo
- Publication number
- RU2453582C1 RU2453582C1 RU2010151707/04A RU2010151707A RU2453582C1 RU 2453582 C1 RU2453582 C1 RU 2453582C1 RU 2010151707/04 A RU2010151707/04 A RU 2010151707/04A RU 2010151707 A RU2010151707 A RU 2010151707A RU 2453582 C1 RU2453582 C1 RU 2453582C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- mercaptans
- ppm
- oil
- reagent
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 90
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 8
- 239000000645 desinfectant Substances 0.000 title claims abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 10
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- NKDDWNXOKDWJAK-UHFFFAOYSA-N dimethoxymethane Chemical compound COCOC NKDDWNXOKDWJAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- VNKYTQGIUYNRMY-UHFFFAOYSA-N methoxypropane Chemical compound CCCOC VNKYTQGIUYNRMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- ZESKRVSPQJVIMH-UHFFFAOYSA-N 1,3-dimethoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(O)COC ZESKRVSPQJVIMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- UDGSVBYJWHOHNN-UHFFFAOYSA-N n',n'-diethylethane-1,2-diamine Chemical compound CCN(CC)CCN UDGSVBYJWHOHNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims abstract description 3
- NEEDEQSZOUAJMU-UHFFFAOYSA-N but-2-yn-1-ol Chemical compound CC#CCO NEEDEQSZOUAJMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 64
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 11
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 11
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 description 17
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 15
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 14
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical compound CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 5
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 5
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 230000000035 biogenic effect Effects 0.000 description 4
- 230000000249 desinfective effect Effects 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 4
- VGVRPFIJEJYOFN-UHFFFAOYSA-N 2,3,4,6-tetrachlorophenol Chemical class OC1=C(Cl)C=C(Cl)C(Cl)=C1Cl VGVRPFIJEJYOFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- JHEYZMPAHSKJOM-UHFFFAOYSA-N 3-tert-butyl-1,3-oxazinane Chemical compound CC(C)(C)N1CCCOC1 JHEYZMPAHSKJOM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- QDHHCQZDFGDHMP-UHFFFAOYSA-N Chloramine Chemical compound ClN QDHHCQZDFGDHMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 2
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 2
- -1 heterocyclic amine Chemical class 0.000 description 2
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- HUHGPYXAVBJSJV-UHFFFAOYSA-N 2-[3,5-bis(2-hydroxyethyl)-1,3,5-triazinan-1-yl]ethanol Chemical compound OCCN1CN(CCO)CN(CCO)C1 HUHGPYXAVBJSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 2-propanol Substances CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100352919 Caenorhabditis elegans ppm-2 gene Proteins 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 230000001877 deodorizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000002550 fecal effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- VAOCPAMSLUNLGC-UHFFFAOYSA-N metronidazole Chemical compound CC1=NC=C([N+]([O-])=O)N1CCO VAOCPAMSLUNLGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000004659 sterilization and disinfection Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 125000001302 tertiary amino group Chemical group 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 241001148471 unidentified anaerobic bacterium Species 0.000 description 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к реагентам, обладающим способностью удалять сероводород и меркаптаны из жидких и газообразных сред любого назначения, дезодорируя их, а также обладающим способностью подавлять жизнедеятельность микроорганизмов, и может быть использовано на объектах нефтегазодобычи для обезвреживания продукции за счет нейтрализации биогенных сернистых соединений, а также для проведения дезинфекции различных объектов, оборудования, выгребных ям, свалок мусора.The invention relates to reagents with the ability to remove hydrogen sulfide and mercaptans from liquid and gaseous media for any purpose, deodorizing them, and also with the ability to suppress the vital activity of microorganisms, and can be used at oil and gas production facilities to neutralize products by neutralizing biogenic sulfur compounds, as well as disinfection of various objects, equipment, cesspools, landfills.
Предлагаемый реагент представляет собой смесь гетероциклического амина общей химической формулы C9H21N3O3 (химическое название 1,3,5,-триазин-1,3,5,(2Н,4Н,6Н)-триэтанол) - 48-52% и водных компонентов 2-диметиламиноэтанола, диметоксиметана, 2-бутанона, метилпропилового эфира, 1,3-диметокси-2-пропанола, N,N-диэтил-1,2-этандиамина до 100% (товарное название «Этоксамин»).The proposed reagent is a mixture of a heterocyclic amine of the general chemical formula C 9 H 21 N 3 O 3 (chemical name 1,3,5, -triazine-1,3,5, (2Н, 4Н, 6Н) -triethanol) - 48-52 % and aqueous components of 2-dimethylaminoethanol, dimethoxymethane, 2-butanone, methylpropyl ether, 1,3-dimethoxy-2-propanol, N, N-diethyl-1,2-ethanediamine up to 100% (trade name "Ethoxamine").
