RU2482163C1 - Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use - Google Patents
Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use Download PDFInfo
- Publication number
- RU2482163C1 RU2482163C1 RU2012109323/04A RU2012109323A RU2482163C1 RU 2482163 C1 RU2482163 C1 RU 2482163C1 RU 2012109323/04 A RU2012109323/04 A RU 2012109323/04A RU 2012109323 A RU2012109323 A RU 2012109323A RU 2482163 C1 RU2482163 C1 RU 2482163C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- alkali metal
- neutralizer
- organic base
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности для очистки сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов и их фракций (нефтепродуктов), водонефтяных эмульсий и технологических жидкостей (растворителей парафиноотложений, жидкости глушения скважин и т.п.).The invention relates to the field of neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in hydrocarbon media with chemical reagents, neutralizers and can be used in the oil and gas and oil and gas refining industries for the purification of hydrogen sulfide-containing oils, gas condensates and their fractions (oil products), water-oil emulsions and process liquids (paraffin solvents) etc.).
Известен способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и меркаптанов путем обработки исходного сырья водным раствором гексаметилентетрамина (ГМТА) при температуре 100-350°F. При этом ГМТА преимущественно используют в виде ~40%-ного водного раствора, предварительно полученного взаимодействием аммиака с ~37%-ным водным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении около 1:1,5 (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).A known method of purification of oil and oil products from hydrogen sulfide and mercaptans by processing the feedstock with an aqueous solution of hexamethylenetetramine (HMTA) at a temperature of 100-350 ° F. In this case, HMTA is mainly used in the form of a ~ 40% aqueous solution, previously obtained by the interaction of ammonia with a ~ 37% aqueous formaldehyde solution (formalin) in a molar ratio of about 1: 1.5 (US Pat. No. 5213680, C10G 29 / 20, 1993).
Однако водные растворы гексаметилентетрамина (уротропина) обладают низкой реакционной способностью и не обеспечивают эффективной очистки нефти от сероводорода при обычных температурах, в результате чего требуется проведение процесса очистки при повышенных температурах (выше 80-100°С) и высоком расходе нейтрализатора. Кроме того, известный нейтрализатор недостаточно технологичен для практического применения в промысловых условиях в зимнее время из-за сравнительно высокой температуры его застывания (около минус 15°С).However, aqueous solutions of hexamethylenetetramine (urotropine) have a low reactivity and do not provide effective purification of oil from hydrogen sulfide at ordinary temperatures, as a result of which a cleaning process is required at elevated temperatures (above 80-100 ° C) and a high consumption of a neutralizer. In addition, the known catalyst is not technologically advanced for practical use in field conditions in winter due to the relatively high pour point (about minus 15 ° C).
Известно средство для нейтрализации сероводорода и меркаптанов в нефти и нефтепродуктах, представляющее собой продукт взаимодействия алкиленполиамина, преимущественно диэтилентриамина, с формалином в мольном соотношении от 1:1 до 1:14, предпочтительно от 1:1 до 1:3 (пат. США №5284576, C10G 29/20, 1994 г.).Known means for neutralizing hydrogen sulfide and mercaptans in oil and oil products, which is the product of the interaction of alkylene polyamine, mainly diethylene triamine, with formalin in a molar ratio of from 1: 1 to 1:14, preferably from 1: 1 to 1: 3 (US Pat. No. 5284576 , C10G 29/20, 1994).
Однако указанный реагент также не обладает достаточно высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду и меркаптанам. Другими его недостатками являются высокие удельный расход и стоимость (из-за применения для его производства дорогостоящего диэтилентриамина).However, this reagent also does not have a sufficiently high neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide and mercaptans. Other disadvantages are high specific consumption and cost (due to the use of expensive diethylene triamine for its production).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов поглотительными растворами, представляющим собой 3-30%-ный раствор уротропина в техническом формалине или в смеси формалина и водного аммиака.Closest to the proposed invention is a method of purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide and mercaptans by absorption solutions, which is a 3-30% solution of urotropine in technical formalin or in a mixture of formalin and aqueous ammonia.
В преимущественном варианте использования известный нейтрализатор представляет собой 10-30%-ный раствор уротропина в формалине или раствор уротропина в смеси формалина и аммиака состава, %: формальдегид 20-30, уротропин 3-30, аммиак 0,5-6, метанол 3-10 и вода 40-60 (пат. РФ №2269567, C10G 29/20, 2006 г.).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 formalin and ammonia,%: formaldehyde 20-30, urotropine 3-30, ammonia 0.5-6, methanol 3- 10 and water 40-60 (US Pat. RF No. 2269567, C10G 29/20, 2006).
