нейтрализатор сероводорода и способ его использования

Формула изобретения

1. Нейтрализатор сероводорода в нефтепромысловых средах, включающий окислитель и воду, отличающийся тем, что в качестве окислителя он содержит пиросульфит щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Пиросульфит щелочного металла	3-36
Вода	Остальное

2. Нейтрализатор по п.1, отличающийся тем, что для снижения коррозионной активности он дополнительно содержит щелочной и/или азотсодержащий основной реагент при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Пиросульфит щелочного металла	3-35
Щелочной и/или азотсодержащий основной реагент	1-15
Вода	Остальное

3. Нейтрализатор по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве пиросульфита щелочного металла он содержит пиросульфит натрия.

4. Нейтрализатор по п.2, отличающийся тем, что в качестве щелочного реагента он преимущественно содержит гидроксид, карбонат, фосфат и/или сульфит натрия, а в качестве азотсодержащего основного реагента - аммиак водный и/или водорастворимый органический амин.

5. Способ очистки нефтепромысловых сред от сероводорода путем обработки исходного сырья химическим реагентом, отличающийся тем, что в качестве последнего используют нейтрализатор сероводорода по любому из пп.1-4.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что обработку проводят при температуре 3-90°С.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода в нефтепромысловых средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода в нефти, водонефтяной эмульсии и попутном нефтяном газе (в продукции нефтяных и газовых скважин), пластовой и сточной воде, технологических жидкостях на водной основе (жидкости глушения скважин, буферной, промывочной, надпакерной жидкости и т.п.).

Известен способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода путем обработки исходного сырья эффективным количеством гексаметилентетрамина (уротропина) при температуре 100-350°F. В преимущественном варианте осуществления способа в качестве нейтрализатора сероводорода применяют ˜40%-ный водный раствор гексаметилентетрамина, предварительно полученного взаимодействием ˜37%-ного водного раствора формальдегида (формалина) с аммиаком (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).

Однако указанный нейтрализатор обладает низкой реакционной способностью по отношению к сероводороду и не обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в нефти при обычных температурах, в результате чего требуется проведение процесса при повышенных температурах (выше 80-100°С) и высоком расходе нейтрализатора (до 10 тыс. ppm). Это приводит к повышенным энергозатратам на нагрев исходного сырья и снижению эффективности процесса в целом.

Известен нейтрализатор сероводорода в высокоминерализованных водных средах (пат. РФ №2186737, C02F 1/66, 2002 г.), содержащий следующие компоненты, мас.%:

Смесь моно-, ди-, триэтаноламина и аммиака	30-60
Смесь уротропина и формалина	15-45
Водорастворимый спирт или вода, или их смесь	До 100

Недостатком указанного нейтрализатора является его многокомпонентность, высокая стоимость и то, что он содержит токсичный, легколетучий формальдегид с резким неприятным запахом. Кроме того, применение его для нейтрализации сероводорода в воде приводит к загрязнению очищенной воды образующимися сероорганическими соединениями - аминотиолами и аминосульфидами, обладающими стойким неприятным запахом.

Известно применение около 10%-ного водного раствора гипохлорита натрия для нейтрализации сероводорода в промывочной жидкости на водной основе (буровом растворе) при бурении скважин и вскрытии пластов в осложненных условиях сероводородной агрессии (Руководящий документ РД 39-0147276-504-87Р. "Инструкция по применению реагентов для нейтрализации сероводорода при бурении скважин и вскрытии пластов с промывкой аэрированной и технической водой в осложненных условиях сероводородной агрессии". Уфа. БашНИПИнефть. 1987. С.3-14).

К основным недостаткам данного нейтрализатора относятся высокие токсичность (2-ой класс опасности), коррозионная агрессивность и низкая стабильность при транспортировании и хранении.