Соотношение вышеперечисленных водных комплексов между собой составляет: 2-диметиламиноэтанол - 77,4%, диметоксиметан - 6,5%, 2-бутанон - 10,3%, метилпропиловый эфир - 3,8%, 1,3-диметокси-2-пропанол - 1,3%, N,N-диэтил-1,2-этандиамин - 0,7%.The ratio of the above water complexes to each other is: 2-dimethylaminoethanol - 77.4%, dimethoxymethane - 6.5%, 2-butanone - 10.3%, methylpropyl ether - 3.8%, 1,3-dimethoxy-2-propanol - 1.3%; N, N-diethyl-1,2-ethanediamine - 0.7%.
Изобретение по сравнению с известными средствами обеспечивает более высокую дегазацию - сероводородмеркаптанонейтрализующую способность (табл.1), а также более высокую биоцидную эффективность (табл.2).The invention in comparison with known means provides a higher degassing - hydrogen sulfide mercaptan neutralizing ability (table 1), as well as higher biocidal efficiency (table 2).
Изобретение относится к веществам, обладающим способностью обезвреживать объекты нефтедобычи от сернистых соединений, нейтрализовать биогенный сероводород и меркаптаны в нефтях и пластовых водах и могут найти применение в нефтегазодобывающей и др. отраслях промышлености, а также на объектах жизнеобеспечения населения.The invention relates to substances with the ability to neutralize oil production facilities from sulfur compounds, to neutralize biogenic hydrogen sulfide and mercaptans in oils and produced waters and can be used in oil and gas and other industries, as well as in life support facilities of the population.
Одной из серьезных проблем современной нефтедобывающей промышленности является зараженность нефтеносных пластов сероводородом и меркаптанами биогенного происхождения. Сероводород и меркаптаны, являясь токсичными и коррозионно-активными веществами, подчас становятся препятствием к освоению месторождений, добыче нефти и газа и их транспортировке и последующей переработке. Очистка объектов нефтедобычи и переработки от сернистых соединений осуществляется на различных этапах процессов. Как правило, очистку сырья проводят раздельно для нефти и газа различными способами с применением различных реагентов.One of the serious problems of the modern oil industry is the contamination of oil-bearing strata with hydrogen sulfide and mercaptans of biogenic origin. Hydrogen sulfide and mercaptans, being toxic and corrosive substances, sometimes become an obstacle to the development of deposits, oil and gas production and their transportation and subsequent processing. Cleaning of oil production and processing facilities from sulfur compounds is carried out at various stages of the processes. As a rule, raw materials are cleaned separately for oil and gas in various ways using different reagents.
Очистка газовGas cleaning
Известны (1. Коуль А.Л., Ризенфельд Ф.С. Очистка газа. - М.: Недра, 1966) жидкие поглотители для очистки газов от сероводорода, состоящие из аминосоединения и воды в следующих соотношениях, мас.%:Known (1. Cole A. L., Riesenfeld F. S. Gas purification. - M .: Nedra, 1966) liquid absorbers for gas purification from hydrogen sulfide, consisting of an amine compound and water in the following proportions, wt.%:
При том что описанный поглотитель обладает высокой емкостью (0,25-0,45 моль/моль МЭА) по сероводороду и достаточной глубиной очистки, ему присущи и серьезные недостатки: неселективность по отношению к другим кислым газам (углекислому, сернистому и т.п.), образование трудноудаляемых побочных продуктов взаимодействия с сероводородом.While the described absorber has a high hydrogen sulfide capacity (0.25-0.45 mol / mol MEA) and a sufficient cleaning depth, it also has serious disadvantages: non-selectivity with respect to other acid gases (carbon dioxide, sulfur dioxide, etc.). ), the formation of difficult to remove by-products of interaction with hydrogen sulfide.
В меньшей степени указанные недостатки присущи поглотительным растворам на основе третичных аминосоединений.To a lesser extent, these drawbacks are inherent in absorption solutions based on tertiary amino compounds.
Однако селективность по сероводороду не достигается и в этом случае, т.к. комплексообразующие свойства третаминов близки в отношении сероводорода, углекислого и сернистого газов.However, selectivity for hydrogen sulfide is not achieved in this case either, because the complexing properties of tretamines are similar with respect to hydrogen sulfide, carbon dioxide and sulfur dioxide.
Известен реагент для очистки газообразных сред от сероводорода и меркаптанов дезинфицирующего средства, который представляет собой смесь 1,3,5-триазин-1,3,5(2Н,4Н,6Н)-триэтанол - 20-80% и воды до 20-80% (2. WO 9201481, 06.02.1992).Known reagent for cleaning gaseous media from hydrogen sulfide and disinfectant mercaptans, which is a mixture of 1,3,5-triazine-1,3,5 (2H, 4H, 6H) -triethanol - 20-80% and water up to 20-80 % (2. WO 9201481, 02/06/1992).
