RU2191849C2 - Reagent for inhibition of growth of sulfate-reducing microorganisms and inhibition of hydrogen sulfide corrosion - Google Patents
Reagent for inhibition of growth of sulfate-reducing microorganisms and inhibition of hydrogen sulfide corrosion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2191849C2 RU2191849C2 RU2001102887/02A RU2001102887A RU2191849C2 RU 2191849 C2 RU2191849 C2 RU 2191849C2 RU 2001102887/02 A RU2001102887/02 A RU 2001102887/02A RU 2001102887 A RU2001102887 A RU 2001102887A RU 2191849 C2 RU2191849 C2 RU 2191849C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- sulfate
- reagent
- inhibition
- growth
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к химическим реагентам, в частности к реагентам для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) и ингибирования сероводородной коррозии, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для предотвращения роста СВБ в нефтепромысловых средах и заводняемом нефтяном пласте, а также для защиты оборудования от сероводородной коррозии. The invention relates to chemical reagents, in particular to reagents for suppressing the growth of sulfate-reducing bacteria (SBA) and inhibiting hydrogen sulfide corrosion, and can be used in the oil and gas industry to prevent the growth of SVB in oilfield environments and water-flooding oil reservoir, as well as to protect equipment from hydrogen sulfide corrosion .
Известны химические реагенты для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в заводняемом нефтяном пласте и ингибирования коррозии, представляющие собой хлорпроизводные алифатических и циклических аминов (авт. св. СССР 652315, 815985, 1100879, 1102235, 1107540, 1356403, 1422577, 1536770, 1589576, пат. РФ 2078914, 2122108 и др.). Известные реагенты являются дефицитными и дорогостоящими продуктами, проявляющими эффективность подавления роста СВБ и ингибирования коррозии при высоких концентрациях, что препятствует широкому их использованию в нефтяной промышленности. Chemical reagents are known for inhibiting the growth of sulfate-reducing bacteria in a flooded oil reservoir and inhibiting corrosion, which are chlorine derivatives of aliphatic and cyclic amines (ed. St. USSR 652315, 815985, 1100879, 1102235, 1107540, 1356403, 1422577, 1536770, 15895. 2078914, 2122108, etc.). Known reagents are scarce and expensive products that show the effectiveness of inhibiting the growth of SSC and corrosion inhibition at high concentrations, which prevents their widespread use in the oil industry.
Известен также реагент для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий в заводняемом нефтяном пласте, представляющий собой продукт конденсации фенола и 2-нафтол-сульфокислоты с формальдегидом (авт. св. СССР 1020569, Е 21 В 43/22, 1983 г.). Известный реагент является дефицитным и дорогостоящим продуктом, проявляющим бактерицидные свойства по отношению к СВБ при высоких дозировках - 125 мг/л (при содержании СВБ в воде не более 104 кл/мл). Кроме того, он имеет низкую степень защиты от коррозии.Also known is a reagent for inhibiting the growth of sulfate-reducing bacteria in a water-filled oil reservoir, which is a condensation product of phenol and 2-naphthol sulfonic acid with formaldehyde (ed. St. USSR 1020569, E 21 B 43/22, 1983). The known reagent is a scarce and expensive product exhibiting bactericidal properties in relation to SVB at high dosages - 125 mg / l (when the SVB content in the water is not more than 10 4 cells / ml). In addition, it has a low degree of corrosion protection.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является реагент для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии, включающий формальдегид в виде водного раствора (формалин) ("Химические реагенты в добыче и транспорте нефти". Справочник. М.: Химия, 1987, с.85). Указанный реагент используется в нефтяной промышленности, и формалин включен в реестр "Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли" (ж. "Нефтяное хозяйство". 2000, 11, с.66). Однако указанный реагент недостаточно эффективен и требует высоких дозировок - до 2 кг/м3 (Ибрагимов Г. З. , Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти. М.: Недра, 1986, с.129). Кроме того, при применении формалина в промысловых условиях возникают технологические трудности из-за полимеризации формальдегида и выпадения в осадок полиформальдегида при транспортировании и хранении в холодное время года. Полимеризация формальдегида с образованием твердых продуктов в заводняемом нефтяном пласте приводит к уменьшению проницаемости пород, снижению приемистости нагнетательных скважин и закупориванию пласта ("Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода". О. И. Сер. "Нефтепромысловое дело". М.: ВНИИОЭНГ, 1984, Вып.16, с.74).Closest to the proposed invention is a reagent for inhibiting the growth of sulfate-reducing bacteria and inhibiting corrosion, including formaldehyde in the form of an aqueous solution (formalin) ("Chemical reagents in the extraction and transportation of oil. Handbook. M .: Chemistry, 1987, p.85). The specified reagent is used in the oil industry, and formalin is included in the register "List of chemical products agreed and approved for use in the oil industry" (g. "Oil industry". 