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Le gaz naturel est un mélange naturel d'hydrocarbures et de gaz non hydrocarbonés trouvés dans des formations géologiques sous la surface de la terre, souvent en association avec du pétrole. Comme il est obtenu à partir de puits de lipsa în greutate pe durata vieții terre haute et de gaz, le gaz naturel brut ou acide contient un certain nombre d'impuretés qui doivent être éliminées avant d'être introduit dans un pipeline.

Les principales impuretés du gaz naturel sont l'eau, le dioxyde de carbone, le sulfure d'hydrogène et les hydrocarbures condensables tels que le propane, le butane et le pentane.

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Ces composants indésirables sont traditionnellement éliminés des flux de gaz naturel brut dans les usines de traitement de gaz.

Les usines de transformation sont normalement situées sur le terrain et varient en taille, des petites unités aux grandes usines situées au centre.

La composition du gaz naturel brut varie considérablement d'un champ à l'autre.

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Le sulfure d'hydrogène étant corrosif en présence d'eau et toxique à de très faibles concentrations, il doit être presque complètement éliminé des flux de gaz naturel lipsa în greutate pe durata vieții terre haute utilisation et de préférence avant le transport.

En conséquence, de nombreuses spécifications de pipelines limitent la quantité de sulfure d'hydrogène à moins de 0,25 gr pour cu. La technologie connue dans l'art pour éliminer le sulfure d'hydrogène du gaz naturel brut a été développée pour les grandes usines de traitement afin d'éliminer le sulfure d'hydrogène dans des procédés continus.

Ces grandes usines de traitement sont alimentées par un ou plusieurs puits de gaz naturel, chacun produisant plus de 10 millions de pieds cubes de gaz naturel par jour. Bon nombre de ces procédés utilisent des produits chimiques de base ou des matériaux exclusifs pour abaisser les niveaux de sulfure d'hydrogène dans le gaz naturel conformément aux spécifications des pipelines.

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En outre, bon nombre de ces procédés non seulement adoucissent le gaz naturel acide selon les spécifications du pipeline, mais régénèrent également la plupart, sinon la totalité, des compositions édulcorantes impliquées.

En général, il existe plusieurs procédés pour adoucir le gaz acide, c'est-à-dire pour réduire la teneur en sulfure d'hydrogène d'un nouveau gaz. Par exemple, divers produits chimiques peuvent être ajoutés ou injectés «en ligne» dans les gazoducs.

Par exemple, ces produits édulcorants peuvent être injectés en tête de puits, séparateurs, unités glycol, refroidisseurs, compresseurs, etc. Les matériaux utilisés avec de tels systèmes d'injection «en ligne» comprennent, par exemple, divers aldéhydes. Le sulfure d'hydrogène réagit rapidement avec les composés aldéhydiques produisant divers types de produits d'addition, tels que le sulfure de polyéthylène, le disulfure de polyméthylène et le trithiane.

Un tel procédé est décrit, par exemple, dans Walker, J. Le brevet US 4 divulgue un procédé de séparation et de collecte de gaz naturel comprenant l'utilisation d'une solution édulcorante. La solution édulcorante est constituée d'un aldéhyde, d'une cétone, de méthanol, d'un inhibiteur d'amine, d'hydroxydes de sodium ou de potassium et d'isopropanol.

L'inhibiteur d'amine comprend des alcanolamines pour ajuster le pH. Bien que les aldéhydes par exemple, le formaldéhyde soient efficaces dans la réduction du niveau de sulfure d'hydrogène du gaz naturel et sélectifs pour les composés sulfurés, ils sont connus pour former des composés trithiane lors de lipsa în greutate pe durata vieții terre haute réaction avec les sulfures.

