[go: up one dir, main page]

RU2499031C2 - Способ удаления сероводорода из сырой нефти - Google Patents

Способ удаления сероводорода из сырой нефти Download PDF

Info

Publication number
RU2499031C2
RU2499031C2 RU2011107198/04A RU2011107198A RU2499031C2 RU 2499031 C2 RU2499031 C2 RU 2499031C2 RU 2011107198/04 A RU2011107198/04 A RU 2011107198/04A RU 2011107198 A RU2011107198 A RU 2011107198A RU 2499031 C2 RU2499031 C2 RU 2499031C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
crude oil
amount
hydrogen sulfide
added
chloride
Prior art date
Application number
RU2011107198/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011107198A (ru
Inventor
Лоуренс Джон КАРАС
Алан И. ГОЛЯШЕВСКИ
Original Assignee
Дженерал Электрик Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Дженерал Электрик Компани filed Critical Дженерал Электрик Компани
Publication of RU2011107198A publication Critical patent/RU2011107198A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2499031C2 publication Critical patent/RU2499031C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
    • C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу удаления сероводорода из сырой нефти. Изобретение касается способа снижения количества сероводорода, присутствующего в сырой нефти, включающего добавление к сырой нефти поглощающей сероводород композиции, с целью улавливания сероводорода, обеспечения миграции уловленных сульфидов в водную фазу и удаления водной фазы из сырой нефти, в котором поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и катализатор, причем катализатор содержит четвертичную соль аммония, имеющую формулу 1:
Figure 00000001
где каждый из R1, R2, R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, арильную группу, содержащую от 6 до 30 атомов углерода, или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 30 атомов углерода, а Х представляет собой галогенид, сульфат, нитрат или карбоксилат. Технический результат - эффективное удаление сероводорода из сырой нефти. 17 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 пр.

