RU2774647C1 - Stable, ready to use catalytic composition for cleaning oil and gas condensate from hydrogen sulfide and light mercaptans - Google Patents
Stable, ready to use catalytic composition for cleaning oil and gas condensate from hydrogen sulfide and light mercaptans Download PDFInfo
- Publication number
- RU2774647C1 RU2774647C1 RU2021127493A RU2021127493A RU2774647C1 RU 2774647 C1 RU2774647 C1 RU 2774647C1 RU 2021127493 A RU2021127493 A RU 2021127493A RU 2021127493 A RU2021127493 A RU 2021127493A RU 2774647 C1 RU2774647 C1 RU 2774647C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- oil
- derivatives
- composition
- cobalt phthalocyanine
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 23
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 18
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title abstract description 6
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N ammonia Natural products N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- MPMSMUBQXQALQI-UHFFFAOYSA-N cobalt phthalocyanine Chemical class [Co+2].C12=CC=CC=C2C(N=C2[N-]C(C3=CC=CC=C32)=N2)=NC1=NC([C]1C=CC=CC1=1)=NC=1N=C1[C]3C=CC=CC3=C2[N-]1 MPMSMUBQXQALQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 11
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 11
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 abstract description 2
- ABDSNKFPSGNBNI-UHFFFAOYSA-N cobalt(2+) 2,11,20,29,38,40-hexaza-37,39-diazanidanonacyclo[28.6.1.13,10.112,19.121,28.04,9.013,18.022,27.031,36]tetracontane Chemical compound [Co+2].N1C(C2CCCCC22)[N-]C2NC(C2CCCCC22)NC2NC(C2CCCCC22)[N-]C2NC2NC1C1C2CCCC1 ABDSNKFPSGNBNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 22
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 13
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 12
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical class [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 10
- IEQIEDJGQAUEQZ-UHFFFAOYSA-N phthalocyanine Chemical compound N1C(N=C2C3=CC=CC=C3C(N=C3C4=CC=CC=C4C(=N4)N3)=N2)=C(C=CC=C2)C2=C1N=C1C2=CC=CC=C2C4=N1 IEQIEDJGQAUEQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical class [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical class OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical class CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 101150059107 MPK6 gene Proteins 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101100170064 Mus musculus Ddr1 gene Proteins 0.000 description 1
- 229910006069 SO3H Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- KCIDZIIHRGYJAE-YGFYJFDDSA-L dipotassium;[(2r,3r,4s,5r,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl] phosphate Chemical class [K+].[K+].OC[C@H]1O[C@H](OP([O-])([O-])=O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O KCIDZIIHRGYJAE-YGFYJFDDSA-L 0.000 description 1
- 150000002019 disulfides Chemical class 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003918 potentiometric titration Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- -1 sulfo- Chemical class 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к способам окислительно-каталитической очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и легких меркаптанов, в частности к производству готовых к применению каталитических композиций для технологий очистки углеводородного сырья от сернистых соединений, применяемых в газонефтедобывающей промышленности.The invention relates to methods for the oxidation-catalytic purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide and light mercaptans, in particular to the production of ready-to-use catalyst compositions for technologies for the purification of hydrocarbon feedstock from sulfur compounds used in the gas and oil industry.