Процесс проводится путем барботирования очищаемого газа через реагент в скруббере со снижением содержания сероводорода до 0 ппм.The process is carried out by sparging the gas to be purified through a reagent in a scrubber with a decrease in the content of hydrogen sulfide to 0 ppm.
Достоинство описанного реагента - высокая скорость нейтрализации сероводорода - реакция протекает практически в течение нескольких минут.The advantage of the described reagent is the high rate of neutralization of hydrogen sulfide - the reaction proceeds within almost a few minutes.
Основными недостатками описанного реагента являются неселективность к другим сернистым соединениям, что приводит к повышенному расходу реагента, и сравнительно невысокая сероводороднейтрализующая способность (1 г сероводорода на 6,5-9,5 г реагента), а также низкая дезинфицирующая способность.The main disadvantages of the described reagent are non-selectivity to other sulfur compounds, which leads to an increased consumption of the reagent, and a relatively low hydrogen sulfide neutralizing ability (1 g of hydrogen sulfide per 6.5-9.5 g of reagent), as well as low disinfecting ability.
Очистка пластовых водFormation water treatment
Нейтрализация сероводорода в пластовой воде при текущем и капитальном ремонте скважин производится известными реагентами, в частности хлорамином Б (3. РД 39-3-938-83. Инструкция по применению способа нейтрализации сероводорода в пластовой воде, используемой для глушения скважин, 1983).The neutralization of hydrogen sulfide in produced water during routine and overhaul of wells is carried out by well-known reagents, in particular chloramine B (3. RD 39-3-938-83. Instructions on the use of the method of neutralizing hydrogen sulfide in produced water used to kill wells, 1983).
К недостаткам хлорамина Б относятся сравнительно невысокая сероводороднейтрализующая способность (100 мг H2S на 1 г реагента), коррозионная активность вследствие большого содержания хлора.The disadvantages of chloramine B include a relatively low hydrogen sulfide neutralizing ability (100 mg H 2 S per 1 g of reagent), corrosion activity due to the high chlorine content.
Очистка нефтиOil refining
Нейтрализация сероводорода в нефти производится одновременно с нейтрализацией пластовых вод при нефтедобыче либо впоследствии, предваряя процессы нефтепереработки описанными выше реагентами. Наиболее близок к заявляемому средству реагент Т-66/4. - ТУ 38-10-3243.74. Спутник буровика. К.И.Ганесян. М. Недра. 1990 г.The neutralization of hydrogen sulfide in oil is carried out simultaneously with the neutralization of produced water during oil production or subsequently, preceding the oil refining processes with the reagents described above. The closest to the claimed tool reagent T-66/4. - TU 38-10-3243.74. Driller's satellite. K.I. Ganesyan. M. Nedra. 1990 g.
Достоинство известного реагента в том, что реагент органической природы лучше проникает в нефть за счет растворения. Недостатки реагента Т-66 - низкая сероводороднейтрализующая способность, неэффективность поглощения меркаптанов.The advantage of the known reagent is that the reagent of organic nature penetrates better into oil due to dissolution. The disadvantages of the reagent T-66 - low hydrogen sulfide neutralizing ability, inefficiency of absorption of mercaptans.
Очистка нефтепродуктовOil refining
Известны способы очистки широкого спектра нефтепродуктов от сернистых соединений методами гидроочистки или каталитического окисления (5. Шарипов А.Х., Кабилов А.А., Нигматуллин В.Р. Очистка топлив и сжиженных газов от меркаптанов и сульфидов, Уфа, 1999). Указанными методами удается снизить содержание сернистых соединений до сотен ппм. Такие значения не удовлетворяют возросшим современным требованиям к топливам.Known methods for cleaning a wide range of oil products from sulfur compounds by hydrotreating or catalytic oxidation (5. Sharipov A.Kh., Kabilov A.A., Nigmatullin V.R. Purification of fuels and liquefied gases from mercaptans and sulfides, Ufa, 1999). Using these methods, it is possible to reduce the content of sulfur compounds to hundreds of ppm. Such values do not satisfy the increased modern requirements for fuels.
Указанные недостатки известных процессов очистки газов и жидкостей от сернистых соединений устраняются применением в качестве средства для удаления сероводорода и меркаптанов реагента Этоксамин.These disadvantages of the known processes for cleaning gases and liquids from sulfur compounds are eliminated by the use of the ethoxamine reagent as a means for removing hydrogen sulfide and mercaptans.