Известен способ очистки пластовой воды, используемой для технологических нужд нефтедобычи, от сероводорода путем обработки ее водным раствором хлорамина Б. В преимущественном варианте осуществления способа применяемый нейтрализатор сероводорода представляет собой около 5%-ный водный раствор хлорамина Б, который берут из расчета не менее 200 мл на 1 г нейтрализуемого сероводорода, что в пересчете на твердый товарный хлорамин Б составляет не менее 10 г на 1 г сероводорода (Атаджанян Б.П., Везиров Ч.Б., Алиев М.Р. Способ нейтрализации сероводорода в пластовой воде. Ж. "Нефтяное хозяйство". 1984. №9. С.48-51).

Известно также применение водных растворов хлорамина Б для нейтрализации сероводорода в различных технологических жидкостях на водной основе, в частности в жидкости глушения скважин, в продукции которых содержится сероводород. При этом водный раствор хлорамина Б берут из расчета 16 г твердого товарного хлорамина Б на 1 г нейтрализуемого сероводорода (Алиев М.Р. Использование нейтрализующей жидкости для глушения скважин, в продукции которых содержится сероводород. Э.И.Сер. "Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений". М.: ВНИИОЭНГ. 1991. Вып.7. С.19-26). Водный раствор хлорамина Б быстро и эффективно окисляет сероводород до элементной серы при обычных и повышенных температурах. Однако в настоящее время применение хлорамина Б (и других хлорсодержащих окислителей типа гипохлоритов) в качестве нейтрализатора сероводорода в нефти, водонефтяных эмульсиях и технологических жидкостях не допускается из-за загрязнения добываемой нефти хлорорганическими соединениями. Кроме того, большой удельный расход (10-16 г/г сероводорода), дефицитность и высокая стоимость, а также токсичность хлорамина Б препятствуют практическому применению его для нейтрализации сероводорода в пластовой и сточной воде.

Известен способ очистки глинистых буровых растворов от сероводорода путем обработки химическим составом, содержащим следующие компоненты, мас.%: диоксид марганца 60-65, едкое кали 3-5 и вода 30-37 (авт. свид. СССР №825579, С09К 7/04, 1981 г.).

Однако указанный нейтрализатор сероводорода недостаточно эффективен, и применение его для очистки водонефтяных и нефтяных сред приводит к загрязнению очищенной нефти нерастворимыми в воде сульфидом марганца и элементной серой.

Известен способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине (в продукции скважин) путем закачки в призабойную зону скважины расчетного объема нейтрализующей жидкости, в качестве которой используют полиглицерины - продукты отходов производства глицерина в смеси с водным раствором хлористого натрия. В преимущественном варианте применения нейтрализующая жидкость содержит 60-90% полиглицеринов и 10-40% водного раствора хлористого натрия (пат. РФ №2136864, Е21В 43/22, 37/06, 1999 г.).

Однако применяемая нейтрализующая жидкость обладает недостаточно высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду (3,7 объема сероводорода на 1 объем нейтрализатора), в результате чего требуется применение больших объемов нейтрализатора, что приводит к увеличению материальных затрат и снижению эффективности процесса в целом.

Известен также состав для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефтяных средах (пат. РФ №2241018, C10G 27/06, 2004 г.), содержащий следующие компоненты, мас.%:

Нитрит щелочного металла	16-35
Азотсодержащий основной и/или щелочной реагент	3-30
Вода	До 100

Однако, как показали проведенные исследования, он обладает невысокой реакционной способностью по отношению к сероводороду при обычных температурах (5-25°С) и не обеспечивает быструю и эффективную нейтрализацию сероводорода в водных и водонефтяных средах - в пресной (технической) и высокоминерализованной пластовой воде, технологических жидкостях на водной основе и водонефтяных эмульсиях (в продукции нефтяных скважин). В связи с этим указанный состав не может быть практически использован для быстрой нейтрализации сероводорода в указанных средах, как правило, имеющих температуру в пределах 5-25°С.

В качестве прототипа был взят способ очистки нефти от сероводорода с применением нейтрализатора, состоящего из пероксида водорода и воды. В преимущественном варианте осуществления способа применяемый нейтрализатор представляет собой 20-50%-ный водный раствор пероксида водорода, который берут из расчета не менее 20 мл (в расчете на 35%-ный раствор H₂ O₂) на 1 г нейтрализуемого сероводорода (пат. ФРГ №3151133, C10G 27/12, 1983 г.).