2000, 11, p.66). However, this reagent is not effective enough and requires high dosages - up to 2 kg / m 3 (Ibragimov G.Z., Sorokin V.A., Khisamutdinov N.I. Chemical reagents for oil production. M .: Nedra, 1986, p.129 ) In addition, the use of formalin in commercial conditions poses technological difficulties due to the polymerization of formaldehyde and precipitation of polyformaldehyde during transportation and storage in the cold season. Polymerization of formaldehyde with the formation of solid products in a water-filled oil reservoir leads to a decrease in rock permeability, a decrease in injectivity of injection wells and plugging of the reservoir ("Operation of deposits and preparation of oil with a high content of hydrogen sulfide. O. I. Ser." Oilfield business. M .: VNIIOENG, 1984, Issue 16, p. 74).
Кроме того, формалин и другие вышеуказанные известные реагенты обладают низкой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду, что не позволяет применять их в качестве химического реагента - нейтрализатора сероводорода в нефтепромысловых средах при эксплуатации нефтяных залежей с повышенным содержанием сероводорода. В связи с возрастанием объемов добычи сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов и ужесточением требований к охране окружающей среды разработка эффективного химического реагента для нейтрализации сероводорода в нефтепромысловых средах, в т.ч. в продукции нефтяных скважин, становится актуальной задачей ("Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода". О.И. Сер. "Нефтепромысловое дело". М.: ВНИИОЭНГ, 1984, Вып.16, с.46-47 и др.). In addition, formalin and other above-mentioned known reagents have a low neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide, which does not allow them to be used as a chemical reagent - a converter of hydrogen sulfide in oilfield environments when operating oil deposits with a high content of hydrogen sulfide. In connection with the increase in the production of hydrogen sulfide-containing oils, gas condensates and stricter environmental requirements, the development of an effective chemical reagent for neutralizing hydrogen sulfide in oilfield environments, including in the production of oil wells, it becomes an urgent task ("The exploitation of deposits and the preparation of oil with a high content of hydrogen sulfide." OI Ser. "Oilfield business." M .: VNIIOENG, 1984, Issue 16, p. 46-47, etc. .).
Известен химический реагент для нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине в процессе ее эксплуатации в условиях сероводородной агрессии, представляющий собой полиглицерины - отходы производства глицерина в смеси с водным раствором хлористого натрия при следующих соотношениях компонентов, об. %:
Полиглицерины - 60-90
Водный раствор хлористого натрия - 10-40
(пат. РФ 2136864, Е 21 В 43/22, 1999 г.). Этому реагенту присущ ряд недостатков, ограничивающих его широкое применение в нефтяной промышленности: он обладает недостаточно высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду (3,7 объема сероводорода на 1 объем нейтрализующей жидкости) и легким меркаптанам, слабым бактерицидным действием по отношению к СВБ, имеет низкую степень защиты от коррозии.Known chemical reagent for neutralizing hydrogen sulfide in an oil well during its operation under conditions of hydrogen sulfide aggression, which is polyglycerols - waste production of glycerol mixed with an aqueous solution of sodium chloride in the following ratios of components, vol. %:
Polyglycerols - 60-90
An aqueous solution of sodium chloride - 10-40
(Pat. RF 2136864, E 21 B 43/22, 1999). This reagent has a number of drawbacks that limit its widespread use in the oil industry: it does not have a sufficiently high neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide (3.7 volumes of hydrogen sulfide per 1 volume of neutralizing liquid) and light mercaptans, with a weak bactericidal effect against SVB, it has a low degree of protection against corrosion.
В основу настоящего изобретения положена задача создания реагента для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования коррозии в нефтепромысловых средах, обладающего высокой эффективностью при борьбе с ростом СВБ и сероводородной коррозией. The present invention is based on the task of creating a reagent for inhibiting the growth of sulfate-reducing bacteria and inhibiting corrosion in oilfield environments, which is highly effective in combating the growth of SVB and hydrogen sulfide corrosion.