Description

Область техники
В общем, настоящее изобретение относится к способам удаления сероводорода, и, в частности, к способам удаления сероводорода из сырой нефти.
Уровень техники
Сырая нефть может содержать сероводород, который в присутствии воды оказывает сильное коррозионное воздействие и ядовит в очень небольших концентрациях. Возможные утечки сероводорода могут пагубно воздействовать на здоровье и безопасность персонала при работе с сырой нефтью, то есть, во время хранения, транспортировки (перевозки, перевозки машинами или при транспортировке в трубопроводах) и обработки сырой нефти.
Для удаления сероводорода из сырой нефти применяют поглотители сероводорода. Типичные поглотители сероводорода представляют собой триазины и альдегиды. Однако, триазины высвобождают в жидкие углеводородные среды амины, и остаточные триазины подвергаются термическому разложению, высвобождая дополнительное количество аминов в жидкие углеводородные среды, что также создает опасность для здоровья персонала. Свободные амины могут образовывать соли, которые осаждаются на технологическом оборудовании, вызывая коррозию. Реакции альдегидов могут иметь замедленную кинетику и могут приводить к неполному удалению сероводорода.
Необходимо разработать улучшенный поглотитель для удаления сероводорода из сырой нефти.
Описание изобретения
В одном из воплощений способ снижения количества сероводорода, присутствующего в сырой нефти, включает добавление к сырой нефти поглощающей сероводород композиции для улавливания сероводорода, обеспечение миграции уловленных сульфидов в водную фазу и удаление водной фазы из сырой нефти, где поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и четвертичную соль аммония.
Различные воплощения относятся к улучшенному способу удаления сероводорода из сырой нефти, обеспечивающему быстрое улавливание сероводорода и не приводящему к получению аминов в качестве побочных продуктов.
Подробное описание изобретения
Формы единственного числа включают множественное число, если из контекста не следует обратное. Границы всех диапазонов, относящихся к одним и тем же характеристикам, могут быть независимо скомбинированы и включены в приведенное граничное значение. Все цитируемые документы включены в настоящее описание посредством ссылки.
Уточнение "приблизительно", относящееся к количеству, включает указанную величину и имеет значение, очевидное из контекста (например, включает пределы ошибок, связанных с измерением конкретного количества).
Обозначения "возможный" или "возможно" означают, что описанное далее событие или действие может происходить или может не происходить, или что определяемый далее материал может присутствовать или может отсутствовать, и что описание включает примеры, в которых событие или обстоятельство происходят или материал присутствует, а также примеры, в которых событие или обстоятельство не происходят или материал отсутствует.
В одном из воплощений способ снижения количества сероводорода, присутствующего в сырой нефти, включает добавление к сырой нефти поглощающей сероводород композиции для улавливания сероводорода, обеспечение миграции уловленных сульфидов в водную фазу и удаление водной фазы из сырой нефти, где поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и четвертичную соль аммония.
Сырая нефть может представлять собой сырую нефть любого типа, содержащую сероводород. Любое количество сероводорода в сырой нефти может быть снижено, и реальное количество оставшегося сероводорода может быть различным и зависеть от исходного количества. В одном из воплощений концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 150 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 100 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 50 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении концентрацию сероводорода, измеряемую в паровой фазе, снижают до 20 масс. частей на миллион или менее, исходя из массы сырой нефти.
Поглощающую сероводород композицию добавляют к сырой нефти любым традиционным способом. В одном из воплощений поглощающую композицию вводят в сырую нефть при помощи традиционной системы прямой инжекции, и при этом композиция может быть введена в технологическую линию на любом участке, подходящем для смешивания поглотителя с сырой нефтью, например, в трубопровод или в цистерну. Поглощающую композицию можно добавлять к сырой нефти непрерывно или периодически, в виде одной или более порций, которые можно добавлять один или несколько раз.
Поглощающую композицию добавляют к сырой нефти в любом количестве, достаточном для снижения концентрации сероводорода в сырой нефти. В одном из воплощений поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 1 частей на миллион до приблизительно 3000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 10 масс. частей на миллион до приблизительно 2000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 50 масс. частей на миллион до приблизительно 1500 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. В другом воплощении поглощающую композицию добавляют в количестве от приблизительно 100 масс. частей на миллион до приблизительно 1200 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти.
Поглотитель сероводорода можно добавлять в чистом виде или разбавлять водой или растворителем, и его можно смешивать или компоновать с другими подходящими материалами или добавками.