Этоксамин - продукт синтеза формальдегида и моноэтаноламина в присутствии специально разработанного катализатора щелочной природы при 50-60°С. Продолжительность синтеза 8-12 часов. Полученный продукт используют без дальнейшей обработки.Ethoxamine is a product of the synthesis of formaldehyde and monoethanolamine in the presence of a specially designed alkaline catalyst at 50-60 ° C. The duration of the synthesis is 8-12 hours. The resulting product is used without further processing.
Процесс очистки газов от сероводорода и меркаптанов проводится путем барботирования очищаемого газа через раствор Этоксамина при температурах 0-100°С, атмосферном или повышенном давлении, скорости подачи газаThe process of gas purification from hydrogen sulfide and mercaptans is carried out by sparging the gas to be purified through a solution of Ethoxamine at temperatures of 0-100 ° C, atmospheric or elevated pressure, gas flow rates
10-200 ч-1 В результате процесса очистки газов достигается снижение концентрации сероводорода до следов, снижение концентрации меркаптанов до концентраций не выше 2 ппм, при этом снижение концентрации углекислого газа не наблюдается.10-200 h -1 As a result of the gas purification process, a decrease in the concentration of hydrogen sulfide to traces, a decrease in the concentration of mercaptans to concentrations no higher than 2 ppm, is achieved, while a decrease in the concentration of carbon dioxide is not observed.
Преимущество заявляемого средства для удаления сероводорода и меркаптанов из газов - в селективности по отношению к сероводороду и меркаптанам, что позволяет извлекать только указанные соединения и тем самым снизить расход реагента-поглотителя.The advantage of the claimed means for removing hydrogen sulfide and mercaptans from gases is their selectivity with respect to hydrogen sulfide and mercaptans, which allows one to extract only these compounds and thereby reduce the consumption of the reagent-absorber.
Эффективность заявляемого средства иллюстрируется примерами 1,2. При нейтрализации пластовых вод и расконсервации скважин применение Этоксамина позволяет снизить расход средства для удаления сернистых соединений за счет более высокой сероводороднейтрализующей способности Этоксамина (250 мг H2S на 1 г средства) и хорошей совместимости водного раствора Этоксамина с пластовыми водами. К достоинствам заявляемого средства относится также то, что Этоксамин проявляет ингибирующие свойства против коррозии.The effectiveness of the proposed drug is illustrated by examples 1,2. When neutralizing formation water and re-preservation of wells, the use of Ethoxamine can reduce the consumption of the agent for removing sulfur compounds due to the higher hydrogen sulfide neutralizing ability of Ethoxamine (250 mg H 2 S per 1 g of agent) and good compatibility of the aqueous solution of Ethoxamine with formation water. The advantages of the claimed funds also include the fact that ethoxamine exhibits inhibitory properties against corrosion.
Процесс удаления сероводорода и меркаптанов из нефти с помощью Этоксамина проводится путем обработки нефти водным раствором Этоксамина при температурах 0-100°С, атмосферном или избыточном давлении. Применение заявляемого средства для нейтрализации нефти от сернистых соединений позволяет достичь снижения концентраций сероводорода и меркаптанов до единичных значений ppm, причем эффективность процесса не зависит от рН среды, температуры, наличия механических примесей. Более высокая эффективность Этоксамина по сравнению с известными средствами очистки нефти от сернистых соединений обусловлена химической природой Этоксамина, его способностью связывать сернистые соединения с высокой емкостью до 250 мг/г, хорошей совместимостью с нефтью.The process of removing hydrogen sulfide and mercaptans from oil using Ethoxamine is carried out by treating the oil with an aqueous solution of Ethoxamine at temperatures of 0-100 ° C, atmospheric or overpressure. The use of the claimed means for neutralizing oil from sulfur compounds allows one to achieve a decrease in the concentrations of hydrogen sulfide and mercaptans to unit ppm values, and the process efficiency does not depend on the pH of the medium, temperature, or the presence of mechanical impurities. The higher efficiency of ethoxamine compared to the known means of purifying oil from sulfur compounds is due to the chemical nature of ethoxamine, its ability to bind sulfur compounds with a high capacity of up to 250 mg / g, good compatibility with oil.
Эффективность применения заявляемого средства для удаления сероводорода и меркаптанов из нефти иллюстрируется примерами 3-4. Применение заявляемого средства Этоксамин для очистки нефтепродуктов от сернистых соединений позволяет достичь необходимых показателей качества топлив для всех категорий нефтепродуктов. Процесс удаления сероводорода и меркаптанов из нефтепродуктов проводится путем обработки сырья водным раствором Этоксамина при атмосферном или повышенном давлении, температурах 0-100°С. В результате применения Этоксамина возможно снизить содержание сероводорода до сотых долей ппм, содержание метил- и этил-меркаптана до единиц ппм.The effectiveness of the proposed tool for removing hydrogen sulfide and mercaptans from oil is illustrated by examples 3-4. The use of the claimed means Ethoxamine for the purification of petroleum products from sulfur compounds allows you to achieve the necessary quality indicators of fuels for all categories of petroleum products. The process of removing hydrogen sulfide and mercaptans from petroleum products is carried out by treating the feed with an aqueous solution of Etoxamine at atmospheric or elevated pressure, temperatures 0-100 ° C. As a result of the use of Ethoxamine, it is possible to reduce the hydrogen sulfide content to hundredths of a ppm, the content of methyl and ethyl mercaptan to a few ppm.