Предлагаемое изобретение решает также задачу создания химического реагента, обладающего высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам, содержащимся в нефтепромысловых средах. The present invention also solves the problem of creating a chemical reagent having a high neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide and light mercaptans contained in oilfield environments.
Поставленная задача решается тем, что реагент для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий и ингибирования сероводородной коррозии, включающий продукт на основе формальдегида, в качестве продукта на основе формальдегида содержит продукт взаимодействия 30-40%-ного водного или водно-метанольного раствора формальдегида (формалина) с аммиаком и моноэтаноламином в мольном соотношении формальдегид: аммиак: моноэтаноламин 1: (0,05-0,40):(0,10-0,90), соответственно. The problem is solved in that the reagent for inhibiting the growth of sulfate-reducing bacteria and inhibiting hydrogen sulfide corrosion, including a product based on formaldehyde, as a product based on formaldehyde contains the product of the interaction of a 30-40% aqueous or aqueous methanol solution of formaldehyde (formalin) with ammonia and monoethanolamine in a molar ratio of formaldehyde: ammonia: monoethanolamine 1: (0.05-0.40) :( 0.10-0.90), respectively.
Заявляемый реагент - продукт взаимодействия формалина, аммиака и моноэтаноламина в вышеуказанных соотношениях представляет собой бесцветную или светло-желтую прозрачную жидкость с температурой застывания в пределах минус 21-35oС (в зависимости от соотношения компонентов). Для придания реагенту низкотемпературных свойств его разбавляют известным органическим растворителем - антифризом (при применении в холодное зимнее время в регионах с суровыми климатическими условиями). Дополнительное введение в состав реагента низшего алифатического спирта (метанола, этанола, пропанола) или смеси спирта и ароматического растворителя в количестве до 40% обеспечивает получение продукта с температурой застывания ниже минус 45oС, пригодного для транспортирования, хранения и применения в холодное время года.The inventive reagent is the product of the interaction of formalin, ammonia and monoethanolamine in the above ratios is a colorless or light yellow transparent liquid with a pour point in the range of minus 21-35 o C (depending on the ratio of components). To give the reagent low temperature properties, it is diluted with a well-known organic solvent - antifreeze (when applied in cold winter time in regions with severe climatic conditions). Additional introduction into the composition of the reagent lower aliphatic alcohol (methanol, ethanol, propanol) or a mixture of alcohol and an aromatic solvent in an amount of up to 40% provides a product with a pour point below minus 45 o C, suitable for transportation, storage and use in the cold season.
В качестве исходного сырья для приготовления предлагаемого реагента преимущественно используют около 37%-ный водный раствор формальдегида - формалин технический по ГОСТ 1625-89 или 30-40%-ный воднометанольный раствор формальдегида - формалин метанольный по ТУ 38.602-09-43-92, аммиак жидкий по ГОСТ 6221-90 или аммиак водный технический по ГОСТ 9-92 и моноэтаноламин технический по ТУ 6-02-915-84. Указанные виды исходного сырья производятся в настоящее время отечественной промышленностью в крупнотоннажном масштабе и являются доступными и недорогими продуктами, т.е. с точки зрения обеспеченности исходным сырьем предлагаемый реагент является промышленно применимым. Технология получения предлагаемого реагента заключается в смешении формалина, аммиака и моноэтаноламина в вышеуказанных оптимальных соотношениях при обычных температурах, поэтому может быть осуществлена в реагентном цехе нефтегазодобывающего предприятия. About 37% aqueous formaldehyde solution - technical formalin according to GOST 1625-89 or 30-40% aqueous methanol formaldehyde solution - methanol formalin according to TU 38.602-09-43-92, ammonia are mainly used as feedstock for the preparation of the proposed reagent. liquid technical GOST 6221-90 or aqueous ammonia technical GOST 9-92 and technical monoethanolamine technical TU 6-02-915-84. These types of feedstock are currently produced by the domestic industry on a large-scale scale and are affordable and inexpensive products, i.e. from the point of view of the availability of raw materials, the proposed reagent is industrially applicable. The technology for producing the proposed reagent consists in mixing formalin, ammonia and monoethanolamine in the above optimal ratios at ordinary temperatures, therefore, it can be carried out in the reagent workshop of an oil and gas producing enterprise.
Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и наличию свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям "новизна" и "изобретательский уровень". An analysis of the known technical solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object similar in terms of the claimed combination of features and the presence of properties, which allows us to conclude that its criteria are “novelty” and “inventive step”.
Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию "промышленная применимость" ниже приведены конкретные примеры получения реагента и испытания его на эффективность. To prove the compliance of the claimed object with the criterion of "industrial applicability" below are specific examples of the preparation of the reagent and testing it for effectiveness.
Пример 1. К 75,0 г 40%-ного формалина метанольного по ТУ 38.602-09-43-92 при перемешивании постепенно вводят 27,2 г 25%-ного аммиака водного по ГОСТ 9-92. При этом происходит повышение температуры, поэтому реакцию проводят при охлаждении при температуре не выше 50oС. После добавления всего количества аммиака смесь перемешивают в течение 1 ч при 20-50oС, а затем при перемешивании постепенно вводят 6,1 г моноэтаноламина технического по ТУ 6-02-915-84. После добавления всего количества моноэтаноламина смесь перемешивают в течение 1 ч при 20-50oС для завершения реакции и получения однородного продукта.Example 1. To 75.0 g of 40% methanol formalin according to TU 38.602-09-43-92, 27.2 g of 25% aqueous ammonia are gradually introduced with stirring according to GOST 9-92. When this occurs, the temperature increases, so the reaction is carried out under cooling at a temperature not exceeding 50 o C. After adding the entire amount of ammonia, the mixture is stirred for 1 h at 20-50 o C, and then 6.1 g of technical monoethanolamine are gradually introduced with stirring TU 6-02-915-84. After adding the entire amount of monoethanolamine, the mixture is stirred for 1 h at 20-50 o C to complete the reaction and obtain a homogeneous product.
Примеры 2-7 выполняют аналогично примеру 1, изменяя мольное соотношение исходных компонентов. При этом в примерах 6 и 7 реагенты получают с использованием в качестве исходных компонентов 37%-ного формалина технического по ГОСТ 1625-89 и аммиака жидкого по ГОСТ 6221-90. Составы, полученные по примерам 1-7, приведены в табл. 1. Examples 2-7 are performed analogously to example 1, changing the molar ratio of the starting components. Moreover, in examples 6 and 7, the reagents are obtained using 37% formalin technical as per GOST 1625-89 and liquid ammonia as GOST 6221-90 as starting components. The compositions obtained in examples 1-7 are shown in table. 1.
Полученные составы при нормальных условиях представляют собой бесцветные или светло-желтые прозрачные подвижные жидкости с характерным запахом формальдегида, плотностью 1,0-1,15 г/см3 и температурой застывания минус 21-35oС.The resulting compositions under normal conditions are colorless or light yellow transparent mobile liquids with a characteristic odor of formaldehyde, a density of 1.0-1.15 g / cm 3 and pour point minus 21-35 o C.
Предлагаемые реагенты испытывают на эффективность подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) по известной методике. The proposed reagents are tested for the effectiveness of inhibiting the growth of sulfate-reducing bacteria (SBA) by a known method.
Количественный состав СВБ определяют методом предельных 10-кратных разведений с использованием элективной питательной среды Постгейта (ОСТ 39-151-83). The quantitative composition of SVB is determined by the method of limiting 10-fold dilutions using the elective nutrient medium of Postgate (OST 39-151-83).
Накопительную культуру СВБ выделяют из промысловой жидкости Ромашкинского месторождения (Республика Татарстан). После разведения СВБ (образование черного осадка в бутылочке) пробу пересеивают еще 3 раза в свежую питательную среду. Для испытаний используют культуру СВБ 4-5-суточной выдержки. Культура СВБ, годная к испытаниям, должна давать почернение за 24 часа при дозировании 1 мл СВБ в питательную среду. The SVB accumulative culture is isolated from the commercial fluid of the Romashkinskoye field (Republic of Tatarstan). After diluting SVB (the formation of a black precipitate in the bottle), the sample is re-screened 3 more times in fresh culture medium. For tests using a culture of SVB 4-5-day exposure. A culture of SVB suitable for testing should give blackening in 24 hours when dosing 1 ml of SVB in a nutrient medium.