Поглощающая сероводород композиция улавливает и нейтрализует сероводород, присутствующий в сырой нефти, посредством включения серы в инертное циклическое соединение. Циклическое соединение не является вредным, имеет высокое сродство к водной фазе и мигрирует в водную фазу из нефтяной фазы. Поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и четвертичное соединение аммония. Глиоксаль представляет собой водорастворимый альдегид и может включать олигомеры глиоксаля. Глиоксаль выпускается в промышленности. Глиоксаль катализируется четвертичной солью аммония, которая повышает эффективность поглощающей композиции и улучшает извлечение сероводорода. Катализатор может представлять собой любую подходящую четвертичную соль аммония. В одном из воплощений катализатор имеет формулу I:
Figure 00000001
где каждый из R1, R2, R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, арильную группу, содержащую от 6 до 30 атомов углерода, или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 30 атомов углерода, а Х представляет собой галогенид, сульфат, нитрат или карбоксилат. Алкильные группы и арильные группы могут быть как замещенными, так и незамещенными.
В одном из воплощений R1 представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 24 атомов углерода. В одном из воплощений R2 представляет собой алкил, содержащий от 1 до 24 атомов углерода, арильную группу, содержащую от 6 до 24 атомов углерода, или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 24 атомов углерода.
В одном из воплощений каждый из R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 24 атомов углерода. В другом воплощении каждый из R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 4 атомов углерода.
Неограничивающие примеры алкильной группы включают метил, этил, пропил, изопропил, бутил, изобутил, пентил, гексил, децил или додецил. Арильная группа может представлять собой фенил. Арилалкильная группа может представлять собой бензил. Галогенид может представлять собой хлорид, бромид или йодид. Сульфат может представлять собой метилсульфат. Нитрат может представлять собой бисульфатнитрат. Карбоксилат может представлять собой ацетат.
В одном из воплощений четвертичная соль аммония представляет собой хлорид алкилбензиламмония или хлорид бензилкокоалкил(С12-С18)диметиламмония. В другом воплощении неограничивающие примеры четвертичной соли аммония включают хлорид дикокоалкил(С12-С18)диметиламмония, хлорид диталлодиметиламмония, метилхлорид ди(гидрированный талловый алкилдиметил-четвертичного аммония, хлорид метил-бис-(2-гидроксиэтилкокоалкил(С12-С18)-четвертичного аммония, метилсульфат диметил(2-этил)таллоаммония, хлорид н-додецилбензилдиметиламмония, хлорид н-октадецилбензилдиметиламмония, сульфат н-додецилтриметиламмония, алкилтриметиламмонийхлорид сои или метилсульфат (гидрированный таллловый алкил)(2-этилгексил)диметил-четвертичного аммония.
В одном из воплощений количество присутствующей четвертичной соли аммония составляет от приблизительно 0,01 до приблизительно 15% масс., исходя из количества глиоксаля. В другом воплощении количество присутствующей четвертичной соли аммония составляет от приблизительно 1 до приблизительно 10% масс., исходя из количества глиоксаля.
Поглощающая композиция имеет сродство к водной фазе, и уловленные сульфиды мигрируют в водную фазу. Если присутствует эмульсия, можно обеспечить миграцию уловленных сульфидов в водную фазу из сырой нефти и удалять их с водной фазой. Если эмульсия отсутствует, для привлечения уловленных сульфидов можно добавлять промывную воду. В одном из воплощений поглощающую сероводород композицию добавляют перед обработкой сырой нефти в обессоливателе, в котором происходит эмульгирование углеводородных сред с промывной водой, позволяющее извлекать водорастворимые загрязнения и затем отделять и удалять водную фазу из сырой нефти.
В одном из воплощений промывную воду добавляют в количестве, достаточном для образования эмульсии с сырой нефтью. В другом воплощении промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 50% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 25% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 10% об., исходя из объема эмульсии. В одном из воплощений сырая нефть присутствует в количестве от приблизительно 50 до приблизительно 99% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении сырая нефть присутствует в количестве от приблизительно 75 до приблизительно 99% об., исходя из объема эмульсии. В другом воплощении сырая нефть присутствует в количестве от приблизительно 90 до приблизительно 99% об., исходя из объема эмульсии.
Промывную воду и сырую нефть эмульгируют любым традиционным способом. В одном из воплощений промывную воду и сырую нефть нагревают и тщательно перемешивают для получения эмульсии типа «масло в воде». В одном из воплощений промывную воду и сырую нефть нагревают при температуре от приблизительно 90°С до приблизительно 150°С. Промывную воду и сырую нефть смешивают любым традиционным способом, например, при помощи статического смесителя, установленного на линии, или при помощи смесительного клапана, установленного на линии, при перепаде давления от приблизительно 0,2 до приблизительно 2-105 Па (2 бар), в зависимости от плотности сырой нефти. Обеспечивают возможность расслоения эмульсии, например, путем отстаивания, на водную фазу и нефтяную фазу. В одном из воплощений водную фазу удаляют. В другом воплощении водную фазу удаляют посредством сливания водной фазы.
Для облегчения отделения воды от сырой нефти, в смесь можно добавлять деэмульгаторы. В одном из воплощений неограничивающие примеры деэмульгаторов включают оксиалкилированные органические соединения, анионные поверхностно-активные вещества, неионные поверхностно-активные вещества или смеси таких материалов. Неограничивающие примеры оксиалкилированных органических соединений включают этоксилаты фенолформальдегидных смол, алкоксилированные полиолы и амины, например, блок-сополимеры Pluronic®. Анионные поверхностно-активные вещества включают алкил- или арилсульфонаты, например, додецилбензолсульфонат. Эти деэмульгаторы можно добавлять в воду в количестве от приблизительно 1 до приблизительно 1000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти. Можно использовать сочетания добавок, но общее количество вводимых добавок должно составлять от приблизительно 1 до приблизительно 1000 масс. частей на миллион, исходя из массы сырой нефти.