В нефтях и газоконденсатах даже после стабилизации на установке подготовки может присутствовать до 0,07% сероводорода и до 0,5% меркаптанов. Присутствие сероводорода и легких, низкокипящих меркаптанов С1-С3, создает дурной запах нефти и газоконденсата. При нарушении герметичности хранилищ и при транспортировке по трубопроводам, сероводород и меркаптаны могут попасть в атмосферу, создавая опасную экологическую ситуацию. По ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» массовая доля сероводорода в нефти сорта 1 не должна превышать 0,002% (20 ppm) и суммы метил- и этилмеркаптанов 0,004% (40 ppm) Присутствие более тяжелых меркаптанов С3+ не лимитируется. По ТР ЕАЭС 045/2017 «Требования к показателям при передаче нефти на транспортировку магистральным трубопроводом или переработку» нефть должны соответствовать нефти 1 сорта ГОСТ Р 51858-2002.In oils and gas condensates, even after stabilization at the treatment plant, up to 0.07% hydrogen sulfide and up to 0.5% mercaptans can be present. The presence of hydrogen sulfide and light, low-boiling mercaptans C 1 -C 3 creates a bad smell of oil and gas condensate. In case of violation of the tightness of storage facilities and during transportation through pipelines, hydrogen sulfide and mercaptans can enter the atmosphere, creating a dangerous environmental situation. According to GOST R 51858-2002 “Oil. General Specifications” the mass fraction of hydrogen sulfide in Grade 1 oil should not exceed 0.002% (20 ppm) and the sum of methyl and ethyl mercaptans 0.004% (40 ppm) The presence of heavier C3+ mercaptans is not limited. According to TR EAEU 045/2017 “Requirements for indicators when transferring oil for transportation by a main pipeline or processing”, oil must comply with grade 1 oil GOST R 51858-2002.
Для очистки нефти и газоконденсата от сероводорода известен способ, в котором окисление кислородом воздуха проводят в присутствии раствора аммониевых солей сульфофталоцианинов кобальта в 20-30%-ном водном растворе аммиака, который вводят в нефть или газоконденсат (Пат. RU №2272065 С2, МПК6 C10G 27/04, оп. 20.03.2006 г.). Метод предусматривает применение сульфо-, дисульфо-, тетросульфо-, дихлордисульфофталоцианинов кобальта и глубокую очистку до требований ГОСТ Р 51858-2002 для нефти 1 сорта от сероводорода и не раскрывает возможность очистки от легких меркаптанов.To clean oil and gas condensate from hydrogen sulfide, a method is known in which air oxidation is carried out in the presence of a solution of ammonium salts of cobalt sulfophthalocyanines in a 20-30% aqueous solution of ammonia, which is introduced into oil or gas condensate (Pat. RU No. 2272065 C2, MPK6 C10G 27/04, op. 03/20/2006). The method involves the use of sulfo-, disulfo-, tetrosulfo-, dichlorodisulfophthalocyanines of cobalt and deep purification to the requirements of GOST R 51858-2002 for grade 1 oil from hydrogen sulfide and does not disclose the possibility of purification from light mercaptans.
Наиболее близким по технической сущности и получаемому эффекту является процесс, в котором содержащийся в нефти или газоконденсате сероводород окисляется до элементной серы, а меркаптаны до дисульфидов в присутствии водно-щелочного раствора фталоцианинового катализатора (Пат. RU №2109033 С1, МПК6 C10G 27/06, C10G 19/02, оп. 10.02.2006 г.). Метод предусматривает применение только дисульфо-, тетросульфо-, дихлордиоксидисульфо- и полифталоцианинов кобальта растворы которых готовятся аппаратчиками у потребителя из поставляемых отдельно катализаторов и щелочных и аммиачных растворов, что требует дополнительных затрат на строительство специальной схемы изготовления и усложняет труд аппаратчиков у потребителя продукции. Если сырье содержит много сероводорода (до 500-600 ppm) и мало меркаптанов (до 200 ppm), то используют 0,01-0,05%-ные растворы катализатора в 20-30%-ном водном аммиаке, если сырье содержит мало сероводорода (менее 150 ppm) и много меркаптанов C1-С2 (более 200 ppm), то используют 0,03-0,1%-ные растворы фталоцианинового катализатора в 2-20%-ных растворах NaOH. Применение данного процесса не позволяет очистить углеводородное сырье с содержанием сероводорода до 600 ppm и содержанием легких меркаптанов более 200 ppm одновременно (в одну стадию) только раствором фталоцианинового катализатора в 20-30%-ном водном аммиаке.The closest in technical essence and the resulting effect is a process in which hydrogen sulfide contained in oil or gas condensate is oxidized to elemental sulfur, and mercaptans to disulfides in the presence of an aqueous alkaline solution of a phthalocyanine catalyst (Pat. RU No. 2109033 C1, IPC 6 C10G 27/06 , C10G 19/02, op. 02/10/2006). The method involves the use of only disulfo-, tetrasulfo-, dichlorodioxydisulfo- and polyphthalocyanines of cobalt, the solutions of which are prepared by apparatchiks at the consumer from separately supplied catalysts and alkaline and ammonia solutions, which requires additional costs for the construction of a special manufacturing scheme and complicates the work of apparatchiks at the consumer. If the raw material contains a lot of hydrogen sulfide (up to 500-600 ppm) and little mercaptans (up to 200 ppm), then 0.01-0.05% catalyst solutions in 20-30% aqueous ammonia are used, if the raw material contains little hydrogen sulfide (less than 150 ppm) and a lot of C1-C2 mercaptans (more than 200 ppm), then 0.03-0.1% solutions of the phthalocyanine catalyst in 2-20% NaOH solutions are used. The use of this process does not allow to purify hydrocarbon feedstock with a hydrogen sulfide content of up to 600 ppm and a content of light mercaptans of more than 200 ppm simultaneously (in one stage) only with a solution of a phthalocyanine catalyst in 20-30% aqueous ammonia.