Однако указанные растворы уротропина обладают невысокой нейтрализующей способностью (3,5-6 г/г сероводорода) и, главное, являются нетехнологичными продуктами для практического применения в промысловых условиях из-за высокой температуры их застывания (около 0°С и выше в зависимости от концентрации уротропина в растворе). Кроме того, указанные нейтрализаторы обладают низкой стабильностью при хранении (происходит выпадение в осадок полиформальдегида и уротропина даже при комнатной температуре). Учитывая суровые климатические условия в большинстве нефтедобывающих регионов страны и, соответственно, жесткие требования нефтяной отрасли к химреагентам по температуре их застывания (не выше минус 45-50°С) и гарантийному сроку хранения (не менее 6 месяцев) 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 (3.5-6 g / g of hydrogen sulfide) and, most importantly, are low-tech products for practical use in commercial conditions due to their high pour point (about 0 ° C and higher depending on the concentration urotropine in solution). In addition, these neutralizers have low storage stability (polyformaldehyde and urotropine precipitate even at room temperature). Given the harsh climatic conditions in most oil-producing regions of the country and, accordingly, the stringent requirements of the oil industry for chemicals in terms of solidification temperature (not higher than minus 45-50 ° С) and a guaranteed storage period (at least 6 months), a new efficient and high-tech neutralizer is required with a low pour point for commercial purification of produced hydrogen sulfide-containing oils to the level of modern requirements (GOST R 51858-2002).
В основу настоящего изобретения положена задача создания на основе формалина состава нейтрализатора, обладающего высокими технологичностью (с низкой температурой застывания, стабильностью при хранении) и нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду и обеспечивающего высокую степень очистки нефти от сероводорода при низких удельных расходах реагента-нейтрализатора.The present invention is based on the task of creating on the basis of formalin a neutralizer composition having high processability (with a low pour point, storage stability) and a neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide and providing a high degree of purification of oil from hydrogen sulfide at low specific costs of the neutralizing agent.
Изобретением решается также задача создания технологичного реагента комплексного действия, сочетающего в себе свойства нейтрализатора сероводорода и деэмульгатора водонефтяных эмульсий.The invention also solves the problem of creating a technological reagent with a complex effect, combining the properties of a hydrogen sulfide neutralizer and a demulsifier of oil-water emulsions.
Поставленная задача решается тем, что химический реагент-нейтрализатор сероводорода и легких меркаптанов, включающий формалин, дополнительно содержит низший алифатический спирт и/или алкиленгликоль, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) и органическое основание и/или гидроксид щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the chemical neutralizing agent of hydrogen sulfide and light mercaptans, including formalin, additionally contains lower aliphatic alcohol and / or alkylene glycol, nonionic surfactant (NSAS) and an organic base and / or alkali metal hydroxide in the following ratio of components, wt.%:
В преимущественном варианте предлагаемый нейтрализатор дополнительно содержит параформальдегид и, необязательно, водорастворимую соль карбоновой кислоты, преимущественно ацетат или формиат щелочного металла, при следующем соотношении компонентов, мас.%:In an advantageous embodiment, the proposed catalyst further comprises paraformaldehyde and, optionally, a water-soluble salt of a carboxylic acid, mainly an alkali metal acetate or formate, in the following ratio, wt.%:
В качестве низшего алифатического спирта он преимущественно содержит метанол и/или этанол, а в качестве алкиленгликоля - этиленгликоль, диэтиленгликоль, пропиленгликоль или их смеси. В качестве неионогенного ПАВ он преимущественно содержит полиэфиры простые на основе глицерина марки Лапрол 6003-2Б-18, Лапрол 5003-2-Б10, 4202-2Б-30, Реапон-4В, Реапон-И, или оксиалкилированные гликоли марки Проксанол 305, или оксиалкилированный этилендиамин марки Проксамин 385, Дипроксамин 157, Дипроксамин 157-65М, или оксиэтилированные алкилфенолы марки Неонол АФ 9-12, АФ 9-10, ОП-10, ОП-7, или оксиэтилированные спирты марки Синтанол ЭС-3, АЛМ-10, или их смеси. В качестве органического основания предлагаемый нейтрализатор преимущественно содержит гексаметилентетрамин (уротропин), алканоламин, алкиламин, алкилалканоламин или их смеси.It preferably contains methanol and / or ethanol as the lower aliphatic alcohol, and ethylene glycol, diethylene glycol, propylene glycol or mixtures thereof as the alkylene glycol. As a nonionic surfactant, it mainly contains polyesters based on glycerol of the brand Laprol 6003-2B-18, Laprol 5003-2-B10, 4202-2B-30, Reapon-4B, Reapon-I, or oxyalkylated glycols of the Proxanol 305 brand, or oxyalkylated ethylene diamine of the Proxamine 385, Diproxamine 157, Diproxamine 157-65M brands, or the ethoxylated alkyl phenols of the Neonol AF 9-12, AF 9-10, OP-10, OP-7 brands, or the ethoxylated alcohols of the Syntanol ES-3, ALM-10 brand, or mixtures thereof. As an organic base, the proposed catalyst mainly contains hexamethylenetetramine (urotropin), alkanolamine, alkylamine, alkylalkanolamine or mixtures thereof.