Основным недостатком указанного нейтрализатора является низкая реакционная (окислительная) способность по отношению к сероводороду, особенно при обычных температурах (5-25°С) и в нефтяных средах, большой расход, пожаровзывоопасность и высокая токсичность пероксида водорода (2-й класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76). Кроме того, пероксид водорода является малостабильным продуктом, самопроизвольно разлагающимся на воду и кислород при транспортировании и хранении, поэтому требуется транспортирование и хранение его в специальных, предварительно пассивированных алюминиевых цистернах при температуре не выше +30°С; при работе с ним не допускается использование аппаратуры и трубопроводов из нелегированной и низколегированной стали, чугуна и других конструкционных материалов, являющихся катализаторами разложения пероксида водорода (см. ГОСТ 177-88. Водорода перекись. М.: Изд-во стандартов. 1988. С.2, 3, 5 и 12). Эти недостатки, а также загрязнение очищенной нефти образующейся коррозионной элементной серой, препятствуют практическому применению водных растворов пероксида водорода в качестве нейтрализатора сероводорода для промысловой очистки нефти, водонефтяной эмульсии (продукции нефтяной скважины) и других нефтепромысловых сред от сероводорода.

В основу настоящего изобретения положена задача создания состава нейтрализатора, обладающего высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и обеспечивающего эффективную нейтрализацию сероводорода как при обычных, так и повышенных температурах в различных нефтепромысловых средах - в пресной (технической) и высокоминерализованной пластовой воде, водонефтяных эмульсиях, нефти и технологических жидкостях на водной основе. Задачей изобретения является также расширение ассортимента эффективных, нетоксичных, стабильных и доступных нейтрализаторов сероводорода, пригодных для очистки водных, водонефтяных и нефтяных сред как при обычных, так и повышенных температурах. Другой задачей изобретения является повышение степени очистки исходного сырья от сероводорода, а также уменьшение загрязнения очищенного сырья элементной серой.

Поставленная задача решается тем, что нейтрализатор сероводорода в нефтепромысловых средах, включающий окислитель и воду, в качестве окислителя содержит пиросульфит щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Пиросульфит щелочного металла	3-36
Вода	Остальное

Для снижения коррозионной активности нейтрализатора, а также уменьшения загрязнения очищенной нефти образующейся коррозионной элементной серой он дополнительно содержит щелочной и/или азотсодержащий основной реагент при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Пиросульфит щелочного металла	3-35
Щелочной и/или азотсодержащий основной реагент	1-15
Вода	Остальное

В качестве пиросульфита щелочного металла предлагаемый нейтрализатор преимущественно содержит пиросульфит натрия, а в качестве щелочного реагента - гидроксид, карбонат, фосфат и/или сульфит щелочного металла, предпочтительно натрия. В качестве азотсодержащего основного реагента нейтрализатор содержит аммиак водный и/или водорастворимый органический амин, предпочтительно гексаметилентетрамин и/или триэтаноламин.

Поставленная задача повышения степени очистки нефтепромысловых (водных, водонефтяных и нефтяных) сред от сероводорода решается путем обработки исходного сырья нейтрализатором вышеуказанного состава(ов), взятым из расчета не менее 11 г на 1 г нейтрализуемого сероводорода, предпочтительно не менее 14 г/г сероводорода. При этом обработку сырья проводят при температуре 3-90°С.

Заявляемый нейтрализатор представляет собой 3-36%-ный водный раствор пиросульфита щелочного металла, преимущественно натрия, который обладает высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и обеспечивает эффективную нейтрализацию его в различных нефтепромысловых средах при обычных и повышенных температурах (см. примеры 5-8). Однако водные растворы технического пиросульфита натрия (Na₂S₂O ₅) и калия (К₂S₂ O₅) имеют кислую реакцию среды (рН около 4,1) и, следовательно, сравнительно высокую коррозионную агрессивность по отношению к обычной углеродистой стали, поэтому с точки зрения снижения коррозионной агрессивности целесообразно использование нейтрализатора, дополнительно содержащего щелочной и/или азотсодержащий основной реагент в количестве до 15% для поддержания показателя рН в пределах 5,5-7,5. Таким образом, в преимущественном варианте осуществления нейтрализатор содержит пиросульфит натрия, щелочной и/или азотсодержащий основной реагент и воду в вышеуказанном оптимальном соотношении компонентов.