Техническая задача заявляемого изобретения состоит в разработке способа окислительной очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и легких меркаптанов как в промысловых, так и в условиях нефтегазоперерабатывающих заводов, с использованием готовой к применению каталитической композиции в стабильной жидкой форме.The technical task of the claimed invention is to develop a method for the oxidative purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide and light mercaptans both in the field and in the conditions of oil and gas processing plants, using a ready-to-use catalytic composition in a stable liquid form.
Технический результат - стабильная жидкая композиция для эффективной очистки в одну стадию углеводородного сырья с высоким содержанием сероводорода 500-600 ppm и легких меркаптанов содержанием до 460 ppm, приготовленная непосредственно у производителя, а также высокая активность композиции за счет применения в составе галогензамещенных производных фталоцианина кобальта.EFFECT: stable liquid composition for efficient cleaning in one stage of hydrocarbon raw materials with a high content of hydrogen sulfide of 500-600 ppm and light mercaptans with a content of up to 460 ppm, prepared directly from the manufacturer, as well as high activity of the composition due to the use of halogen-substituted cobalt phthalocyanine derivatives in the composition.
Технический результат достигается тем, что стабильная готовая к применению каталитическая композиция для очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и легких меркаптанов включает 20-30% водный раствор аммиака и каталитическую добавку в виде производных комплексов фталоцианинов кобальта, при этом используют в количестве 0,05-5 мас. % галогензамещенные производные комплексов фталоцианинов общей формулы:The technical result is achieved by the fact that a stable ready-to-use catalytic composition for cleaning oil and gas condensate from hydrogen sulfide and light mercaptans includes a 20-30% aqueous solution of ammonia and a catalytic additive in the form of derivatives of cobalt phthalocyanine complexes, while using in an amount of 0.05-5 wt. % halogen-substituted derivatives of phthalocyanine complexes of the general formula:
[СоФЦ] Xn (SO3)2 2-2Кат+,[SoFC] Xn (SO 3 ) 2 2- 2Cat + ,
где X=Cl, Br; n=1-3; Кат+=H+, Na+, K+, NH4 +, СоФЦ - соединение структурной формулы:where X=Cl, Br; n=1-3; Cat + \u003d H + , Na + , K +, NH 4 + , SoPC - a compound of the structural formula:
где R=-H, - SO3H, - SO3Na, R1=- H, - NH2, - NO2, Cl, - Br, - OH.where R \u003d -H, - SO 3 H, - SO 3 Na, R 1 \u003d - H, - NH 2 , - NO 2 , Cl, - Br, - OH.
Каталитическую композицию на основе водного раствора аммиака и производного комплексов фталоцианинов готовят в условиях завода-изготовителя.A catalytic composition based on an aqueous solution of ammonia and a derivative of phthalocyanine complexes is prepared under the manufacturer's conditions.