Les trithianes sont des solides qui ne se dissolvent pas facilement et donc obstruent les conduites de gaz. De plus, les aldéhydes sont instables, sensibles à la température et ont tendance à polymériser. De plus, les aldéhydes sont des cancérogènes et des risques environnementaux connus. En conséquence, l'utilisation d'aldéhydes pour adoucir le gaz naturel a été défavorisée. Les alcanolamines peuvent également être utilisées pour adoucir les courants de gaz acide, par exemple, dans de tels systèmes d'injection «en ligne».

Diverses alcanolamines peuvent être utilisées dans de tels systèmes, par exemple la monoéthanolamine, la diéthanolamine, la méthyldiéthanolamine et la diglycolamine. Par exemple, le brevet U. Le brevet US 2 décrit un procédé pour séparer des composants acides d'un mélange gazeux comprenant l'addition au gaz d'un absorbant contenant des amines alphatiques hydrosolubles et des alcanolamines, de préférence l'éthanolamine.

Cependant, les alcanolamines ne sont pas sélectives lipsa în greutate pe durata vieții terre haute leur réaction avec le sulfure d'hydrogène. C'est-à-dire que les alcanolamines absorbent les composants gaz-acide totaux présents dans le courant gazeux, par exemple le dioxyde de carbone, ainsi que le H2S.

Une telle non-sélectivité n'est pas souhaitable dans de nombreuses applications et par conséquent, l'utilisation d'alcanolamines a également été défavorisée pour cette raison.

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Une autre méthode utilisée pour la réduction du niveau de sulfure d'hydrogène dans les courants de gaz est l'utilisation d'une tour de lavage H2S qui amène le gaz à entrer en contact avec un agent édulcorant.

Les matières édulcorantes utilisées dans de tels appareils à tour de lavage comprennent, par exemple, les soi-disant «éponges de fer».

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L'éponge de lipsa în greutate pe durata vieții terre haute est en fait jenis corp slim herbal asli oxyde de fer sensible et hydraté supporté sur des copeaux ou des copeaux de bois. L'oxyde de fer réagit sélectivement avec le sulfure d'hydrogène dans le gaz pour former du sulfure de fer. Bien qu'efficace, la méthode à l'éponge de fer est désavantageuse en ce que le produit final n'est pas facilement éliminé voir, par exemple, The Field Handling of Natural Gas, p 74, 3e éd Des boues d'oxyde de zinc et d'oxydes de fer ont également été utilisées dans ces tours de lavage pour effectuer un adoucissement à peu près de la même manière que l'éponge de fer.

Cependant, des problèmes d'élimination existent également avec ces boues. Les systèmes à base caustique, tels que ceux contenant des nitrites, peuvent également être utilisés dans les tours de lavage. Bien qu'efficaces, ces systèmes produisent des solides soufrés élémentaires.

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De tels systèmes sont décrits dans les brevets U. De telles matières édulcorantes à base caustique ne sont pas souhaitables car, comme indiqué ci-dessus, elles produisent des solides c'est-à-dire du soufre élémentaire.

En conséquence, de tels systèmes ne peuvent pas être utilisés dans des systèmes d'injection «en ligne» et ne peuvent être utilisés que dans des tours à bulles.

De plus, de tels systèmes édulcorants à base caustique ne sont pas régénérables, c'est-à-dire qu'ils doivent être utilisés dans un processus discontinu.

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Un autre procédé connu pour adoucir le gaz naturel est le procédé au solvant chimique. Le processus de solvant chimique est un processus continu, par lequel une solution édulcorante est mise en contact avec le courant de gaz dans une tour d'absorbeur.

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Dans un tel procédé, les gaz acides totaux, y compris le sulfure d'hydrogène et le dioxyde de carbone, sont éliminés de la solution édulcorante qui est ensuite régénérée. Les processus de solvant chimique ne peuvent pas être effectués en ligne. Des alcanolamines de divers types peuvent également être utilisées dans ces procédés de solvants chimiques. Cependant, comme discuté ci-dessus, l'utilisation d'alcanolamines est limitée en raison de leur manque de sélectivité pour le sulfure d'hydrogène et d'autres sulfures organiques dans les courants de gaz.