Предлагаемый нейтрализатор сероводорода в обычных условиях представляет собой однородную подвижную жидкость от слегка желтоватого до желтого цвета с плотностью в пределах 1,03-1,34 г/см³ и величиной водородного показателя рН от 4,1 до 7,5 (в зависимости от содержания щелочного или азотсодержащего основного реагента). Технология приготовления нейтрализатора проста и заключается в растворении найденных оптимальных количеств исходных компонентов в пресной (технической) или минерализованной (пластовой) воде, или в технологической жидкости на водной основе (в жидкости глушения скважин, промывочной жидкости и т.п.). В качестве исходного сырья для приготовления нейтрализатора преимущественно используют пиросульфит натрия технический по ГОСТ 11683 (выпускаемый в крупнотоннажном масштабе для применения в рыбной, пищевой, фармацевтической промышленности, сельском хозяйстве в качестве консерванта и для других целей). В качестве щелочного реагента преимущественно используют натр едкий технический (гидроксид натрия) по ГОСТ 2263 или сульфит натрия безводный по ГОСТ 5644 (или ГОСТ 195), а в качестве азотсодержащего основного реагента - аммиак водный технический по ГОСТ 9 или гексаметилентетрамин (уротропин технический по ГОСТ 1381). Следует указать, что для приготовления нейтрализатора в качестве щелочного реагента может быть использован также щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) по ТУ 113-03-488-84. Указанные виды исходного сырья производятся отечественной промышленностью в крупнотоннажном масштабе и являются доступными, недорогими продуктами, т.е. с точки зрения обеспеченности исходным сырьем, предлагаемый нейтрализатор является промышленно применимым.

Согласно результатам проведенных исследований предлагаемый нейтрализатор, в отличие от прототипа, обеспечивает быструю и эффективную нейтрализацию сероводорода в водных и нефтяных средах при обычных и повышенных температурах (3-90°С и выше), поэтому дополнительный нагрев исходного очищаемого сырья не требуется. Давление проведения процесса не оказывает заметного влияния на скорость и степень нейтрализации сероводорода, поэтому процесс может быть осуществлен при обычных и повышенных давлениях (0,1 МПа и выше). Поскольку предлагаемый нейтрализатор является водно-солевым раствором и практически нерастворим в нефти и нефтепродуктах, для улучшения диспергирования его в очищаемой нефти целесообразно дозировать нейтрализатор в поток сероводородсодержащей нефти перед центробежным нефтеперекачивающим насосом, являющимся эффективным смесительным устройством, или вводить в трубопровод в поток нефти с турбулентным движением через эффективное распыливающее устройство (форсунку). Следует указать, что для улучшения диспергирования нейтрализатора в нефти в его состав может быть дополнительно введено эффективное количество (до 1%) водорастворимого ПАВ (эмульгатора) типа сульфонола, неонола, ОП-10 и т.п., а для уменьшения солеотложений в технологическом оборудовании - известного ингибитора солеотложений типа трилона Б (ЭДТА), полифосфата, полиакрилата натрия, калия или аммония и т.п. При этом предлагаемый нейтрализатор для очистки сырья от сероводорода берут из расчета не менее 4 г пиросульфита натрия (Na₂S₂O ₅) на 1 г нейтрализуемого сероводорода, предпочтительно 5-8 г/г сероводорода (или не менее 11,2 г 36%-ного водного раствора пиросульфита на 1 г сероводорода, предпочтительно 14-22 г/г сероводорода).