В качестве производного комплексов фталоцианинов используют галогензамещенные производные фталоцианина кобальта общей формулыAs a derivative of phthalocyanine complexes, halogen-substituted derivatives of cobalt phthalocyanine of the general formula are used
где X=Cl, Br; n=1-3; Кат+=H+, Na+, K+, NH4+,where X=Cl, Br; n=1-3; Cat+=H+, Na+, K+, NH4+,
Фталоцианины кобальта имеют следующую структуру:Cobalt phthalocyanines have the following structure:
где R=-H, - SO3H, - SO3Na; R1=- H, - NH2, - NO2, Cl, - Br, - OH и т.д.where R=-H, - SO3H, - SO3Na; R1=- H, - NH2, - NO2, Cl, - Br, - OH, etc.
Для целей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и легких меркаптанов вводят каталитическую композицию в количестве 0,1 мас. % при термостатировании при 60°C и интенсивном перемешивании с последующей выдержкой в течении 2 ч.For the purpose of cleaning oil and gas condensate from hydrogen sulfide and light mercaptans, a catalytic composition is introduced in an amount of 0.1 wt. % at temperature control at 60°C and intensive stirring, followed by holding for 2 hours.
Каталитическая композиция готовится на предприятии-изготовителе следующим образом:The catalytic composition is prepared at the manufacturer as follows:
В аппарат с перемешивающим устройством загружают водный раствор аммиака, прибавляют при перемешивании производные фталоцианина кобальта, и перемешивают до однородного состояния, поднимая температуру при необходимости до 60°С, охлаждают и сливают в тару готовый продукт.An aqueous solution of ammonia is loaded into the apparatus with a stirrer, derivatives of cobalt phthalocyanine are added with stirring, and stirred until homogeneous, raising the temperature, if necessary, to 60°C, cooled and poured into the container the finished product.
Готовая каталитическая композиция обладает высокой стабильностью и далее поставляется к месту применения.The finished catalytic composition is highly stable and then delivered to the place of application.
Примеры осуществления изобретения:Examples of the invention:
Пример 1. В стакан, снабженный мешалкой, загружают 20 г 30% водного раствора аммиака, затем к полученному раствору прибавляют 0,02 г динатриевой соли дисульфокислоты монохлорфталоцианина кобальта, после размешивания в течение 10 минут продукт сливают в тару.Example 1. 20 g of a 30% aqueous solution of ammonia is loaded into a glass equipped with a stirrer, then 0.02 g of disodium salt of cobalt monochlorophthalocyanine disulfonic acid is added to the resulting solution, after stirring for 10 minutes, the product is poured into a container.
Пример 2. В стакан, снабженный мешалкой, загружают 20 г 30% водного раствора аммиака, затем к полученному раствору прибавляют 0,1 г дихлордисульфокислоты фталоцианина кобальта и после размешивания в течение 10 минут продукт сливают в тару.Example 2. 20 g of a 30% aqueous ammonia solution is loaded into a beaker equipped with a stirrer, then 0.1 g of cobalt phthalocyanine dichlorodisulfonic acid is added to the resulting solution, and after stirring for 10 minutes, the product is poured into a container.
Пример 3. В стакан, снабженный мешалкой, загружают 20 г 30% водного раствора аммиака, затем к полученному раствору прибавляют 0,5 г динатриевой соли дисульфокислоты трихлорфталоцианина кобальта и после размешивания в течение 10 минут продукт сливают в тару.Example 3. 20 g of a 30% aqueous solution of ammonia is loaded into a beaker equipped with a stirrer, then 0.5 g of disodium salt of cobalt trichlorophthalocyanine disulfonic acid is added to the resulting solution, and after stirring for 10 minutes, the product is poured into a container.
Пример 4. В стакан, снабженный мешалкой, загружают 20 г 30% водного раствора аммиака, затем к полученному раствору прибавляют 5 г 20%-ного раствора аммонийной соли дисульфокислоты монобромфталоцианина кобальта и после размешивания в течение 10 минут продукт сливают в тару.Example 4. 20 g of a 30% aqueous solution of ammonia is loaded into a beaker equipped with a stirrer, then 5 g of a 20% solution of ammonium salt of cobalt monobromophthalocyanine disulfonic acid is added to the resulting solution, and after stirring for 10 minutes, the product is poured into a container.