Задача повышения степени очистки углеводородных сред от сероводорода достигается путем обработки исходного сырья - нефти, газоконденсата и их фракций, водонефтяных эмульсий (продукции нефтяных скважин) вышеуказанным(и) составом(ами), взятым из расчета не менее 2 г/г нейтрализуемого сероводорода, предпочтительно из расчета 2,3-3 г/г. При этом обработку проводят при температуре 15-80°С, предпочтительно при 30-75°С и атмосферном или повышенном давлении.The task of increasing the degree of purification of hydrocarbon media from hydrogen sulfide is achieved by processing the feedstock - oil, gas condensate and their fractions, oil-water emulsions (oil well products) with the above (s) composition (s) taken from the calculation of at least 2 g / g of neutralizable hydrogen sulfide, preferably at the rate of 2.3-3 g / g. While processing is carried out at a temperature of 15-80 ° C, preferably at 30-75 ° C and atmospheric or elevated pressure.
Предлагаемые композиции в обычных условиях представляют собой подвижные жидкости от бесцветного до светло-коричневого цвета плотностью в пределах 0,96-1,12 г/см3 и величиной показателя рН от 8 до 12. Данное техническое решение позволяет получить по существу новую, более эффективную и технологичную товарную форму нейтрализатора на основе формалина с температурой застывания минус 50°С и ниже, пригодную для всесезонного применения в промысловых условиях, в том числе и на нефтегазодобывающих предприятиях в регионах с суровыми климатическими условиями, причем в качестве реагента комплексного действия - нейтрализатора сероводорода, легких меркаптанов и деэмульгатора водонефтяных эмульсий.The proposed compositions under normal conditions are mobile liquids from colorless to light brown in density with a density in the range of 0.96-1.12 g / cm 3 and a pH value of from 8 to 12. This technical solution allows to obtain essentially new, more effective and the technologically advanced commercial form of a formalin-based catalyst with a pour point of minus 50 ° С and below, suitable for all-weather use in field conditions, including oil and gas companies in regions with severe climatic conditions oviyami, wherein the reagent complex action - neutralizer of hydrogen sulfide, and light mercaptans demulsifier of oil-water emulsions.
Неожиданно обнаружено, что композиционные смеси, содержащие формалин, неионогенное ПАВ, низший алифатический спирт (метанол и/или этанол) и органическое основание, в найденных оптимальных соотношениях, обладают низкой температурой застывания и высокой стабильностью при длительном хранении, в том числе и при хранении в зимних условиях. Дополнительное введение неионогенного ПАВ позволяет также получить реагент, обладающий хорошей диспергируемостью в нефти, что позволяет сократить необходимое время смешивания очищаемой нефти с нейтрализатором. Таким образом, заявляемый состав нейтрализатора по показателям технологичности удовлетворяет требованиям, предъявляемым к химреагентам для нефтяной отрасли. Дополнительное введение параформальдегида в найденных оптимальных соотношениях позволяет получить технологичный реагент-нейтрализатор, обладающий повышенной нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам. Использование в качестве щелочного агента гидроксида натрия (или калия) позволяет повысить скорость растворения параформальдегида, т.е. интенсифицировать процесс получения нейтрализатора, а также получить реагент с оптимальным значением водородного показателя pH и высокой реакционной способностью. Следует указать, что большинство из вышеуказанных неионогенных ПАВ являются эффективными деэмульгаторами водонефтяных эмульсий (Рахманкулов Д.Л. и др. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. Справочник. М.: Химия. 