Предлагаемая концентрация пиросульфита (3-36%) является оптимальной, т.к. применение более разбавленного состава (менее 3%) приводит к увеличению затрат на транспортирование и хранение больших объемов нейтрализатора (нейтрализующей жидкости) и увеличению содержания воды в очищенной нефти, а увеличение концентрации выше 36% нецелесообразно из-за выпадения осадка (кристаллизации) при применении нейтрализатора в зимнее время (растворимость пиросульфита натрия в воде составляет ˜40% при 25°С). С точки зрения технологичности для практического применения наиболее оптимальной является концентрация пиросульфита в пределах 10-36%.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявляемой совокупности признаков и наличием свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию "промышленная применимость" ниже приведены конкретные примеры приготовления нейтрализатора (примеры 1-4) и способа его использования для нейтрализации сероводорода в различных нефтепромысловых средах - в воде, водонефтяной эмульсии и нефти, в том числе в высокоминерализованной пластовой воде, жидкости глушения скважин и промывочной жидкости на водной основе (примеры 5-15).

Пример 1. В емкость, снабженную механической мешалкой, загружают 64 г пресной (водопроводной) воды и при перемешивании порциями добавляют 36 г кристаллического пиросульфита натрия технического по ГОСТ 11683, и содержимое перемешивают при комнатной температуре до полного растворения пиросульфита в воде. Полученный состав, представляющий собой 36%-ный водный раствор пиросульфита натрия с плотностью 1,34 г/см³ и величиной показателя рН 4,1, применяют для нейтрализации сероводорода в высокоминерализованной пластовой воде (примеры 5 и 6), "подтоварной" сточной воде (пример 7) и водонефтяной эмульсии (пример 8).

Пример 2. В емкость по примеру 1 загружают 90 г воды и 10 г кристаллического пиросульфита натрия технического по ГОСТ 11683, и содержимое перемешивают при комнатной температуре до полного растворения пиросульфита в воде. Полученный состав, представляющий собой 10%-ный раствор пиросульфита натрия с плотностью 1,11 г/см ³ и величиной показателя рН 4,2, применяют для нейтрализации сероводорода в жидкости глушения скважин (пример 9) и в промывочной жидкости (пример 10).

Пример 3. В емкость по примеру 1 загружают 70 г воды и при перемешивании порциями добавляют 30 г кристаллического пиросульфита натрия технического по ГОСТ 11683, а затем - 3 г твердого гидроксида натрия технического по ГОСТ 2263. После полного растворения пиросульфита и гидроксида натрия полученную композицию состава, мас.%: пиросульфит натрия - 29,1, гидроксид натрия - 2,9 и вода - 68,0 с плотностью 1,31 г/см ³ и величиной показателя рН 6,0 применяют для нейтрализации сероводорода в пластовой воде (пример 11), глинистом буровом растворе (пример 12), нефти (пример 13) и сероочистки попутного нефтяного газа (пример 14).

Пример 4. В емкость по примеру 1 загружают 74 г воды и при перемешивании добавляют 12 г кристаллического пиросульфита натрия технического по ГОСТ 11683 и 13 г сульфита натрия по ГОСТ 5644, а затем - 1 г гексаметилентетрамина (уротропина технического по ГОСТ 1381). После полного растворения компонентов полученную композицию состава, мас.%: пиросульфит натрия - 12, сульфит натрия - 13, гексаметилентетрамин - 1 и вода - 74 с плотностью 1,25 г/см³ и величиной показателя рН 6,6 применяют для очистки нефти от сероводорода (пример 15).

Пример 5. Использование нейтрализатора по примеру 1 для нейтрализации сероводорода в пластовой воде. В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,11 мл (0,15 г) нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл (117,5 г) попутно добываемой вместе с сероводородсодержащей нефтью и используемой в системе поддержания пластового давления (ППД) высокоминерализованной пластовой воды с температурой 15°С, плотностью 1,175 г/см ³, содержащей 0,09 мас.% (106 мг/л) сероводорода. Массовое соотношение нейтрализатор:сероводород в реакционной смеси составляет 14:1, т.е. удельный расход нейтрализатора, представляющего собой 36%-ный водный раствор пиросульфита натрия, составляет 14 г/г сероводорода, что в пересчете на твердый товарный пиросульфит натрия составляет 5 г/г сероводорода. Реакционную смесь перемешивают при температуре 15°С в течение 1 ч и проводят количественный анализ очищенной пластовой воды на содержание остаточного сероводорода, и рассчитывают степень очистки воды.