Пример 5. В стакан, снабженный мешалкой, загружают 20 г 20% водного раствора аммиака, затем к полученному раствору прибавляют 0,01 г дикалиевой соли дисульфокислоты дибромфталоцианина кобальта и после размешивания в течение 10 минут продукт сливают в тару.Example 5. 20 g of a 20% aqueous ammonia solution is loaded into a beaker equipped with a stirrer, then 0.01 g of dipotassium salt of cobalt dibromophthalocyanine disulfonic acid is added to the resulting solution, and after stirring for 10 minutes, the product is poured into a container.
Пример 6. В лабораторный смеситель с Z-образными лопастями загружают 20 г 20% водного раствора аммиака, затем к полученному раствору прибавляют 5 г 20%-ного водного раствора триэтаноламиновой соли дихлордисульфокислоты фталоцианина кобальта и после размешивания в течение 20 минут продукт сливают в тару.Example 6. 20 g of a 20% aqueous ammonia solution is loaded into a laboratory mixer with Z-shaped blades, then 5 g of a 20% aqueous solution of cobalt phthalocyanine dichlorodisulfonic acid triethanolamine salt is added to the resulting solution, and after stirring for 20 minutes, the product is poured into a container.
Пример 7. В стакан, снабженный мешалкой, загружают 20 г 20% водного раствора аммиака, затем к полученному раствору прибавляют 0,1 г динатриевой соли дисульфокислоты монохлормонобромфталоцианина кобальта, и после размешивания в течение 10 минут продукт сливают в тару.Example 7. 20 g of a 20% aqueous ammonia solution is loaded into a beaker equipped with a stirrer, then 0.1 g of cobalt monochloromonobromophthalocyanine disulfonic acid disodium salt is added to the resulting solution, and after stirring for 10 minutes, the product is poured into a container.
Пример 8. В стакан, снабженный мешалкой, загружают 20 г 25% водного раствора аммиака, затем к полученному раствору прибавляют 0,04 г динатриевой соли дисульфокислоты монохлормонобромфталоцианина кобальта, и после размешивания в течение 10 минут продукт сливают в тару.Example 8. 20 g of 25% aqueous ammonia solution is loaded into a beaker equipped with a stirrer, then 0.04 g of cobalt monochloromonobromophthalocyanine disulfonic acid disodium salt is added to the resulting solution, and after stirring for 10 minutes, the product is poured into a container.
Пример 9. В стакан, снабженный мешалкой, загружают 20 г 25% водного раствора аммиака, затем к полученному раствору прибавляют 0,22 г 20%-ного водного раствора динатриевой соли дихлордисульфокислоты фталоцианина кобальта, и после размешивания в течение 10 минут продукт сливают в тару.Example 9. 20 g of a 25% aqueous solution of ammonia is loaded into a beaker equipped with a stirrer, then 0.22 g of a 20% aqueous solution of the disodium salt of dichlorodisulfonic acid of cobalt phthalocyanine is added to the resulting solution, and after stirring for 10 minutes, the product is poured into a container .
Пример 10. В стакан, снабженный мешалкой, загружают 20 г 25% водного раствора аммиака, затем к полученному раствору прибавляют 0,22 г 20%-ного водного раствора триэтаноламиновой соли дихлордисульфокислоты фталоцианина кобальта, и после размешивания в течение 10 минут продукт сливают в тару.Example 10. 20 g of a 25% aqueous solution of ammonia is loaded into a beaker equipped with a stirrer, then 0.22 g of a 20% aqueous solution of triethanolamine salt of dichlorodisulfonic acid of cobalt phthalocyanine is added to the resulting solution, and after stirring for 10 minutes, the product is poured into a container .
Пример 11 (по прототипу). В стакан, снабженный мешалкой, загружают водный раствор аммиака, затем к полученному раствору прибавляют сухой порошок дисульфофталоцианин кобальта, и после размешивания в течение 10 минут продукт сливают в тару. Соотношение компонентов: Аммиак -25 мас. %, дисульфофталоцианин кобальта -0,22 мас. %, вода - остальное.Example 11 (according to the prototype). An aqueous solution of ammonia is loaded into a glass equipped with a stirrer, then dry powder of cobalt disulfophthalocyanine is added to the resulting solution, and after stirring for 10 minutes, the product is poured into a container. Component ratio: Ammonia -25 wt. %, cobalt disulfophthalocyanine -0.22 wt. %, water - the rest.