1987. С.65-67 и др.). Предлагаемое их использование позволяет получить технологичный реагент комплексного действия, сочетающий в себе свойства нейтрализатора сероводорода и деэмульгатора, что практически важно при очистке водонефтяных эмульсий (продукции нефтяных скважин), поскольку при этом одновременно будут происходить нейтрализация сероводорода и деэмульсация и последующий отстой пластовой или пресной промывочной (подтоварной) воды при выдерживании обработанной нейтрализатором нефти в буферных емкостях-отстойниках, или электродегидраторах, или в резервуарах товарной нефти (пат. РФ №73799, №2349365).It was unexpectedly found that composite mixtures containing formalin, a nonionic surfactant, a lower aliphatic alcohol (methanol and / or ethanol) and an organic base, in the optimal ratios found, have a low pour point and high stability during long-term storage, including storage in winter conditions. An additional introduction of a nonionic surfactant also makes it possible to obtain a reagent with good dispersibility in oil, which reduces the time required for mixing the purified oil with a neutralizer. Thus, the claimed composition of the Converter in terms of manufacturability meets the requirements for chemicals for the oil industry. An additional introduction of paraformaldehyde in the optimal ratios found allows one to obtain a technologically advanced neutralizing agent with increased neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide and light mercaptans. The use of sodium (or potassium) hydroxide as an alkaline agent makes it possible to increase the rate of dissolution of paraformaldehyde, i.e. to intensify the process of obtaining a converter, as well as to obtain a reagent with an optimal pH value and high reactivity. It should be noted that most of the above nonionic surfactants are effective demulsifiers of oil-water emulsions (Rakhmankulov DL et al. Chemical reagents in oil production and transportation. Handbook. M .: Chemistry. 1987. P.65-67 and others). Their proposed use makes it possible to obtain a technological reagent with a complex effect combining the properties of a hydrogen sulfide neutralizer and a demulsifier, which is practically important when cleaning water-oil emulsions (oil well production), since this will simultaneously neutralize hydrogen sulfide and demulsification and subsequent sedimentation of a reservoir or fresh wash ( commercial) water while maintaining treated oil neutralizer in buffer tanks, sumps, or electric dehydrators, or reservoirs of commercial oil (US Pat. RF No. 73799, No. 2349365).
В качестве исходного сырья для получения нейтрализатора преимущественно используют товарные формалин технической марки ФМ (ГОСТ 1625) или формалин метанольный (ТУ 2417-138-05766801-2009), гексаметилентетрамин (уротропин по ГОСТ 1381), триэтаноламин по ТУ 2423-168-00203335-2007), простые полиэфиры Лапрол 6003-2Б-18 (ТУ 2226-020-10488057-94), Лапрол 5003-2-Б10 (ТУ 2226-023-10488057-95), Лапрол 5003-2-15 (ТУ 2226-006-10488057-94), 4202-2Б-30 (ТУ 2226-039-05766801-2000), или Реапон-4 В (ТУ 2226-005-10488057-94), или оксиалкилированный этиленгликоль Проксанол 305 (ТУ 2458-158-00203335-2004), или оксиалкилированный этилендиамин Проксамин 385 (ТУ 2458-154-00203335-2004), Дипроксамин 157-65М (ТУ 38.1011128-87), или оксиэтилированные алкилфенолы Неонол АФ 9-12 (ТУ 2483-077-05766801-98) или ОП-10 (ГОСТ 8433), метанол (ГОСТ 2222), параформальдегид (ТУ 6-05-930-78, ТУ 6-09-141-03-89) и едкий натр (ГОСТ 2263, ГОСТ 11078). Указанные виды сырья производятся в промышленных масштабах и являются доступными продуктами, т.е. с точки зрения обеспеченности сырьем предлагаемый нейтрализатор является промышленно применимым.As a feedstock for the production of a neutralizer, commercial grade formalin of the technical brand FM (GOST 1625) or methanol formalin (TU 2417-138-05766801-2009), hexamethylenetetramine (urotropin according to GOST 1381), triethanolamine according to TU 2423-168-00203335-2007 are mainly used ), Laprol 6003-2B-18 polyethers (TU 2226-020-10488057-94), Laprol 5003-2-B10 (TU 2226-023-10488057-95), Laprol 5003-2-15 (TU 2226-006- 10488057-94), 4202-2B-30 (TU 2226-039-05766801-2000), or Reapon-4 V (TU 2226-005-10488057-94), or hydroxyalkylated ethylene glycol Proxanol 305 (TU 2458-158-00203335- 2004), or oxyalkylated ethylenediamine Proxamine 385 (TU 2458-154-00203335- 2004), Diproxamine 157-65M (TU 38.1011128-87), or ethoxylated alkyl phenols Neonol AF 9-12 (TU 2483-077-05766801-98) or OP-10 (GOST 8433), methanol (GOST 2222), paraformaldehyde (TU 6-05-930-78, TU 6-09-141-03-89) and caustic soda (GOST 2263, GOST 11078). These types of raw materials are produced on an industrial scale and are affordable products, i.e. from the point of view of the availability of raw materials, the proposed catalyst is industrially applicable.