Для лучшего понимания настоящего изобретения специалистами в данной области техники, ниже приведены неограничивающщие примеры, которые служат для иллюстрации настоящего изобретения.
Примеры
Пример 1
Испытания по удалению сероводорода были проведены на сырой нефти, содержащей 500 частей на миллион сероводорода, находящейся в жидкой фазе и полученной с нефтеперерабатывающего завода в Техасе (Texas, Valero). Испытания проводили, используя модифицированное испытание ASTM 5705-95, в котором H2S определяли в паровой фазе при помощи аналитической трубки (dragger tube) в течение двух часов после обработки (60°С (140°F)). Результаты показаны в таблице 1.
Таблица 1
Образец Поглотитель H2S (1000 частей на миллион) Остаточный H2S (ч./милл.)
СЕ-1 МЭА1 триазин 400
СЕ-2 Триазин 8411C2 120
СЕ-3 ММА3 триазин + Катализатор4 200
СЕ-4 МЭА1 триазин + Катализатор4 200
СЕ-5 Глиоксаль 950
1 Глиоксаль + Катализатор4 140
1МЭА - моноэтаноламин
2Триазин 8411C поставляет Компания Clearwater, Inc. в виде продукта Sulfa-Clear8411C.
3ММА - монометиламин
4Катализатор - хлорид кокоалкилдиметилбензиламмония (Arquad® DMCB-80) в концентрации для обработки, составляющей 1,6% масс.(активные вещества), исходя из массы триазина или глиоксаля.
Образец 1 показал сравнимые результаты со случаем использования триазина, но при этом катализированный глиоксаль может быть удален с водной фазой, в то время как триазин остается в нефти и при дальнейшей обработке может образовывать амины. Очистка образцом с катализированным глиоксалем показала гораздо лучшие результаты по сравнению с обработкой глиоксалем, в то время как каталитическое воздействие на триазин не улучшает результаты обработки триазином.
Пример 2
Концентрацию сероводорода в паровой фазе определяли при различных дозировках обрабатывающих веществ спустя 1 час и 2 часа для образца 1 и сравнительных примеров CE-I и СЕ-3, как показано в таблице 2.
Таблица 2
Дозировка (ч./милл.) СЕ-1 уровень H2S (ч./милл.) 1 час СЕ-3 уровень H2S (ч./милл.) 1 час Образец 1 уровень H2S (ч./милл.) 1 час СЕ-1 уровень H2S (ч./милл.) 2 часа СЕ-3 уровень H2S (ч./милл.) 2 часа Образец 1 уровень H2S (ч./милл.) 2 часа
0 500 500 500 500 500 500
500 160 100 60 120 80 20
1000 20 20 20 5 5 5
ч./милл. - части на миллион
Добавление образцов снижает и регулирует уровень сероводорода. Образец 1 показал результаты, сравнимые с результатами, полученными при использовании CE-I и СЕ-3. Однако образец 1 может быть удален с водной фазой и не образует аминов, как образцы, содержащие триазин.
Пример 3
5 г H2S барботировали через колбу емкостью 2 л, содержащую 1 л коммерчески доступного образца сырой нефти, изначально содержащей <25 мкг/мл сероводорода. Колба была снабжена механической мешалкой и обратным холодильником со щелочной ловушкой. Сырую нефть перемешивали при комнатной температуре в течение 1 часа. Концентрация H2S в сырой нефти, содержащей H2S, составляла 3940 мкг/мл.
К сырой нефти, содержащей H2S, добавляли деэмульгатор в количествах, приведенных в таблице 3.
С глиоксалем и хлоридом кокоалкилдиметилбензиламмония смешивали 5% об. промывной воды, как указано в таблице 3, и добавляли к сырой нефти, содержащей H2S. Промывную воду смешивали с сырой нефтью, содержащей H2S, при 4000 об./мин. в течение 2 секунд с использованием решеток и нагревали до 130°С под давлением 2,76·104 Па (4 фунт/кв. дюйм), получая эмульсию.
Эмульсию оставляли на 32 минут для разделения водной фазы и сырой нефти. Для определения степени расслоения эмульсии было проведено определение по капле воды, которое представлено в таблице 4. Водную фазу отделяли от эмульсии и анализировали ее прозрачность; результаты показаны в таблице 3.
Таблица 3
Образец Деэмульгатор1 (части на миллион)2 Обработка3 (части на миллион)2 Средняя капля воды (мл) Прозрачность капли воды
Холостой 0 0 2,73 Прозрачная
СЕ-8 6 0 4,50 Прозрачная
2 6 100 4,50 Слегка мутная
3 12 100 4,48 Слегка мутная
4 6 250 4,75 Мутная
5 12 250 4,70 Мутная
6 6 500 4,75 Мутная
7 12 500 4,75 Мутная
1Деэмульгатор представляет собой алкоксилированный алкилфенолформальдегид, поставляемый General Electric Company.
2Дозировка в пересчете на 100 мл общего объема.
3Обработку проводили добавлением 1,6% масс. глиоксаля и хлорида кокоалкилдиметилбензиламмония (активные вещества), исходя из массы глиоксаля.
Таблица 4
Определение по капле воды в мл
Образец 1 мин (мл) 2 мин (мл) 4 мин (мл) 8 мин (мл) 16 мин (мл) 32 мин (мл) Средняя капля воды (мл)
Холостой 0,4 1,8 2,7 3,5 4 4 2,73
СЕ-8 1,8 4 4,7 5,5 5,5 5,5 4,50
2 1,8 4 4,7 5,5 5,5 5,5 4,50
3 2 4 4,7 5,2 5,5 5,5 4,48
4 3 4 5 5,5 5,5 5,5 4,75
5 3 4 4,7 5,5 5,5 5,5 4,70
6 3 4 5 5,5 5,5 5,5 4,75
7 3 4 5 5,5 5,5 5,5 4,75
Повышенная мутность отобранной воды при более высоких концентрациях реагентов, удаляющих сероводород, указывает на присутствие сероводородных продуктов, которые удаляются с водой. Кроме того, поглотитель сероводорода не оказывает негативного воздействия на расслоение эмульсии.
Несмотря на то, что для иллюстрации изобретения были приведены типичные воплощения изобретения, предлагаемое описание не ограничивает объем защиты изобретения. Соответственно, в настоящем изобретении могут быть произведены различные модификации, адаптации и альтернативные варианты, очевидные специалисту в данной области техники, не выходящие за пределы объема защиты изобретения.