Все полученные по примерам 1-9 образцы композиции и образец, полученный по прототипу, были испытаны с положительным результатом при окислительной очистке проб нефти и газоконденсата с различным содержанием сероводорода и меркаптанов. Анализ проводили по ГОСТ 22985-90.All samples of the composition obtained in examples 1-9 and the sample obtained according to the prototype were tested with a positive result in the oxidative treatment of samples of oil and gas condensate with different contents of hydrogen sulfide and mercaptans. The analysis was carried out according to GOST 22985-90.
В стеклянную круглодонную колбу объемом 150 мл наливали 75 г стабилизированной нефти и добавляли 0,075 г каталитической композиции. Колбу плотно закрытую пробкой, термостатировали при 60°C при интенсивном перемешивании и выдерживали в течение 2 ч. Затем колбы охлаждали до 5-10°C и определяли содержание сероводорода (
В таблице 1 приведены состав каталитической композиции по примерам 1-11 и результаты испытаний на пробах нефти.Table 1 shows the composition of the catalyst composition according to examples 1-11 and the results of tests on oil samples.
Преимущества предлагаемого способа очистки по сравнению с известными способами состоят в использовании стабильной жидкой композиции как для очистки углеводородного сырья с высоким содержанием сероводорода (до 500-600 ppm) так и высоким содержанием легких меркаптанов (до 460 ppm) одновременно (в одну стадию), приготовленной непосредственно у производителя, а также высокая активность композиции за счет применения в составе галогензамещенных производных фталоцианина кобальта.The advantages of the proposed purification method in comparison with the known methods consist in the use of a stable liquid composition both for the purification of hydrocarbon feedstock with a high content of hydrogen sulfide (up to 500-600 ppm) and a high content of light mercaptans (up to 460 ppm) simultaneously (in one stage), prepared directly from the manufacturer, as well as the high activity of the composition due to the use of halogen-substituted cobalt phthalocyanine derivatives in the composition.
Изготовление композиции на заводе-изготовителе позволяет получить композицию с точными пропорциями, однородную по всему составу.The manufacture of the composition at the manufacturer's plant allows to obtain a composition with precise proportions, homogeneous throughout the composition.
Предлагаемая каталитическая композиция исключает необходимость создания специальной схемы ее приготовления и улучшает условия труда аппаратчиков у потребителя продукции. Предлагаемый способ позволяет проводить глубокую очистку нефти и газоконденсата от сероводорода содержанием от 500-600 ppm до менее 5 ppm и метил- и этилмеркаптанов (С1-С2 меркаптанов) содержанием от 460 ppm до менее 30 ppm (соответствие требованиям к нефти 1 сорта по ГОСТ Р 51858-2002) без применения раствора фталоцианинового катализатора в 2-20%-ных растворах NaOH.The proposed catalytic composition eliminates the need to create a special scheme for its preparation and improves the working conditions of apparatchiks at the product consumer. The proposed method allows for deep cleaning of oil and gas condensate from hydrogen sulfide with a content of 500-600 ppm to less than 5 ppm and methyl and ethyl mercaptans (C 1 -C 2 mercaptans) with a content of 460 ppm to less than 30 ppm (compliance with the requirements for oil of the 1st grade according to GOST R 51858-2002) without using a phthalocyanine catalyst solution in 2-20% NaOH solutions.