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». Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию «промышленная применимость» ниже приведены конкретные примеры получения нейтрализатора (примеры 1-7) и способа его использования (примеры 8-14).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”. To prove compliance of the claimed object with the criterion of "industrial applicability" below are specific examples of the production of a neutralizer (examples 1-7) and the method of its use (examples 8-14).
Пример 1. В емкость, снабженную мешалкой, термометром и обратным холодильником, загружают 74 г формалина и при перемешивании вводят 7 г гексаметилентетрамина (уротропина), 3 г триэтаноламина и полученную суспензию перемешивают при комнатной температуре до полного растворения уротропина. Затем добавляют 14 г метанола и 2 г простого полиэфира марки Лапрол и перемешивают до получения однородного продукта. Полученную композицию используют в качестве нейтрализатора без дополнительной обработки и очистки (пример 8).Example 1. In a container equipped with a stirrer, a thermometer and a reflux condenser, 74 g of formalin are charged and 7 g of hexamethylenetetramine (urotropine), 3 g of triethanolamine are added with stirring, and the resulting suspension is stirred at room temperature until urotropine is completely dissolved. Then 14 g of methanol and 2 g of Laprol brand polyester are added and mixed until a homogeneous product is obtained. The resulting composition is used as a neutralizer without additional processing and purification (example 8).
Пример 2. Образец нейтрализатора №2 получают аналогично и в условиях примера 1, но при других соотношениях компонентов, указанных в таблице.Example 2. A sample of catalyst No. 2 receive similarly and in the conditions of example 1, but with different ratios of the components shown in the table.
Пример 3. В емкость по примеру 1 загружают 70 г формалина и при перемешивании вводят 5 г диэтилэтаноламина и 5 г ацетата натрия. Затем добавляют 13 г этанола, 3 г этиленгликоля, 2 г параформальдегида и перемешивают при температуре 50-60°С до полного растворения параформа. Затем вводят 2 г оксиалкилированного этиленгликоля марки Проксанол и перемешивают до получения однородного продукта.Example 3. In the container of example 1, 70 g of formalin is charged and 5 g of diethylethanolamine and 5 g of sodium acetate are introduced with stirring. Then add 13 g of ethanol, 3 g of ethylene glycol, 2 g of paraformaldehyde and mix at a temperature of 50-60 ° C until the paraform is completely dissolved. Then 2 g of proxyanol brand oxyalkylated ethylene glycol are added and mixed until a homogeneous product is obtained.
Примеры 4-7. Образцы нейтрализаторов №№4-7 получают аналогично и в условиях примера 3, но при других соотношениях компонентов, указанных в таблице.Examples 4-7. Samples of neutralizers No. 4-7 receive similarly and in the conditions of example 3, but with different ratios of the components shown in the table.
Компонентный состав нейтрализаторов, полученных по примерам 1 - 7, приведен в таблице. Здесь же приведены результаты испытаний полученных образцов нейтрализатора на температуру застывания по ГОСТ 20287.The component composition of the neutralizers obtained in examples 1 to 7 are shown in the table. Here are the test results of the obtained samples of the Converter for pour point according to GOST 20287.
Пример 8. Использование нейтрализатора по примеру 1 для нейтрализации сероводорода в нефти. В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,09 г нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,032% мас. (320 ppm) сероводорода и 0,3% мас. эмульсионной воды. Массовое соотношение нейтрализатор:сероводород в реакционной смеси составляет 3:1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 3 г/г. Реакционную смесь перемешивают при температуре 55°С в течение 3 часов и после охлаждения до комнатной температуры проводят количественный анализ нефти на содержание остаточного сероводорода и рассчитывают степень очистки нефти. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 93%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 1 обладает высокой реакционной способностью и при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти до уровня современных требований (ГОСТ Р 51858).Example 8. The use of the Converter according to example 1 to neutralize hydrogen sulfide in oil. 0.09 g of the catalyst of Example 1 is introduced into a thermostated reaction flask with a stirrer, then 100 ml of high sulfur carbon oil containing 0.032% by weight are charged. (320 ppm) hydrogen sulfide and 0.3% wt. emulsion water. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide in the reaction mixture is 3: 1, i.e. the specific consumption of the converter (consumption coefficient) is 3 g / g. The reaction mixture is stirred at 55 ° C for 3 hours and, after cooling to room temperature, a quantitative analysis of the oil is carried out for the content of residual hydrogen sulfide and the degree of oil purification is calculated. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 93%, i.e. the proposed Converter according to example 1 has a high reactivity and with a flow rate of 3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil to the level of modern requirements (GOST R 51858).