Claims (18)

1. Способ снижения количества сероводорода, присутствующего в сырой нефти, включающий добавление к сырой нефти поглощающей сероводород композиции, с целью улавливания сероводорода, обеспечение миграции уловленных сульфидов в водную фазу и удаление водной фазы из сырой нефти, в котором поглощающая сероводород композиция включает глиоксаль и катализатор, причем катализатор содержит четвертичную соль аммония, имеющую формулу I:
Figure 00000002

где каждый из R1, R2, R3 и R4 независимо представляет собой алкильную группу, содержащую от 1 до 30 атомов углерода, арильную группу, содержащую от 6 до 30 атомов углерода, или арилалкильную группу, содержащую от 7 до 30 атомов углерода, а Х представляет собой галогенид, сульфат, нитрат или карбоксилат.
2. Способ по п.1, в котором поглощающую композицию добавляют к сырой нефти в количестве от приблизительно 1 мас.ч./млн до приблизительно 3000 мас.ч./млн, исходя из массы сырой нефти.
3. Способ по п.1, в котором поглощающую композицию добавляют к сырой нефти в количестве от приблизительно 10 мас.ч./млн до приблизительно 2000 мас.ч./млн, исходя из массы сырой нефти.
4. Способ по п.1, в котором алкильная группа выбрана из группы, состоящей из метила, этила, пропила, изопропила, бутила, изобутила, пентила, гексила, децила и додецила.
5. Способ по п.1, в котором арильная группа представляет собой фенил.
6. Способ по п.1, в котором арилалкильная группа представляет собой бензил.
7. Способ по п.1, в котором галогенид выбран из группы, состоящей из хлорида, бромида и йодида.
8. Способ по п.1, в котором катализатор представляет собой хлорид бензилкокоалкил(С12-С18)диметиламмония.
9. Способ по п.1, в котором катализатор выбирают из группы, состоящей из хлорида дикокоалкил(С12-С18)диметиламмония, хлорида бензилкокоалкил(С12-С18)диметиламмония, хлорида диталлодиметиламмония, метилхлорида ди(гидрированный талловый алкил)диметил-четвертичного аммония, хлорида метил-бис-(2-гидроксиэтилкокоалкил(С12-С18)-четвертичного аммония, метилсульфата диметил(2-этил)таллоаммония, хлорида н-додецилбензилдиметиламмония, хлорида н-октадецилбензилдиметиламмония, и метилсульфата (гидрированный талловый алкил)(2-этилгексил)диметил-четвертичного аммония.
10. Способ по п.1, в котором количество присутствующей четвертичной соли аммония составляет от приблизительно 0,01 мас.% до приблизительно 15 мас.%, исходя из массы глиоксаля.
11. Способ по п.10, в котором количество присутствующей четвертичной соли аммония составляет от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 10 мас.%, исходя из массы глиоксаля.
12. Способ по п.1, в котором сырую нефть обрабатывают в обессоливателе.
13. Способ по п.12, в котором к сырой нефти добавляют промывную воду.
14. Способ по п.13, в котором промывную воду добавляют в количестве от приблизительно 1 об.% до приблизительно 50 об.%, исходя из объема эмульсии.
15. Способ по п.13, в котором промывную воду добавляют в количестве, составляющем приблизительно от 1 об.% до приблизительно 25 об.% от объема эмульсии.
16. Способ по п.13, в котором промывную воду и сырую нефть эмульгируют посредством нагревания и смешивания сырой нефти и промывной воды.
17. Способ по п.13, в котором сырую нефть и промывную воду нагревают до температуры от приблизительно 90°С до приблизительно 150°С.
18. Способ по п.13, в котором промывную воду удаляют посредством сливания.
RU2011107198/04A 2008-09-02 2008-09-02 Способ удаления сероводорода из сырой нефти RU2499031C2 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2008/075030 WO2010027353A1 (en) 2008-09-02 2008-09-02 Process for removing hydrogen sulfide in crude oil