D'autres solvants chimiques connus dans l'art pierdere în greutate ahm utilisés pour adoucir les courants de gaz comprennent la pipérazinone, comme décrit dans les brevets U. N ° 4 ; 1-formylpipéridine, comme divulgué dans le brevet U.

N ° 4 ; et des complexes de fer d'acide nitriloacétique, tels que décrits dans les brevets U. Nos 4 et 4 Les brevets US 4 et 7 décrivent des compositions édulcorantes à base de triazine qui utilisent de préférence les produits de réaction d'une réaction entre une alcanolamine et un aldéhyde comme source de triazine.

Ceci pose un problème lorsque les compositions sont utilisées en tant que partie de systèmes en ligne ou de systèmes de pulvérisation pour récupérer les sulfures des lignes et équipements de transmission de pétrole.

Plus précisément, les teneurs élevées en humidité des compositions contribuent de manière significative à la corrosion des lignes de transmission et des équipements.

En bref, si un piégeage adéquat des sulfures peut être obtenu, cela peut être largement compensé par le problème concomitant de corrosion. Les gisements de pétrole et de gaz doux faciles à extraire du passé ont évolué pour devenir de nouveaux gisements techniquement avancés nécessitant une fracturation horizontale étendue. De nouveaux champs et des champs existants avec différentes zones ont été exploités partout en Amérique du Nord, et une grande partie de la nouvelle production qui en lipsa în greutate pe durata vieții terre haute contient du sulfure d'hydrogène H2S.

Un environnement réglementaire strict, comprenant des réglementations pour les spécifications des pipelines, le torchage, la sécurité des transports, la corrosion, la ventilation et d'autres émissions, a nécessité des méthodes de traitement H2S plus innovantes et exceptionnelles. À leur tour, des exigences plus fortes en matière d'élimination du H2S ont permis aux fournisseurs de piégeurs de triazine traditionnels de développer des prix plus compétitifs et d'améliorer les formulations chimiques, rendant de nombreuses autres applications rentables.

Le H2S est associé au méthane et à d'autres hydrocarbures dans toutes les phases de production et dans le monde entier, y compris la production terrestre, le transport, le stockage et le traitement et les installations de production et de stockage offshore.

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Une grande partie de la production mondiale actuelle ayant un niveau de H2S dans sa composition, les producteurs, les entreprises intermédiaires et les exploitants d'installations ont besoin de formulations chimiques améliorées et de traitements H2S plus rentables. Cet article explique comment des épurateurs de liquide à base de triazine peu coûteux, associés à des options d'équipement plus efficaces, fournissent une solution plus économique et plus complète aux problèmes de H2S à chaque phase de production.

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Vue d'ensemble lipsa în greutate pe durata vieții terre haute scavenger H2S Le H2S est un composé léger et volatil qui doit être éliminé des hydrocarbures gazeux et liquides afin de produire des produits consommables. Historiquement, le balayage du H2S a été utilisé dans les pipelines et les sites de puits pour éliminer le H2S pendant la phase gazeuse de la production, mais les produits chimiques et les processus de balayage d'aujourd'hui peuvent éliminer efficacement ce composé toxique et corrosif des gaz d'hydrocarbures et des liquides tout au long des étapes de production et de traitement.

La baisse des prix des hydrocarbures impose des coûts de production moins chers ou la fermeture complète de la production dans les régions. Il existe des limites à la lipsa în greutate pe durata vieții terre haute économiques et techniques à l'élimination du H2S, mais avec les réglementations et les limites d'émission, ainsi que les exigences de sécurité toujours présentes, les traitements au H2S sont de plus en plus nécessaires et souvent obligatoires.

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Les organismes gouvernementaux, les organismes environnementaux et le réseau de transfert intermédiaire et commercial plus complexe ont tendance à exiger des traitements H2S plus tôt dans le processus de production et dans de nombreux autres types d'applications.