Эффективность применения заявляемого средства для очистки различных категорий нефтепродуктов иллюстрируется примерами 6-8.The effectiveness of the proposed tool for cleaning various categories of petroleum products is illustrated by examples 6-8.
Изобретение иллюстрируется примерами.The invention is illustrated by examples.
Пример 1. Удаление сероводорода из углеводорного газаExample 1. Removal of hydrogen sulfide from a hydrocarbon gas
В цилиндр, содержащий 100 мл поглотительного раствора состава:In a cylinder containing 100 ml of an absorption solution of the composition:
пропускали газ, содержащий:passed gas containing:
На выходе из цилиндра контролировали состав газа. Содержание углеводородов и углекислого газа определяли хроматографически, как и в исходном газе. Содержание сероводорода в очищенном газе определяли с помощью газоанализатора "РИКЭН КЭИКИ" с точностью до 0,5 мг/м3. Объем пропущенного газа 202,4 л, содержание сероводорода в данном объеме 18,21 л (27,62 г).At the cylinder exit, the gas composition was controlled. The content of hydrocarbons and carbon dioxide was determined chromatographically, as in the source gas. The hydrogen sulfide content in the purified gas was determined using a RIKEN KEIKI gas analyzer with an accuracy of 0.5 mg / m 3 . The volume of gas passed through was 202.4 liters, the hydrogen sulfide content in this volume was 18.21 liters (27.62 g).
Состав газа на выходе после очистки:The composition of the gas at the outlet after cleaning:
Пример 2. Удаление сернистых соединений из природного газа. Выполняется аналогично примеру 1.Example 2. The removal of sulfur compounds from natural gas. It is carried out analogously to example 1.
Результаты приведены в таблице.The results are shown in the table.
Пример 3. Удаление сероводорода из нефти. В колбу, снабженную мешалкой, помещали 100 г нефти, содержащей 0,18 г сероводорода и при интенсивном перемешивании вносили 0,8 г Этоксамина, перемешивали в течение 20 минут, после чего анализировали обработанную нефть на содержание сероводорода. Анализ показал отсутствие сероводорода.Example 3. Removal of hydrogen sulfide from oil. In a flask equipped with a stirrer, 100 g of oil containing 0.18 g of hydrogen sulfide was placed and 0.8 g of ethoxamine was added with vigorous stirring, stirred for 20 minutes, after which the treated oil was analyzed for hydrogen sulfide content. The analysis showed the absence of hydrogen sulfide.
Пример 4. Удаление сернистых соединений из нефти. Выполняется аналогично примеру 3. Результаты приведены в таблице.Example 4. The removal of sulfur compounds from oil. It is carried out analogously to example 3. The results are shown in the table.
Пример 5. Нейтрализация сероводорода в пластовой воде. Пробу пластовой воды объемом 100 мл с установленным содержанием сероводорода 0,2 г обрабатывали в колбе 1,0 мл Этоксамина в течение 30 минут, после чего анализировали воду на содержание сероводорода. Анализ показал отсутствие сероводорода в пробе.Example 5. The neutralization of hydrogen sulfide in produced water. A 100 ml sample of produced water with a fixed hydrogen sulfide content of 0.2 g was treated in a 1.0 ml ethoxamine flask for 30 minutes, after which the water was analyzed for hydrogen sulfide content. The analysis showed the absence of hydrogen sulfide in the sample.
Примеры 6, 7, 8. Удаление сернистых соединений из нефтепродуктов. Пробу нефтепродукта встряхивали в делительной воронке с заданным количеством Этоксамина в течение 20-40 минут. Пробу выдерживали до расслоения фаз. В слое нефтепродуктов определяли содержание сероводорода и меркаптанов. Результаты приведены в таблице.Examples 6, 7, 8. Removal of sulfur compounds from petroleum products. A sample of the oil was shaken in a separatory funnel with a given amount of ethoxamine for 20-40 minutes. The sample was kept until phase separation. The content of hydrogen sulfide and mercaptans was determined in the oil product layer. The results are shown in the table.