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011107198A RU2011107198A (ru) 2012-10-10
RU2499031C2 true RU2499031C2 (ru) 2013-11-20

Family

ID=41797347

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011107198/04A RU2499031C2 (ru) 2008-09-02 2008-09-02 Способ удаления сероводорода из сырой нефти

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20110155646A1 (ru)
CN (1) CN102144019A (ru)
BR (1) BRPI0808265A2 (ru)
CA (1) CA2735429A1 (ru)
EC (1) ECSP11010860A (ru)
MX (1) MX2011002377A (ru)
RU (1) RU2499031C2 (ru)
WO (1) WO2010027353A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614014C1 (ru) * 2015-10-12 2017-03-22 Александр Юрьевич Копылов Нейтрализатор сернистых соединений и способ его использования

Families Citing this family (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20120012505A1 (en) * 2010-07-14 2012-01-19 Compton Dennis R Use of alpha-amino ethers for the removal of mercaptans from hydrocarbons
US20120012507A1 (en) * 2010-07-14 2012-01-19 Compton Dennis R Use of alpha-amino ethers for the removal of hydrogen sulfide from hydrocarbons
US9334182B2 (en) 2011-09-23 2016-05-10 Lonza Inc. Process and composition for the removal of hydrogen sulfide from industrial process fluids
WO2013049027A1 (en) * 2011-09-27 2013-04-04 General Electric Company Hydrogen sulfide scavenger compositions, methods for making and processes for removing hydrogen sulfide from liquid hydrocarbon media
US8932458B1 (en) 2012-03-27 2015-01-13 Marathon Petroleum Company Lp Using a H2S scavenger during venting of the coke drum
CN103571525B (zh) * 2012-07-20 2015-07-01 中国石油化工股份有限公司 一种复合脱盐剂及其应用
WO2014031537A2 (en) 2012-08-21 2014-02-27 Lonza, Inc. Method of scavenging hydrogen sulfide and/or sulfhydryl compounds
CN103788998A (zh) * 2012-10-30 2014-05-14 中国安全生产科学研究院 一种原油硫化氢脱除剂组合物
BR112015015890A2 (pt) 2013-01-30 2017-07-11 Ecolab Usa Inc sequestrantes de sulfeto de hidrogênio
RU2532019C1 (ru) * 2013-07-30 2014-10-27 Ахматфаиль Магсумович Фахриев Реагент для нейтрализации сероводорода и подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий
RU2016111276A (ru) * 2013-08-29 2017-10-04 ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи Растворы для обессеривания газа, содержащие четвертичные аммониевые соли
MX2014001812A (es) * 2014-02-14 2015-08-14 Jose Norberto Ojeda Pech Dosificador quimico dual.
US9988580B2 (en) 2014-04-18 2018-06-05 Amperage Energy Inc. System and method for removing hydrogen sulfide from oilfield effluents
EP3286175B1 (en) 2015-04-22 2020-12-02 Ecolab USA Inc. Development of a high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide
EP3347441B1 (en) 2015-09-08 2020-06-10 Ecolab USA Inc. Hydrocarbon soluble/dispersible hemiformals as hydrogen sulfide scavengers
WO2017044248A1 (en) 2015-09-08 2017-03-16 Ecolab Usa Inc. Hydrogen sulfide scavengers
BR112019000714B1 (pt) 2016-07-29 2022-05-31 Ecolab Usa Inc Composição, e, método
WO2018119275A1 (en) 2016-12-23 2018-06-28 Saint-Gobain Abrasives, Inc. Coated abrasives having a performance enhancing composition
US10538710B2 (en) 2017-07-13 2020-01-21 Ecolab Usa Inc. Hydrogen sulfide scavengers
US10696906B2 (en) 2017-09-29 2020-06-30 Marathon Petroleum Company Lp Tower bottoms coke catching device
US12000720B2 (en) 2018-09-10 2024-06-04 Marathon Petroleum Company Lp Product inventory monitoring
WO2020154251A1 (en) 2019-01-23 2020-07-30 Ecolab Usa Inc. Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a michael acceptor
US12031676B2 (en) 2019-03-25 2024-07-09 Marathon Petroleum Company Lp Insulation securement system and associated methods
US11975316B2 (en) 2019-05-09 2024-05-07 Marathon Petroleum Company Lp Methods and reforming systems for re-dispersing platinum on reforming catalyst
WO2021011204A1 (en) 2019-07-17 2021-01-21 Bl Technologies, Inc. Method of removal and conversion of amines in a refinery desalter
US11384272B2 (en) 2019-08-05 2022-07-12 Multi-Chem Group, Llc Processing produced fluids for fluid recovery
CA3057217A1 (en) 2019-10-02 2021-04-02 Fluid Energy Group Ltd. Composition useful in metal sulfide scale removal
US11352578B2 (en) 2020-02-19 2022-06-07 Marathon Petroleum Company Lp Low sulfur fuel oil blends for stabtility enhancement and associated methods
US20220268694A1 (en) 2021-02-25 2022-08-25 Marathon Petroleum Company Lp Methods and assemblies for determining and using standardized spectral responses for calibration of spectroscopic analyzers
US11898109B2 (en) 2021-02-25 2024-02-13 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of hydrotreating and fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US11702600B2 (en) 2021-02-25 2023-07-18 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing fluid catalytic cracking (FCC) processes during the FCC process using spectroscopic analyzers
US11905468B2 (en) 2021-02-25 2024-02-20 Marathon Petroleum Company Lp Assemblies and methods for enhancing control of fluid catalytic cracking (FCC) processes using spectroscopic analyzers
US11692141B2 (en) 2021-10-10 2023-07-04 Marathon Petroleum Company Lp Methods and systems for enhancing processing of hydrocarbons in a fluid catalytic cracking unit using a renewable additive
CA3188122A1 (en) 2022-01-31 2023-07-31 Marathon Petroleum Company Lp Systems and methods for reducing rendered fats pour point