В ряд маркированных пробирок с питательной средой вводят исследуемый реагент в количестве, обеспечивающем необходимую концентрацию в мг/л. In a number of labeled tubes with a nutrient medium, the test reagent is introduced in an amount that provides the necessary concentration in mg / L.
Пробирку с выращенной культурой СВБ (содержание СВБ 108 кл/мл) перемешивают, выдерживают до оседания осадка сульфидов, стерильной пипеткой отбирают жидкость над осадком и вводят по 0,5 мл в каждую пробирку, содержащую питательную среду и реагент. Пробирки перемешивают и термостатируют при 30-32oС. Для каждого варианта делают 3 повторности.A test tube with a culture of SVB grown (content of
В качестве контроля используют аналогичные пробы без добавки реагента и с добавлением реагента-прототипа. As a control, similar samples are used without the addition of a reagent and with the addition of a prototype reagent.
Пробирки наблюдают 15 суток, отмечая появление черной окраски. Эффективными считают реагенты, не дающие потемнения или слегка окрашенные. Test tubes are observed for 15 days, noting the appearance of a black color. Reagents that do not give darkening or are slightly colored are considered effective.
Эффективность предотвращения роста бактерий оценивают по степени подавления СВБ, определенной по формуле
где C1 и С2 - содержание сероводорода в контрольной и исследуемой пробах (мг/л), определенной по истечении 15 суток от начала испытания.The effectiveness of preventing the growth of bacteria is evaluated by the degree of suppression of SVB, determined by the formula
where C 1 and C 2 - the content of hydrogen sulfide in the control and test samples (mg / l), determined after 15 days from the start of the test.
В табл. 2 представлены сравнительные с прототипом результаты испытаний. In the table. 2 presents comparative test results with the prototype.
Предлагаемые реагенты испытывают на эффективность их защитного действия от коррозии в соответствии с документом "Методика оценки коррозионной агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при помощи коррозиметров" (РД 39-3-611-81). The proposed reagents are tested for the effectiveness of their protective action against corrosion in accordance with the document "Methodology for assessing the corrosiveness of oilfield environments and the protective effect of corrosion inhibitors using corrosion meters" (RD 39-3-611-81).
Защитное действие реагентов определяют при помощи коррозиметра "Corrater - 9030" в ингибированном (с добавлением испытуемого реагента) стандартном и сероводородсодержащем растворе по ГОСТ 9.506-87. В качестве агрессивной среды используют модель пластовой воды с плотностью 1,12 г/см3 при концентрации сероводорода 100 мг/л. Модель воды предварительно обескислороживают инертным газом - аргоном. Продолжительность испытаний - 5 часов.The protective effect of the reagents is determined using a Corrater-9030 corrosion meter in an inhibited (with the addition of the test reagent) standard and hydrogen sulfide-containing solution according to GOST 9.506-87. A model of produced water with a density of 1.12 g / cm 3 and a hydrogen sulfide concentration of 100 mg / l is used as an aggressive medium. The water model is preliminarily deoxygenated with an inert gas - argon. The test duration is 5 hours.
В табл. 3 представлены сравнительные с прототипом результаты коррозионных испытаний. In the table. 3 presents the comparative results of the prototype corrosion test.
Предлагаемые реагенты испытывают на эффективность нейтрализации сероводорода и этилмеркаптана в водонефтяной эмульсии по следующей методике. The proposed reagents are tested for the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide and ethyl mercaptan in an oil-water emulsion according to the following procedure.