Claims (7)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2774647C1 true RU2774647C1 (en) | 2022-06-21 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4908122A (en) * | 1989-05-08 | 1990-03-13 | Uop | Process for sweetening a sour hydrocarbon fraction |
| RU2109033C1 (en) * | 1996-05-05 | 1998-04-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas concentrate |
| RU2381067C1 (en) * | 2008-10-21 | 2010-02-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Государственный научный центр "Научно-исследовательский институт органических полупродуктов и красителей" (ФГУП "ГНЦ "НИОПИК") | Catalyst and method of homogeneous oxidative demercaptanisation of oil and oil products |
| RU2458968C1 (en) * | 2011-02-09 | 2012-08-20 | Ооо "Фотохим" | Catalytic composition for demercaptanisation of oil and oil products |
| RU2652985C2 (en) * | 2016-09-12 | 2018-05-04 | Закрытое акционерное общество "ИВКАЗ" | Method for deodorizing oil and gas condensate purification from hydrogen sulphide and mercaptans |
| RU2750214C1 (en) * | 2020-10-01 | 2021-06-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Синтез" | Catalyst composition for oxidative demercaptanization of oil and oil products |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4908122A (en) * | 1989-05-08 | 1990-03-13 | Uop | Process for sweetening a sour hydrocarbon fraction |
| RU2109033C1 (en) * | 1996-05-05 | 1998-04-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas concentrate |
| RU2381067C1 (en) * | 2008-10-21 | 2010-02-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Государственный научный центр "Научно-исследовательский институт органических полупродуктов и красителей" (ФГУП "ГНЦ "НИОПИК") | Catalyst and method of homogeneous oxidative demercaptanisation of oil and oil products |
| RU2458968C1 (en) * | 2011-02-09 | 2012-08-20 | Ооо "Фотохим" | Catalytic composition for demercaptanisation of oil and oil products |
| RU2652985C2 (en) * | 2016-09-12 | 2018-05-04 | Закрытое акционерное общество "ИВКАЗ" | Method for deodorizing oil and gas condensate purification from hydrogen sulphide and mercaptans |
| RU2750214C1 (en) * | 2020-10-01 | 2021-06-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Синтез" | Catalyst composition for oxidative demercaptanization of oil and oil products |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Корнетова О.М. и др. Окислительно-каталитический процесс для промысловой очистки нефти от сероводорода и низкомолекулярных меркаптанов. Нефтяная провинция, 2020, 4(24), c. 243-251. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8734637B2 (en) | Method of scavenging hydrogen sulfide and/or mercaptans using triazines | |
| US2617049A (en) | Organic barium complexes and method of making same | |
| CA2661124C (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
| RU2774647C1 (en) | Stable, ready to use catalytic composition for cleaning oil and gas condensate from hydrogen sulfide and light mercaptans | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| RU2002135649A (en) | PARTICLES OF NANOSIZES FROM MOLYBDENE SULPHIDE AND DERIVATIVES AND THEIR APPLICATION | |
| US4207173A (en) | Sweetening of hydrocarbon distillates utilizing a tetra-alkyl guanidine with phthalocyanine catalyst | |
| RU2230096C1 (en) | Method of removing sulfur compounds from light hydrocarbon fractions | |
| Faragher et al. | Quantitative determination of sulfur and sulfur derivatives of hydrocarbons in naptha solutions and in petroleum distillates | |
| RU2458968C1 (en) | Catalytic composition for demercaptanisation of oil and oil products | |
| RU2087520C1 (en) | Method of demercaptanization of petroleum, petroleum derivatives, and gas condensate | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| RU2517709C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| UA80727C2 (en) | Process for preparation of chemically modified molybdenum trisulfide nanoparticles and derivatives thereof (variants) | |
| RU2652985C2 (en) | Method for deodorizing oil and gas condensate purification from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| RU2666354C2 (en) | Composition for neutralizing hydrogen sulfide and light mercaptans in hydrocarbon media and improving a copper form index in oil distillates | |
| RU2479615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| US9045813B2 (en) | Process for the selective removal of molybdenum from a solution containing it | |
| RU2750214C1 (en) | Catalyst composition for oxidative demercaptanization of oil and oil products | |
| RU2095393C1 (en) | Method of demercaptanizaion of crude oil and gas condensate | |
| RU2823340C1 (en) | Non-waste method of producing composition based on calcium polysulphide | |
| US3853746A (en) | Process for sweetening hydrocarbon products with sulfenamides | |
| RU2272065C2 (en) | Method of treating heavy petroleum to remove hydrogen sulfide | |
| US3804749A (en) | Process for desulfurization of chemical media or of materials containing sulfur and/or its derivatives | |
| EA018297B1 (en) | Catalyst for oxidation of hydrogen sulfide, low-molecular and high-molucular mercaptans in hydrocarbon mediums, including oil, gas condensate and refined products |