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4455287A (en) * 1982-03-15 1984-06-19 Ari Technologies, Inc. Method of stabilizing chelated polyvalent metal solutions
US5085842A (en) * 1990-01-25 1992-02-04 Hoechst Aktiengesellschaft Process for scavenging hydrogen sulfide using glyoxal
US5225103A (en) * 1989-08-23 1993-07-06 Hoechst Aktiengesellschaft Aqueous aldehyde solutions for trapping hydrogen sulfide in natural gas and crude oil producing plants
RU2230095C1 (ru) * 2003-03-27 2004-06-10 Фахриев Ахматфаиль Магсумович Способ очистки нефти от сероводорода

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4680127A (en) * 1985-12-13 1987-07-14 Betz Laboratories, Inc. Method of scavenging hydrogen sulfide
CA2017047C (en) * 1989-08-01 1999-08-17 Jerry J. Weers Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbons
DE3927763A1 (de) * 1989-08-23 1991-02-28 Hoechst Ag Waessrige aldehydloesugen zum abfangen von schwefelwasserstoff
FR2651500A1 (fr) * 1989-09-05 1991-03-08 Hoechst France Nouvelles emulsions eau dans huile et leur application a l'elimination du sulfure d'hydrogene.
US5075842A (en) * 1989-12-22 1991-12-24 Intel Corporation Disabling tag bit recognition and allowing privileged operations to occur in an object-oriented memory protection mechanism
US5347004A (en) * 1992-10-09 1994-09-13 Baker Hughes, Inc. Mixtures of hexahydrotriazines useful as H2 S scavengers
US5405591A (en) * 1994-01-27 1995-04-11 Galtec Canada, Ltd. Method for removing sulphide(s) from sour gas
US5462721A (en) * 1994-08-24 1995-10-31 Crescent Holdings Limited Hydrogen sulfide scavenging process
US5567212A (en) * 1995-04-27 1996-10-22 Petrolite Corporation Use of olefinic imines to scavenge sulfur species
CA2177408C (en) * 1995-06-06 2001-12-11 Michael Callaway Abatement of hydrogen sulfide with an aldehyde ammonia trimer
US5744024A (en) * 1995-10-12 1998-04-28 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon
US5746908A (en) * 1996-02-12 1998-05-05 Phillips Petroleum Company Crude oil desalting process
US5700438A (en) * 1996-08-05 1997-12-23 Miller; John C. Process for removal of H2S from gas processing streams
US6267938B1 (en) * 1996-11-04 2001-07-31 Stanchem, Inc. Scavengers for use in reducing sulfide impurities
US6063346A (en) * 1998-06-05 2000-05-16 Intevep, S. A. Process for scavenging hydrogen sulfide and mercaptan contaminants from a fluid
US6136282A (en) * 1998-07-29 2000-10-24 Gas Research Institute Method for removal of hydrogen sulfide from gaseous streams
US6582624B2 (en) * 2001-02-01 2003-06-24 Canwell Enviro-Industries, Ltd. Method and composition for removing sulfides from hydrocarbon streams
US7144555B1 (en) * 2001-06-20 2006-12-05 Well To Wire Emissions Control Inc. Method and apparatus for hydrogen sulphide removal
US7211665B2 (en) * 2001-11-09 2007-05-01 Clearwater International, L.L.C. Sulfide scavenger
US7497943B2 (en) * 2002-08-30 2009-03-03 Baker Hughes Incorporated Additives to enhance metal and amine removal in refinery desalting processes
US7264786B2 (en) * 2004-04-21 2007-09-04 Bj Services Company Method of scavenging hydrogen sulfide and/or mercaptans from fluid and gas streams
US7326392B2 (en) * 2004-08-02 2008-02-05 Gas Technology Institute H2S scavenging method