Пример 9. Удаление сероводорода из воздушно-вентиляционных выбросов подземной системы городской хозяйственно-бытовой канализации. Через емкость, содержащую 200 литров поглотительного раствора, состава:Example 9. Removal of hydrogen sulfide from air-vent emissions of the underground system of urban household sewage. Through a container containing 200 liters of absorption solution, composition:
пропускают воздушную смесь из выкидного коллектора вентиляционной системы городской фекальной канализации, содержащую 44 ппм сероводорода. На выходе из емкости определяли содержание сероводорода с помощью прибора АСЖ-10. Сероводород отсутствовал.pass the air mixture from the discharge manifold of the ventilation system of the urban fecal sewage system containing 44 ppm hydrogen sulfide. At the outlet of the tank, the hydrogen sulfide content was determined using an ASZh-10 device. Hydrogen sulfide was absent.
Таким образом, заявляемое средство Этоксамин способно эффективно нейтрализовать сероводород и меркаптаны как в газах, так и в пластовых водах, буровых растворах, нефти и нефтепродуктах, т.е. Этоксамин обладает широким спектром действия, иными словами, Этоксамин является универсальным средством для очистки объектов нефтегазодобычи и переработки, пригодным для применения в других отраслях промышленности и в жилищном хозяйствеThus, the claimed tool Ethoxamine is able to effectively neutralize hydrogen sulfide and mercaptans both in gases and in formation waters, drilling fluids, oil and oil products, i.e. Ethoxamine has a wide spectrum of action, in other words, Ethoxamine is a universal tool for cleaning oil and gas production and processing facilities, suitable for use in other industries and in housing
Биогенные сероводород и меркаптаны в нефти и газе являются продуктами жизнедеятельности микроорганизмов, в частности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Подавление роста СВБ обеспечивается применение специальных реагентов.Biogenic hydrogen sulfide and mercaptans in oil and gas are vital products of microorganisms, in particular sulfate-reducing bacteria (SBA). Suppression of the growth of SVB is ensured by the use of special reagents.
Известны вещества, подавляющие развитие СВБ, например хлорфенолы (6. Патент США N 3288211, 1966). Хлорфенолы добавляют в воду при заводнении пластов в процессе нефтедобычи. Недостатком известного способа борьбы с СВБ является низкая растворимость хлорфенолов в воде и высокая - в нефти, что оказывает отрицательное влияние на процессы нефтепереработки ввиду отравления катализаторов этих процессов. К тому же хлорсодержащие соединения грозят возможным усилением коррозии оборудования.Known substances that inhibit the development of SVB, such as chlorophenols (6. US Patent N 3288211, 1966). Chlorophenols are added to water during waterflooding in the process of oil production. The disadvantage of this method of combating SVB is the low solubility of chlorophenols in water and high in oil, which has a negative effect on oil refining processes due to poisoning of the catalysts of these processes. In addition, chlorine-containing compounds threaten possible corrosion of equipment.
Фирма NALCO для подавления роста СВБ использует реагент торговой фирмы RO-BAN 3999, представляющий собой вещество 2-метил-5-нитроимидазол-1-этанол. (7. Промышленный каталог фирмы NALCO Chemical; ЭИ, серия "Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений", зарубежный опыт, 1988 г., N II). К недостаткам ROB AN 3999 следует отнести ту особенность, что со временем эффективность воздействия реагента на бактерии снижается. Вследствие этого обработку закачиваемой воды реагентом ROB AN 3999 проводят в несколько этапов в течение нескольких недель, причем дозировку каждый раз рассчитывают исходя из меняющейся степени активности анаэробных бактерий, что в эксплуатационной практике весьма затруднительно.NALCO uses the reagent of the trading company RO-BAN 3999, which is a substance 2-methyl-5-nitroimidazole-1-ethanol, to suppress the growth of SVB. (7. Industrial catalog of NALCO Chemical; EI, series "Technique and technology for oil production and the development of oil fields", foreign experience, 1988, N II). The disadvantages of ROB AN 3999 include the fact that over time, the effectiveness of the exposure of the reagent to bacteria decreases. As a result, the treatment of the injected water with the ROB AN 3999 reagent is carried out in several stages for several weeks, and the dosage is calculated each time based on the varying degree of activity of anaerobic bacteria, which is very difficult in operational practice.
Высокую дезинфицирующую активность имеют производные аминосоединений, например, 3-третбутилтетрагидро-1,3-оксазин (8. А.с. СССР N 791620, 1980). Это вещество полностью подавляет рост и развитие СВБ при концентрации 0,01% (100 мг/л). Однако указанное средство не является доступным; синтез его труден и дорог, что и сдерживает его широкое применение.Derivatives of amino compounds, for example, 3-tert-butyltetrahydro-1,3-oxazine, have high disinfecting activity (8. A.S. USSR N 791620, 1980). This substance completely inhibits the growth and development of SVB at a concentration of 0.01% (100 mg / l). However, the specified tool is not available; its synthesis is difficult and expensive, which inhibits its widespread use.