Степень очистки пластовой воды от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор обладает высокой реакционной способностью и при температуре 15°С обеспечивает быструю и эффективную нейтрализацию сероводорода в высокоминерализованной пластовой воде.

Пример 6. Испытание нейтрализатора по примеру 1 на эффективность нейтрализации сероводорода в высокоминерализованной пластовой воде, содержащей 0,09 мас.% сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 5, но при температуре 3°С. Степень очистки воды от сероводорода составляет 100%, т.е. нейтрализатор при температуре 3°С обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в пластовой воде.

Пример 7. Испытание нейтрализатора по примеру 1 на эффективность нейтрализации сероводорода в "подтоварной" сточной воде, отходящей с установки подготовки высокосернистой карбоновой нефти и содержащей 0,021 мас.% сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 5, но при температуре 25°С. Степень очистки сточной воды от сероводорода составляет 100%.

Пример 8. Испытание нейтрализатора по примеру 1 на эффективность нейтрализации сероводорода в водонефтяной эмульсии, содержащей 0,5 мас.% эмульсионной воды и 0,025 мас.% (250 ppm) сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 5, но при температуре 22°С и удельном расходе нейтрализатора 8 г пиросульфита натрия на 1 г сероводорода. Остаточное содержание сероводорода в очищенном сырье составляет 0,001 мас.% (10 ppm), т.е. очищенная нефть соответствует нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода.

Пример 9. Использование нейтрализатора по примеру 2 для нейтрализации сероводорода в задавочной жидкости глушения нефтяной скважины, в продукции которой содержится сероводород. В реакционную колбу по примеру 5 вводят 1 мл (1,1 г) нейтрализатора по примеру 2, затем загружают 100 мл (115 г) задавочной жидкости, представляющей собой ˜20%-ный водный раствор хлористого натрия (NaCl) с плотностью 1,15 г/см³ с содержанием 0,015 мас.% сероводорода. Массовое соотношение нейтрализатор:сероводород в реакционной смеси составляет 60:1, т.е. удельный расход 10%-ного водного раствора пиросульфита натрия составляет 60 г/г сероводорода, что в пересчете на твердый товарный пиросульфит натрия составляет 6 г/г сероводорода. Реакционную смесь перемешивают при температуре 22°С (температура в призабойной зоне продуктивного пласта ремонтируемой скважины) в течение 30 минут и проводят количественный анализ задавочной жидкости на содержание остаточного сероводорода. Степень очистки задавочной жидкости от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор при температуре пласта 22°С обеспечивает быструю и эффективную нейтрализацию сероводорода в жидкости глушения скважины и, следовательно, безопасность труда и охрану окружающей среды при подземном и капитальном ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород.

Пример 10. Испытание нейтрализатора по примеру 2 на эффективность нейтрализации сероводорода в промывочной жидкости, используемой при бурении и вскрытии сероводородсодержащего нефтяного пласта с промывкой технической водой, и содержащей 0,022 мас.% сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 9. Степень очистки промывочной жидкости от сероводорода составляет 100%.

Пример 11. Испытание нейтрализатора по примеру 3 на эффективность нейтрализации сероводорода в высокоминерализованной пластовой воде плотностью 1,175 г/см ³ с содержанием 0,09 мас.% сероводорода проводят аналогично и в условиях примера 5. Степень очистки пластовой воды от сероводорода составляет 100%.

Пример 12. Испытание нейтрализатора по примеру 3 на эффективность нейтрализации сероводорода в промывочной жидкости, используемой при бурении и вскрытии сероводородсодержащего нефтяного пласта с промывкой глинистым (10%) раствором, и содержащей 0,032 мас.% сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 9. Степень нейтрализации сероводорода в глинистом буровом растворе составляет 100%.

Пример 13. Испытание нейтрализатора по примеру 3 на эффективность нейтрализации сероводорода в водонефтяной эмульсии с установки подготовки высокосернистой нефти, содержащей 0,5 мас.% эмульсионной воды и 0,025 мас.% (250 ppm) сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 5, но при температуре 60°С. Остаточное содержание сероводорода в очищенном сырье составляет 15 ppm, т.е. очищенная нефть соответствует нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода.