À l'échelle mondiale, la triazine est le produit chimique le plus couramment utilisé pour éliminer le H2S. De plus, les procédés de piégeage de liquide évolués traitent plus efficacement un plus large éventail de conditions de fonctionnement, de sources et de compositions. Chimie de la triazine Utilisée avec les technologies actuelles d'élimination des liquides, la triazine peut réduire efficacement les concentrations de H2S jusqu'à 0 ppm et éliminer partiellement certains mercaptans légers méthyle, éthyle et propyle.

La plupart des composés soufrés inorganiques et autres composés soufrés plus lourds ne réagissent pas avec la chimie actuelle de la triazine. Différentes formulations de triazine contiennent des additifs pour aider à améliorer les opérations à froid, pour réduire la cofeina pierde grăsimea de tartre, pour fournir des caractéristiques de transfert de masse variables et pour maintenir différentes capacités de réaction.

Les forces du produit chimique et les aspects économiques du stockage et du transport varient selon l'application, et les formulations varient selon le fournisseur.

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La triazine MEA est le produit chimique le plus couramment utilisé avec les méthodologies liquides actuelles. La réaction de triazine est une réaction de substitution chimique non réversible avec une capacité d'absorption limitée. D'autres ragi java pierdere în greutate chimiques disponibles dans le commerce ont des capacités d'absorption différentes, et chaque formule doit être évaluée indépendamment.

L'efficacité d'un processus est définie comme le pourcentage de la réaction potentielle qui a eu lieu pendant le processus par rapport à l'achèvement réel de la réaction. La réaction de la triazine avec H2S est fortement cinétiquement favorisée et donc pas significativement affectée par la pression.

La température est la meilleure dans la plage de 80 lipsa în greutate pe durata vieții terre haute ° F 27 à 49 ° Cmais les applications pratiques ont étendu la plage de 50 à ° F 10 à 70 ° C avec quelques pertes d'efficacité. Un contact contrôlé entre la triazine et le H2S est critique, car un contact excessif, même avec de faibles concentrations de H2S, ou un contact moindre mais avec des concentrations élevées de H2S peut sur-réagir la triazine et conduire à la polymérisation et à la précipitation du produit chimique.

Le produit sur-réagi s'est alors accumulé dans les points bas du pipeline. Alors que certaines conditions de fonctionnement peuvent ne pas être propices à l'obtention de l'efficacité souhaitée, des technologies plus spécialisées sont désormais en mesure d'atteindre des limites d'efficacité pratiques et de minimiser le risque de dépassement de coûts de produits chimiques et de précipitation de matières solides dans les procédés et les équipements en aval.

De plus, des procédés développés pour traiter des conditions de fonctionnement inhabituelles, des variations importantes des paramètres de fonctionnement, des concentrations de H2S exceptionnellement élevées, des débits de gaz importants et des liquides d'hydrocarbures sont disponibles.

Le produit chimique usé dans tous les processus est un déchet liquide qui est dispersible dans l'eau et qui nécessite une élimination appropriée. À ce jour, il n'y a pas d'utilisation secondaire pour le produit chimique usé, et il est le plus souvent éliminé dans des puits d'élimination d'eau salée avec de l'eau produite produite à l'installation. Les fournisseurs de produits chimiques ont discuté des alternatives à la triazine et mené de nombreux essais exclusifs, mais la capacité d'absorption de H2S, la vitesse de réaction, la corrosivité ou le coût du traitement ont limité l'utilisation de ces produits chimiques à des applications ou des essais très spécialisés.

Les essais chimiques comprennent des formulations exclusives de triazine, du formaldéhyde, une solution caustique, du glyoxal et du nitrite de sodium, mais aucun n'est devenu un produit compétitif sur le marché de la récupération.