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4455287A (en) * 1982-03-15 1984-06-19 Ari Technologies, Inc. Method of stabilizing chelated polyvalent metal solutions
US5225103A (en) * 1989-08-23 1993-07-06 Hoechst Aktiengesellschaft Aqueous aldehyde solutions for trapping hydrogen sulfide in natural gas and crude oil producing plants
US5085842A (en) * 1990-01-25 1992-02-04 Hoechst Aktiengesellschaft Process for scavenging hydrogen sulfide using glyoxal
RU2230095C1 (ru) * 2003-03-27 2004-06-10 Фахриев Ахматфаиль Магсумович Способ очистки нефти от сероводорода

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2614014C1 (ru) * 2015-10-12 2017-03-22 Александр Юрьевич Копылов Нейтрализатор сернистых соединений и способ его использования

Also Published As

Publication number Publication date
ECSP11010860A (es) 2011-04-29
MX2011002377A (es) 2011-09-21
RU2011107198A (ru) 2012-10-10
US20110155646A1 (en) 2011-06-30
CA2735429A1 (en) 2010-03-11
CN102144019A (zh) 2011-08-03
WO2010027353A1 (en) 2010-03-11
BRPI0808265A2 (pt) 2019-09-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2499031C2 (ru) Способ удаления сероводорода из сырой нефти
RU2563633C2 (ru) Использование простых альфа-аминоэфиров для удаления сероводорода из углеводородов
JP5420899B2 (ja) 油性廃水浄化方法
RU2490311C1 (ru) Нейтрализатор сероводорода
US9938470B2 (en) Multi-component scavenging systems
US8702975B2 (en) Process, method, and system for removing heavy metals from fluids
EP3442683B1 (en) Chemical process for sulfur reduction of hydrocarbons
US10513662B2 (en) Functionalized aldehydes as H2S and mercaptan scavengers
KR20180022832A (ko) 황화 수소 포집 첨가제 조성물, 및 이를 포함하는 매질
US11053447B2 (en) Chemical process for sulfur reduction of hydrocarbons
EP2601277A2 (en) Method of removing multi-valent metals from crude oil
CN103003395A (zh) 除去硫化氢的改进方法
US11326109B2 (en) Metal removal from glycol fluids
RU2453582C1 (ru) Комплексный реагент для очистки жидких и газообразных сред от сероводорода и меркаптанов со свойствами дезинфицирующего средства
RU2496853C9 (ru) Нейтрализатор сероводорода и способ его использования
KR101693908B1 (ko) 탄화수소 처리시 오염을 억제하는 방법
CA2933641C (en) Control of carbonyl sulfide with sodium borohydride in caustic towers for petroleum/petrochemical processes
EP3856684B1 (en) Method of suspending elemental sulfur in water
RU2813123C2 (ru) Способ суспендирования элементарной серы в воде
US20140243564A1 (en) Method for inhibiting fouling in basic washing systems

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20140903