Пример 9. Испытание нейтрализатора по примеру 2 на эффективность нейтрализации сероводорода в нефти проводят аналогично и в условиях примера 8 при удельном расходе (расходном коэффициенте) нейтрализатора 3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 95%, т.е. нейтрализатор по примеру 2 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 9. The test of the Converter according to example 2 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in oil is carried out similarly and in the conditions of example 8 at a specific flow rate (flow coefficient) of the catalyst 3 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 95%, i.e. the Converter according to example 2 at a flow rate of 3 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide in oil and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 10. Испытание нейтрализатора по примеру 3 проводят аналогично и в условиях примера 8 при расходном коэффициенте нейтрализатора 3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 94%, т.е. нейтрализатор по примеру 3 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 10. The test of the Converter according to example 3 is carried out similarly and in the conditions of example 8 at a flow rate of the Converter 3 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 94%, i.e. the Converter according to example 3 at a flow rate of 3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 11. Испытание нейтрализатора по примеру 4 проводят аналогично и в условиях примера 8 при расходном коэффициенте нейтрализатора 3 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 96%, т.е. нейтрализатор по примеру 4 при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 11. The test of the Converter according to example 4 is carried out similarly and in the conditions of example 8 at a flow coefficient of the Converter 3 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 96%, i.e. the Converter according to example 4 at a flow rate of 3 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 12. Испытание нейтрализатора по примеру 5 проводят аналогично и в условиях примера 8, но при расходном коэффициенте нейтрализатора 2,8 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 93%, т.е. нейтрализатор по примеру 5 при расходном коэффициенте 2,8 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти.Example 12. The test of the Converter according to example 5 is carried out similarly and in the conditions of example 8, but with a flow coefficient of the Converter 2.8 g / g The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 93%, i.e. the Converter according to example 5 at a flow rate of 2.8 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide in oil.
Пример 13. Испытание нейтрализатора по примеру 6 на эффективность нейтрализации сероводорода в газоконденсате, содержащем 0,03% мас. сероводорода, проводят аналогично примеру 8, но при температуре 45°С и расходном коэффициенте 2,3 г/г. Степень очистки газоконденсата от сероводорода составляет 94%, т.е. нейтрализатор по примеру 6 при расходном коэффициенте 2,3 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в газоконденсате.Example 13. Testing the Converter according to example 6 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in a gas condensate containing 0.03% wt. hydrogen sulfide, carried out analogously to example 8, but at a temperature of 45 ° C and a flow rate of 2.3 g / g The degree of purification of gas condensate from hydrogen sulfide is 94%, i.e. the Converter according to example 6 at a flow rate of 2.3 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide in the gas condensate.
Пример 14. Испытание нейтрализатора по примеру 7 на эффективность нейтрализации сероводорода в мазуте проводят аналогично примеру 8, но при температуре 75°С и расходном коэффициенте 2,8 г/г. Степень очистки мазута от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 7 обеспечивает полную нейтрализацию сероводорода в нефтепродуктах (мазуте).Example 14. The test of the Converter according to example 7 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in fuel oil is carried out analogously to example 8, but at a temperature of 75 ° C and a flow rate of 2.8 g / g The degree of purification of fuel oil from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed Converter according to example 7 provides a complete neutralization of hydrogen sulfide in petroleum products (fuel oil).
Пример 15. Испытание нейтрализатора на стабильность при хранении. Образцы предлагаемого нейтрализатора по примерам 1 и 4 в колбе из прозрачного стекла помещают в морозильную камеру и хранят в течение 6 месяцев при температуре около минус 15°С, моделируя хранение нейтрализатора в промысловых условиях в зимнее время при средней температуре окружающей среды около минус 15°С. При этом через каждые 15 дней образцы нейтрализатора визуально осматривают на наличие осадка полиформальдегида и уротропина. Проведенные испытания показали, что при хранении в течение 6 месяцев полимеризация формальдегида и выпадение в осадок полиформальдегида, уротропина не наблюдается, следовательно, предлагаемый нейтрализатор обладает высокой стабильностью и пригоден для хранения и применения в промысловых условиях в зимнее время.Example 15. The test catalyst for stability during storage. Samples of the proposed Converter according to examples 1 and 4 in a flask of clear glass are placed in the freezer and stored for 6 months at a temperature of about minus 15 ° C, simulating the storage of the catalyst in field conditions in winter at an average ambient temperature of about minus 15 ° C . Moreover, every 15 days, neutralizer samples are visually inspected for the presence of a precipitate of polyformaldehyde and urotropine. The tests showed that during storage for 6 months the polymerization of formaldehyde and precipitation of polyformaldehyde, urotropine is not observed, therefore, the proposed Converter has high stability and is suitable for storage and use in fishing conditions in winter.