Пример 14. Использование нейтрализатора по примеру 3 для очистки нефтяного газа от сероводорода. В стеклянный насадочный абсорбер с кольцами Рашига высотой 500 мм и диаметром 20 мм загружают 30 мл (39,3 г) нейтрализатора по примеру 3. Затем при комнатной температуре (23°С) и атмосферном давлении пропускают через абсорбер газ сепарации сероводородсодержащей нефти, содержащий 2,5 об.% сероводорода и 2 об.% диоксида углерода (CO₂ ). Отходящий с верха абсорбера очищенный газ пропускают через склянку Дрекселя с 10%-ным водным раствором едкого натра (щелочи) для поглощения остаточных количеств сероводорода. По окончании опыта раствор щелочи анализируют на содержание сульфидной серы методом потенциометрического титрования и рассчитывают остаточную концентрацию сероводорода в очищенном нефтяном газе и степень очистки газа. Степень очистки газа от сероводорода составляет 99,9%, т.е. предлагаемый нейтрализатор пригоден для селективной очистки нефтяного газа от сероводорода, поскольку содержащийся в газе диоксид углерода практически не поглощается применяемым нейтрализатором.

Пример 15. Использование нейтрализатора по примеру 4 для очистки нефти от сероводорода. Очистку подготовленной (обезвоженной) нефти, содержащей 0,1 мас.% эмульсионной воды и 0,025 мас.% (250 ppm) сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 5, но при температуре 25°С. Остаточное содержание сероводорода в очищенном сырье составляет 18 ppm, т.е. очищенная нефть соответствует нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода.

Сравнительный эксперимент показал, что при очистке нефти, содержащей 0,1 мас.% эмульсионной воды и 0,025 мас.% сероводорода с применением известного нейтрализатора - 30%-ного водного раствора пероксида водорода, взятого из расчета 25 мл на 1 г сероводорода, (прототип) остаточное содержание сероводорода в очищенном сырье составляет 110 ppm, т.е. известный нейтрализатор и способ его использования не обеспечивают эффективную нейтрализацию сероводорода и получение товарной нефти, соответствующей нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода.

Пример 16. Испытание нейтрализаторов по примерам 1 и 4 на коррозионную активность. Гравиметрическим методом на автоклавной установке определяют скорость коррозии углеродистой стали Ст3сп в среде свежеприготовленного нейтрализатора по примерам 1 и 4 при температуре 22°С, атмосферном давлении и без перемешивания испытуемой среды, т.е. в условиях хранения нейтрализатора в летнее время. Продолжительность опыта (время испытания) составляла 840 ч. При этом усредненная скорость коррозии стали в среде нейтрализатора по примеру 1 составляет 0,23 мм/год, а нейтрализатора по примеру 4-0,04 мм/год.

Таким образом, сравнительные коррозионные испытания показывают, что нейтрализатор сероводорода, дополнительно содержащий щелочной и азотсодержащий основной реагент в найденных оптимальных количествах, обладает сравнительно низкой коррозионной активностью по отношению к обычной углеродистой стали.

Проведенные эксперименты показывают также, что дополнительное введение в нейтрализатор оптимальных количеств щелочного и/или азотсодержащего основного реагента обеспечивает нейтрализацию сероводорода с образованием водорастворимых продуктов реакции и, следовательно, при очистке нефтяных сред исключается (или уменьшается) загрязнение очищенной нефти коррозионной элементной серой, а при очистке водных сред и нефтяных газов - сероотложения в технологическом оборудовании и трубопроводах.

Данные, представленные в примерах 5-15, показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает более высокой реакционной способностью и обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в различных средах как при обычных, так и повышенных температурах. Данные примера 16 показывают, что дополнительное введение в состав нейтрализатора щелочного и азотсодержащего основного реагента обеспечивает снижение скорости коррозии углеродистой стали в 5 и более раз. Кроме того, предлагаемый нейтрализатор, в отличие от известного, является пожаровзрывобезопасным, нетоксичным и стабильным продуктом, что позволяет практически использовать его в промысловых условиях.