Заявляемое дезинфицирующее средство Этоксамин лишено этих недостатков. Эффективность использования Этоксамина в качестве средства для подавления роста СВБ определяли по методике. В промысловую воду, содержащую СВБ, в стерильных анаэробных условиях вводили указанное средство и выдерживали 24 часа при 32°С. Затем из этих проб отбирали во флакончики с питательной средой Постгейта по 1 мл жидкости и термостатировали в течение 15 суток при 32°С. В качестве контроля использовали аналогичные пробы без добавки реагентов. Оценку дезинфицирующей активности средства проводили по степени подавления СВБ, определенной по количеству образовавшегося сероводорода в течение 15 суток в опытных и контрольных пробах. Аналогично проводили испытания других реагентов. Результаты испытаний приведены в таблице 2.The inventive disinfectant Ethoxamine is devoid of these disadvantages. The effectiveness of using ethoxamine as a means to suppress the growth of SSC was determined by the method. The specified water was introduced into commercial water containing SVB under sterile anaerobic conditions and kept for 24 hours at 32 ° C. Then, 1 ml of liquid was taken from these samples into bottles with Postgate nutrient medium and thermostated for 15 days at 32 ° C. As control used similar samples without the addition of reagents. Evaluation of the disinfectant activity of the agent was carried out according to the degree of suppression of SVB, determined by the amount of hydrogen sulfide formed during 15 days in experimental and control samples. Similarly tested other reagents. The test results are shown in table 2.
Как видно из таблицы 2, заявляемое средство обладает высокой эффективностью подавления СВБ, превосходит известный и широко применяемый в нефтедобыче реагент "Дон-52".As can be seen from table 2, the inventive tool has a high efficiency of suppressing SVB, surpasses the well-known and widely used in oil production reagent "Don-52".
Простота синтеза Этоксамина, дешевизна и доступность сырья для производства реагента являются очевидными преимуществами перед реагентом 3-третбутилтетрагидро-1,3-оксазин при столь же высокой дезинфицирующей эффективности.The ease of synthesis of ethoxamine, the low cost and availability of raw materials for the production of the reagent are obvious advantages over the reagent 3-tert-butyltetrahydro-1,3-oxazine with an equally high disinfecting efficiency.
Достоинством средства является также низкая температура застыванияThe advantage of the tool is also a low pour point
Формула изобретенияClaim
Комплексный реагент для очистки жидких и газообразных сред от сероводорода и меркаптанов со свойствами дезинфицирующего средства, отличающийся тем, что он представляет собой смесь 1,3,5,-триазин-1,3,5,(2Н,4Н,6Н)-триэтанола, общей химической формулы C9H21N3O3 - 48-52% и водные комплексы 2-диметиламиноэтанола, диметоксиметана, 2-бутанона, метилпропилового эфира, 1,3-диметоксина-2-пропанола, N,N-диэтил-1,2-этан-диомина до 100%A complex reagent for cleaning liquid and gaseous media from hydrogen sulfide and mercaptans with the properties of a disinfectant, characterized in that it is a mixture of 1,3,5, -triazine-1,3,5, (2H, 4H, 6H) -triethanol, general chemical formula C 9 H 21 N 3 O 3 - 48-52% and aqueous complexes of 2-dimethylaminoethanol, dimethoxymethane, 2-butanone, methylpropyl ether, 1,3-dimethoxin-2-propanol, N, N-diethyl-1, 2-ethane diomine up to 100%
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010151707/04A RU2453582C1 (en) | 2010-12-15 | 2010-12-15 | Complex reagent, having disinfectant properties, for purifying liquid and gasesous media from hydrogen sulphide and mercaptans |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010151707/04A RU2453582C1 (en) | 2010-12-15 | 2010-12-15 | Complex reagent, having disinfectant properties, for purifying liquid and gasesous media from hydrogen sulphide and mercaptans |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2453582C1 true RU2453582C1 (en) | 2012-06-20 |
Family
ID=46681051
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010151707/04A RU2453582C1 (en) | 2010-12-15 | 2010-12-15 | Complex reagent, having disinfectant properties, for purifying liquid and gasesous media from hydrogen sulphide and mercaptans |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2453582C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103897761A (en) * | 2014-04-11 | 2014-07-02 | 盐城蓝色星球树脂材料有限公司 | High-efficiency fuel gas |
| RU2547355C2 (en) * | 2013-02-15 | 2015-04-10 | Государственное унитарное предприятие "Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) | Preservation method of field pipelines at deposits, in products of which hydrogen sulphide is contained |
| WO2017118894A1 (en) * | 2016-01-08 | 2017-07-13 | Dorf Ketal Chemicals (India) Private Limited | Nitrogen based hydrogen sulfide scavengers and method of use thereof |