Сравнительное испытание показало, что при хранении известного нейтрализатора (прототип) в течение 15 дней уже при температуре плюс 3°С наблюдается выпадение белого осадка полиформальдегида и уротропина.A comparative test showed that during storage of the known converter (prototype) for 15 days already at a temperature of + 3 ° C, a white precipitate of polyformaldehyde and urotropine is observed.
Пример 16. Испытание нейтрализатора на эффективность деэмульгирующего действия. Для отмывки водорастворимых продуктов нейтрализации сероводорода и хлористых солей в очищенную нейтрализатором по примеру 2 нефть добавляют пресную воду в количестве 10% и после перемешивания встряхиванием (100 качков) ставят на отстой эмульсионной воды при температуре 50°С, моделируя процесс отстоя промывочной воды на ступени обессоливания нефти установки подготовки нефти (УПН). Для сравнения ставят опыт в идентичных условиях с нефтью, очищенной известным нейтрализатором (прототип), и определяют время полного отделения промывочной воды от очищенной нефти. При этом время полного отделения промывочной воды от очищенной нейтрализатором по примеру 2 нефти составляет 60 минут, а от нефти, очищенной известным нейтрализатором - 120 минут. То есть предлагаемый нейтрализатор, в отличие от известного, обладает деэмульгирующей способностью и его применение позволяет существенно сократить время отделения промывной воды от очищенной нефти.Example 16. Testing the neutralizer for the effectiveness of the demulsifying action. To wash water-soluble products of neutralization of hydrogen sulfide and chloride salts, fresh water in the amount of 10% is added to the oil purified by the neutralizer of Example 2, and after stirring by shaking (100 pumping), emulsion water is sedimented at a temperature of 50 ° C, simulating the process of washing water settling at the desalination stage oil installation of oil preparation (UPN). For comparison, experience is set in identical conditions with oil refined with a known neutralizer (prototype), and the time for complete separation of washing water from refined oil is determined. In this case, the time for complete separation of the washing water from the oil purified by the neutralizer of Example 2 is 60 minutes, and from the oil purified by the known neutralizer is 120 minutes. That is, the proposed catalyst, in contrast to the known one, has a demulsifying ability and its use can significantly reduce the time of separation of the wash water from the refined oil.
Из представленных в таблице и примере 15 данных видно, что предлагаемый нейтрализатор, в отличие от известного, имеет низкую температуру застывания (минус 50°С и ниже) и обладает высокой стабильностью при длительном хранении (более 6 месяцев), следовательно, он обладает требуемой технологичностью и пригоден для всесезонного применения в промысловых условиях, в том числе и в регионах с суровыми климатическими условиями.From the data presented in the table and example 15, it can be seen that the proposed catalyst, in contrast to the known one, has a low pour point (minus 50 ° C and below) and has high stability during long-term storage (more than 6 months), therefore, it has the required manufacturability and suitable for all-season use in field conditions, including in regions with severe climatic conditions.
Приведенные в примерах 8-14 результаты экспериментов показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду и обеспечивает эффективную его нейтрализацию в нефти, газоконденсате, водонефтяной эмульсии и мазуте (нефтепродуктах) при низких удельных расходах (2,3-3 г/г сероводорода). Приведенные в примере 16 данные показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает также деэмульгирующей способностью, т.е. является реагентом комплексного действия, сочетающим в себе свойства нейтрализатора сероводорода и деэмульгатора нефтяных эмульсий. Применение такого реагента позволит существенно сократить время отстоя промывочной воды при последующем обессоливании очищенной нефти и, следовательно, повысить эффективность и производительность ступени обессоливания нефти.The experimental results presented in examples 8-14 show that the proposed catalyst has a high neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide and provides its effective neutralization in oil, gas condensate, oil-water emulsion and fuel oil (oil products) at low specific costs (2.3-3 g / g of hydrogen sulfide). The data given in example 16 show that the proposed catalyst also has a demulsifying ability, i.e. is a complex reagent combining the properties of a hydrogen sulfide neutralizer and a demulsifier for oil emulsions. The use of such a reagent will significantly reduce the time of washing water sludge during subsequent desalination of refined oil and, therefore, increase the efficiency and productivity of the oil desalination stage.