В несколько градуированных и пронумерованных стеклянных бутылок емкостью 1 л помещают навески испытуемого реагента в количествах, чтобы можно было построить графическую зависимость степени нейтрализации сероводорода или этилмеркаптана от дозировки реагента. Затем в бутылки с навесками реагента загружают по 800 мл сырой нефти (водонефтяной эмульсии) с известной концентрацией сероводорода (470 мг/л) или этилмеркаптана (390 мг/л), герметично закупоривают, интенсивно встряхивают для диспергирования реагента в нефти и оставляют на стоянке при комнатной температуре (22oС). Затем проводят количественный анализ нефти на содержание сероводорода и меркаптановой серы методом потенциометрического титрования по ГОСТ 17323-71. По результатам анализов рассчитывают степень нейтрализации сероводорода и этилмеркаптана в нефти, и из полученной графической зависимости определяют количество реагента, обеспечивающее 100%-ную нейтрализацию сероводорода и этилмеркаптана в нефти, а также удельный расход реагента на нейтрализацию 1 г сероводорода и 1 г этилмеркаптана (расходный коэффициент реагента по сероводороду и этилмеркаптану).Weighed portions of the test reagent are placed in several graduated and numbered glass bottles with a capacity of 1 l, so that a graphical dependence of the degree of neutralization of hydrogen sulfide or ethyl mercaptan on the dosage of the reagent can be constructed. Then, 800 ml of crude oil (water-in-oil emulsion) with a known concentration of hydrogen sulfide (470 mg / L) or ethyl mercaptan (390 mg / L) is loaded into bottles with reagent samples, hermetically sealed, vigorously shaken to disperse the reagent in the oil and left in the parking lot when room temperature (22 o C). Then a quantitative analysis of the oil is carried out for the content of hydrogen sulfide and mercaptan sulfur by potentiometric titration according to GOST 17323-71. Based on the analysis results, the degree of neutralization of hydrogen sulfide and ethyl mercaptan in oil is calculated, and from the obtained graphical dependence, the amount of reagent providing 100% neutralization of hydrogen sulfide and ethyl mercaptan in oil is determined, as well as the specific consumption of the reagent to neutralize 1 g of hydrogen sulfide and 1 g of ethyl mercaptan (consumption coefficient hydrogen sulfide and ethyl mercaptan reagent).
В табл. 4 представлены сравнительные с прототипом результаты испытаний. In the table. 4 presents comparative test results with the prototype.
Из представленных в табл. 2 и 3 данных видно, что предлагаемый реагент по сравнению с прототипом обладает более высокими эффектами подавления роста СВБ и ингибирования сероводородной коррозии. Данные табл. 4 показывают, что предлагаемый реагент обладает также высокой нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам и, следовательно, может быть использован для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтепромысловых средах, в том числе в нефтяной скважине в процессе ее эксплуатации в условиях сероводородной агрессии. Кроме того, реагент позволит расширить ассортимент применяемых в настоящее время бактерицидов, что необходимо для исключения адаптации к ним микроорганизмов. Of the presented in table. 2 and 3 of the data it is seen that the proposed reagent in comparison with the prototype has higher effects of suppressing the growth of SVB and inhibition of hydrogen sulfide corrosion. The data table. 4 show that the proposed reagent also has a high neutralizing ability with respect to hydrogen sulfide and light mercaptans and, therefore, can be used to neutralize hydrogen sulfide and light mercaptans in oilfield environments, including in an oil well during its operation under conditions of hydrogen sulfide aggression. In addition, the reagent will expand the range of currently used bactericides, which is necessary to exclude the adaptation of microorganisms to them.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001102887/02A RU2191849C2 (en) | 2001-01-23 | 2001-01-23 | Reagent for inhibition of growth of sulfate-reducing microorganisms and inhibition of hydrogen sulfide corrosion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001102887/02A RU2191849C2 (en) | 2001-01-23 | 2001-01-23 | Reagent for inhibition of growth of sulfate-reducing microorganisms and inhibition of hydrogen sulfide corrosion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2191849C2 true RU2191849C2 (en) | 2002-10-27 |
| RU2001102887A RU2001102887A (en) | 2003-01-27 |
Family
ID=20245463
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001102887/02A RU2191849C2 (en) | 2001-01-23 | 2001-01-23 | Reagent for inhibition of growth of sulfate-reducing microorganisms and inhibition of hydrogen sulfide corrosion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2191849C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2318863C2 (en) * | 2005-03-10 | 2008-03-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same |