| RU2728746C1 (en) * | 2019-09-26 | 2020-07-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Деловой центр" | Complex reagent for disinfecting water pumped into oil-bearing strata |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1992001481A1 (en) * | 1990-07-24 | 1992-02-06 | Quaker Chemical Corporation | Methods for reducing sulfides in sewage gas |
| US5354543A (en) * | 1988-04-13 | 1994-10-11 | Mitsubishi Gas Chemical Company, Inc. | Apparatus for use in producing hydrogen cyamide |
| GB2290542A (en) * | 1994-06-23 | 1996-01-03 | Exxon Chemical Patents Inc | Preparation of hexhydrotriazine compounds and their use in removing hydrogen sulphide from hydrocarbon fluids |
| 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 |
-
2010
- 2010-12-15 RU RU2010151707/04A patent/RU2453582C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5354543A (en) * | 1988-04-13 | 1994-10-11 | Mitsubishi Gas Chemical Company, Inc. | Apparatus for use in producing hydrogen cyamide |
| WO1992001481A1 (en) * | 1990-07-24 | 1992-02-06 | Quaker Chemical Corporation | Methods for reducing sulfides in sewage gas |
| GB2290542A (en) * | 1994-06-23 | 1996-01-03 | Exxon Chemical Patents Inc | Preparation of hexhydrotriazine compounds and their use in removing hydrogen sulphide from hydrocarbon fluids |
| 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 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ФЕДОРОВА Л.С., ЛЕВЧУК Н.Н., ПАНТЕЛЕЕВА Л.Г., РЫСИНА Т.З., ГОЛОВКИН Г.В. Инструкция N1/08 по применению средства дезинфицирующего "Этоксамин" изготовитель ООО "Уфа-Агрохим". - М.: 2008. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2547355C2 (en) * | 2013-02-15 | 2015-04-10 | Государственное унитарное предприятие "Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) | Preservation method of field pipelines at deposits, in products of which hydrogen sulphide is contained |
| CN103897761A (en) * | 2014-04-11 | 2014-07-02 | 盐城蓝色星球树脂材料有限公司 | High-efficiency fuel gas |
| WO2017118894A1 (en) * | 2016-01-08 | 2017-07-13 | Dorf Ketal Chemicals (India) Private Limited | Nitrogen based hydrogen sulfide scavengers and method of use thereof |
| AU2016384448B2 (en) * | 2016-01-08 | 2020-04-30 | Dorf Ketal Chemicals (India) Private Limited | Nitrogen based hydrogen sulfide scavengers and method of use thereof |
| US10711204B2 (en) | 2016-01-08 | 2020-07-14 | Dorf Ketal Chemicals (India) Private Limited | Nitrogen based hydrogen sulfide scavengers and method of use thereof |
| RU2728746C1 (en) * | 2019-09-26 | 2020-07-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Деловой центр" | Complex reagent for disinfecting water pumped into oil-bearing strata |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2010245644B2 (en) | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbon stream | |
| US7144555B1 (en) | Method and apparatus for hydrogen sulphide removal | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| US7682520B2 (en) | Composition and method for chelated scavenging compounds | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| EP2201086B1 (en) | Multifunctional scavenger for hydrocarbon fluids | |
| RU2453582C1 (en) | Complex reagent, having disinfectant properties, for purifying liquid and gasesous media from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| CN111356514A (en) | Composition and method for eliminating hydrogen sulfide and mercaptan | |
| EP0540666A4 (en) | ||
| CA3070600A1 (en) | Compositions and methods for remediating hydrogen sulfide and other contaminants in hydrocarbon based liquids and aqueous solutions without the formation of precipitates or scale | |
| RU2562610C2 (en) | Improved method of removing hydrogen sulphide | |
| US5958352A (en) | Abatement of hydrogen sulfide with an aldehyde ammonia trimer | |
| RU2318864C1 (en) | Hydrogen sulfide and mercaptan neutralizer | |
| RU2246342C1 (en) | Absorbent for removing hydrogen sulfide from gases | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| Pivovarova et al. | Promising technology for removal and disposal of hydrogen sulfide from fuel oil | |
| RU2220756C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil pretreatment process | |
| RU2302523C1 (en) | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage | |
| RU2517709C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2241684C1 (en) | Reagents for removing hydrogen sulfide and mercaptans from gases, cruse oil, petroleum products, formation water, and drilling fluids | |
| RU2641910C1 (en) | Process of cleaning hydrocarbon media from h2s and/or mercaptanes | |
| RU2479615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| RU2196804C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process | |
| RU2349627C2 (en) | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it | |
| RU2318863C2 (en) | Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121216 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140710 |