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Donc, pour le moment, la triazine est la chimie la plus rentable et la plus répandue pour l'élimination du H2S à faible niveau. Triazina noastră este o compoziție solubilă în ulei pentru eliminarea sulfurilor, operabilă pentru reducerea sau eliminarea esențială a H2S și a altor sulfuri inacceptabile din fluxurile de hidrocarburi sau din liniile de transmisie și echipamentele pentru astfel de produse.

Triazină H2S Scavenger Formula cu durată mai lungă Cea mai mare cheltuială pentru un operator de la fântână este un scavenger cu hidrogen sulfurat. Dispozitivul nostru superior de triazină H2S elimină în mod eficient hidrogenul sulfurat din sistemele de proces pentru a asigura siguranța personalului, pentru a proteja echipamentele de coroziune și pentru a îndeplini cerințele industriei de petrol și gaze.

Hexahidro-1,3,5-triazină; 1,3,5-tris 2-hidroxietil -hexahidro-striazina este un biocid cu toxicitate scăzută și este eficient împotriva bacteriilor, ciupercilor și drojdiei. Triazina este special dezvoltată pentru protecția microbiologică completă a produselor pe bază de apă împotriva deteriorării bacteriene și fungice în stare umedă.

Metode de remediere H2S Injecția de apă pentru recuperarea îmbunătățită a uleiului prezintă întotdeauna un anumit risc de acidificare a rezervorului, indiferent dacă este produsă apă sau apă de mare.

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Diverse strategii de atenuare pot fi utilizate pentru a reduce acest risc, inclusiv injectarea nitraților, injecția cu apă de mare cu salinitate scăzută LoSal și utilizarea unităților de eliminare a sulfatului SRU. Există, de asemenea, diverse strategii de remediere pentru a face față producției acide, inclusiv paturi de eliminare a catalizatorilor, substanțe chimice de precipitare, unități de amină și substanțe chimice de eliminare a lichidelor.

Atenționarea, remedierea sau o combinație pot fi necesare pentru a atinge specificațiile de export și siguranță.

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Condițiile de operare vor influența, de asemenea, selectarea strategiilor de tratament și a locațiilor finale de aplicare. Scavengers solide Scavengers solide sunt foarte eficiente în îndepărtarea H2S din fluxurile de gaz până la nivelurile de urmărire; cu toate acestea, acestea necesită cheltuieli capitale semnificative și adesea necesită multă muncă în timpul schimbării mass-media. În general, au OPEX scăzut, sunt previzibile în ceea ce privește ratele de îndepărtare, de obicei nu necesită substanțe chimice suplimentare și, în general, nu au impact asupra proceselor lipsa în greutate pe durata vieții terre haute aval sau a apei de peste bord.

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Deoarece deșeurile uzate ale opțiunilor solide neregenerative necesită îndepărtare sau eliminare, acest lucru nu poate fi practic pentru aplicațiile offshore. Amprenta mare și capacitatea limitată a opțiunilor solide regenerative, combinate cu producția unui flux concentrat de gaz rezidual acru în timpul regenerării, le fac, de asemenea, mai puțin practice pentru utilizarea în larg.

Scavengers lichide Scavengers lichide, în general, ocupă mai puțin spațiu și greutate decât scavengers solide, dar sunt semnificativ mai puțin eficiente la îndepărtarea H2S din fluxul de gaz; OPEX este semnificativ mai mare în comparație cu eliminatorii solizi. Lichidele lichide oferă mai multe opțiuni pentru adaptarea H2S la o instalație existentă.

Opțiunile posibile de eliminare a lichidelor includ, dar nu se limitează la următoarele: Triazină Triazina, cel mai frecvent utilizat lichid H2S, este o structură heterociclică similară cu benzenul, dar cu trei atomi de carbon înlocuiți cu atomi de azot. Există trei variații ale triazinei, pe baza localizării substituției atomilor de azot, așa cum se arată în Figura 1.

Variații suplimentare care implică substituții ale atomilor de hidrogen cu alte grupe funcționale sunt utilizate în diverse industrii. Scavengers Regenerative.