Кроме того, согласно результатам проведенных испытаний, предлагаемый нейтрализатор обладает также высокой бактерицидной активностью по отношению к сульфатвосстанавливающим бактериям (100%-ное подавление роста СВБ при концентрациях 50-150 мг/л) и, следовательно, может быть использован и в качестве бактерицида для подавления роста СВБ в нефтепромысловых средах.In addition, according to the results of the tests, the proposed neutralizer also has high bactericidal activity against sulfate-reducing bacteria (100% inhibition of the growth of SVB at concentrations of 50-150 mg / l) and, therefore, can be used as a bactericide to suppress the growth of SSS in oilfield environments.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012109323/04A RU2482163C1 (en) | 2012-03-12 | 2012-03-12 | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012109323/04A RU2482163C1 (en) | 2012-03-12 | 2012-03-12 | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2482163C1 true RU2482163C1 (en) | 2013-05-20 |
Family
ID=48789846
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012109323/04A RU2482163C1 (en) | 2012-03-12 | 2012-03-12 | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2482163C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2646757C1 (en) * | 2017-08-02 | 2018-03-07 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственный центр "Химтехно" | Neutralizer of hydrocarbon |
| RU2812215C1 (en) * | 2023-08-14 | 2024-01-25 | Андрей Владимирович Кулаков | Composition of hydrogen sulfide neutralizer and light mercaptans |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2187627C2 (en) * | 2000-11-01 | 2002-08-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of neutralization of hydrogen sulfide in oil well |
| US20020157989A1 (en) * | 2001-04-25 | 2002-10-31 | Clearwater, Inc. | Treatment of hydrocarbons Containing Sulfides |
| 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 |
| WO2008049188A1 (en) * | 2006-10-26 | 2008-05-02 | Canwell Enviro-Industries Ltd. | Formulation for hydrogen sulphide scavenging from hydrocarbon streams and use thereof |
| RU2010124014A (en) * | 2010-06-11 | 2011-12-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев (RU) | HYDROGEN SULPHIDE AND MERCAPTANES NEUTRALIZER |
-
2012
- 2012-03-12 RU RU2012109323/04A patent/RU2482163C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2187627C2 (en) * | 2000-11-01 | 2002-08-20 | Фахриев Ахматфаиль Магсумович | Method of neutralization of hydrogen sulfide in oil well |
| US20020157989A1 (en) * | 2001-04-25 | 2002-10-31 | Clearwater, Inc. | Treatment of hydrocarbons Containing Sulfides |
| 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 |
| WO2008049188A1 (en) * | 2006-10-26 | 2008-05-02 | Canwell Enviro-Industries Ltd. | Formulation for hydrogen sulphide scavenging from hydrocarbon streams and use thereof |
| RU2010124014A (en) * | 2010-06-11 | 2011-12-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев (RU) | HYDROGEN SULPHIDE AND MERCAPTANES NEUTRALIZER |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2646757C1 (en) * | 2017-08-02 | 2018-03-07 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственный центр "Химтехно" | Neutralizer of hydrocarbon |
| RU2812215C1 (en) * | 2023-08-14 | 2024-01-25 | Андрей Владимирович Кулаков | Composition of hydrogen sulfide neutralizer and light mercaptans |
| RU2828721C1 (en) * | 2023-10-02 | 2024-10-16 | Андрей Владимирович Кулаков | Method of neutralizing hydrogen sulphide and light mercaptans |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| RU2418036C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| AU2010245644B2 (en) | Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbon stream | |
| CA2997083C (en) | Hydrocarbon soluble/dispersible hemiformals as hydrogen sulfide scavengers | |
| RU2510615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| RU2466175C2 (en) | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage | |
| RU2407769C1 (en) | Acid composition for treatment of low-permeable terrigenous headers with high carbonate content and method of acid treatment of bottom-hole formation zone with by using it | |
| RU2482163C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2496853C9 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| EA016758B1 (en) | Method of scavenging mercaptans from hydrocarbons | |
| RU2517709C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2619930C1 (en) | Method of cleaning hydrocarbonic media from hydrocarbon and mercaptanes | |
| RU2470988C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| US8211294B1 (en) | Method of removing arsenic from hydrocarbons | |
| RU2479615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| RU2522459C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2325428C2 (en) | Method of destruction of intermediate emulsion layer caused by oil dehydration | |
| RU2811605C1 (en) | Composition for neutralization of hydrogen sulfide and mercaptans and method of its use | |
| RU2641910C1 (en) | Process of cleaning hydrocarbon media from h2s and/or mercaptanes | |
| RU2800091C1 (en) | Hydrogen sulfide neutralizer and method of using the same | |
| RU2386666C1 (en) | Acidic composition for processing low-permeability terrigenous reservoirs | |
| RU2753752C1 (en) | Composition for neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in hydrocarbon media |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QZ46 | Withdrawal of statement about obligation of concluding the contract of assignment of patents acc. point 3 par 1366 civil code of russia |