| RU2848794C1 (en) * | 2024-10-29 | 2025-10-21 | Федеральное государственное бюджетное научное учреждение Уфимский федеральный исследовательский центр Российской академии наук | Composition for inhibiting metal corrosion |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU72571A1 (en) * | 1946-06-28 | 1947-11-30 | М.С. Беленький | Method to protect against corrosion of compressors and pipelines when pumping natural or artificial petroleum gas containing hydrogen sulfide |
| SU261379A1 (en) * | 1968-06-03 | 1975-03-25 | Method for reducing corrosivity and hydrolysis of an aqueous solution of dimethylformamide | |
| US4120654A (en) * | 1974-08-09 | 1978-10-17 | Petrolite Corporation | Alkynoxymethyl amines as corrosion inhibitors |
| SU1730200A1 (en) * | 1990-07-09 | 1992-04-30 | Уральский лесотехнический институт им.Ленинского комсомола | N-carbalkhydroxymethylquinolinium and n-carbalkhydroxymethylisoquinoolinium chloride as inhibitors of hydrogen-sulfide steel corrosion and bactericidal agents, suppressing the growth of sulfate-reducing bacteria |
-
2001
- 2001-01-23 RU RU2001102887/02A patent/RU2191849C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU72571A1 (en) * | 1946-06-28 | 1947-11-30 | М.С. Беленький | Method to protect against corrosion of compressors and pipelines when pumping natural or artificial petroleum gas containing hydrogen sulfide |
| SU261379A1 (en) * | 1968-06-03 | 1975-03-25 | Method for reducing corrosivity and hydrolysis of an aqueous solution of dimethylformamide | |
| US4120654A (en) * | 1974-08-09 | 1978-10-17 | Petrolite Corporation | Alkynoxymethyl amines as corrosion inhibitors |
| SU1730200A1 (en) * | 1990-07-09 | 1992-04-30 | Уральский лесотехнический институт им.Ленинского комсомола | N-carbalkhydroxymethylquinolinium and n-carbalkhydroxymethylisoquinoolinium chloride as inhibitors of hydrogen-sulfide steel corrosion and bactericidal agents, suppressing the growth of sulfate-reducing bacteria |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. Справочник. - М.: Химия, 1987, с.85. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2318863C2 (en) * | 2005-03-10 | 2008-03-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulfide neutralizer and a process for using the same |
| RU2848794C1 (en) * | 2024-10-29 | 2025-10-21 | Федеральное государственное бюджетное научное учреждение Уфимский федеральный исследовательский центр Российской академии наук | Composition for inhibiting metal corrosion |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104685034A (en) | Method of scavenging hydrogen sulfide and/or sulfhydryl compounds | |
| EP3601636A1 (en) | Formulation and method for dissolution of metal sulfides, inihibition of acid gas corrosion, and inhibition of scale formation | |
| CA2802452A1 (en) | Water-based formulation of h2s/mercaptan scavenger for fluids in oilfield and refinery applications | |
| US20160222278A1 (en) | Encapsulated Production Chemicals | |
| RU2466175C2 (en) | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage | |
| RU2186957C1 (en) | Reagent for suppression of growth of sulfate-reducing microorganisms and inhibition of hydrogen sulfide-induced corrosion | |
| RU2228946C2 (en) | Composition for neutralizing hydrogen sulfide, suppressing growth of sulfate- reducing bacteria, and inhibiting corrosion in oil-field media | |
| EP1144540B1 (en) | Removal of h2s from drilling muds | |
| RU2191849C2 (en) | Reagent for inhibition of growth of sulfate-reducing microorganisms and inhibition of hydrogen sulfide corrosion | |
| RU2318864C1 (en) | Hydrogen sulfide and mercaptan neutralizer | |
| RU2192542C1 (en) | Bactericidal composition | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| CN114672339A (en) | Oil field sterilization desulfurizer and preparation method thereof | |
| RU2197605C2 (en) | Method of suppression of sulfate-reducing bacteria growth | |
| RU2496853C9 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| EP3512924B1 (en) | Use of compositions having a content of condensation product of 1-aminopropan-2-ol and formaldehyde in the removal of sulphur compounds from process streams | |
| RU2187627C2 (en) | Method of neutralization of hydrogen sulfide in oil well | |
| RU2138628C1 (en) | Reagent for suppressing growing of sulfate-reducing bacteria in flooding oil bed | |
| US4311599A (en) | Reduced methylene blue for oxygen removal | |
| RU2470988C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| SU1613475A1 (en) | Emulsion drilling mud | |
| RU2522459C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2098612C1 (en) | Bactericidal composition to suppress growth of microorganisms in oil- field media | |
| RU2173771C2 (en) | Bactericide for controlling growth of sulfate-reducing bacteria in flooded oil formation | |
| RU2170815C1 (en) | Composition for suppressing growth of sulfate-reduction bacteria and inhibiting corrosion in oil-field media |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20050720 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090124 |