Средство для удаления сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов и способ его использования

Предложенное изобретение относится к средству для удаления сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов из углеводородных и/или водных сред, отличается тем, что в качестве средства удаления сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов используют аминоэфиры общей формулы: (R-)_nN(-CH₂-О-R')_m, где R представляет собой алкил, изоалкил, оксиалкил C₁-C₁₄ или циклогексил, или бензил, или двухвалентную группу формулы - СН₂-O-СН₂-СН₂-, соединенную с атомом азота аминоэфира с образованием пятичленного гетероциклического кольца; R' - алкил, изоалкил или алкенил, предпочтительно C₁-C₄; n=1 или 2; m=3-n. Также предложенное изобретение относится к способу очистки нефти, водонефтяных эмульсий, нефтепродуктов, углеводородных газов, пластовых вод и технологических жидкостей от сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов путем обработки исходного сырья вышеописанным средством. Предлагаемое средство и композиции на его основе обладают более высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду, легким меркаптанам и обеспечивает их эффективную нейтрализацию в водных и неводных средах как при обычных, так и повышенных температурах (10-90°С и выше). Предлагаемое средство также обладает бактерицидной активностью к СВБ и антикоррозионным действием в сероводородсодержащих средах и может быть использовано в качестве бактерицида-ингибитора сероводородной коррозии в нефтепромысловых средах. 2 н. и 2 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов в углеводородных и/или водных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности для очистка попутных нефтяных, природных и технологических газов, нефти, водонефтяных эмульсий, нефтепродуктов, пластовых и сточных вод, буровых растворов и других технологических жидкостей (жидкости глушения скважин, буферной, надпакерной жидкости и т.п.).

Известно применение 15-50%-ных водных растворов этаноламинов (моно-, ди-, триэтаноламина, метилдиэтаноламина) для очистки углеводородных газов от сероводорода (Технология переработки сернистого природного газа. Справочник. М.: Недра. 1993. С.11-29). Водные растворы этаноламинов обладают достаточно высокой поглотительной способностью по отношению к сероводороду, и их применение обеспечивает требуемую глубину очистки газов. Однако они обладают низкой поглотительной способностью по отношению к меркаптанам, в результате чего не обеспечивается требуемая степень очистки газа от меркаптанов. Кроме того, водным растворам этаноламинов присущи и другие недостатки: неселективность по отношению к сероводороду в присутствии диоксида углерода, коррозионность и т.д.

Известен способ удаления сероводорода из малосернистых природных газов путем контактирования с нерегенерируемым жидким поглотителем, содержащим 10-50% низкомолекулярного альдегида и/или кетона, 10-50% метанола, 20-80% воды, 1-25% водорастворимого аминного ингибитора коррозии, 0-5% гидроксида натрия или калия и 2-5% изопропанола. При этом в качестве альдегида поглотитель преимущественно содержит формальдегид, а в качестве ингибитора коррозии - четвертичные соли аммония или органические основания (пат. США №4748011, B01D 53/14, 1988 г.).

Основными недостатками указанного способа являются большой унос легколетучего альдегида, особенно формальдегида, с очищенным газом и, следовательно, большой расход альдегида и загрязнение сероочищенного газа унесенным альдегидом, а также образование дурнопахнущего неутилизируемого отработанного поглотителя, содержащего легкополимеризующиеся продукты нейтрализации сероводорода, приводящего к закупорке газоочистного оборудования и трубопроводов серосодержащими полимерами (ж. Oil and Gas J. 1989. T.87. №8. C.45-48). Кроме того, применяемый поглотитель не обеспечивает эффективную очистку газа от меркаптанов.

Известен также способ удаления сероводорода из газообразных и жидких углеводородов, в том числе из мазута и нефти, путем обработки исходного сырья нерегенерируемым жидким поглотителем, представляющим собой продукт взаимодействия алкиленполиамина, преимущественно диэтилентриамина, с формальдегидом (формалином) в мольном соотношении полиамин: формальдегид 1:1-14, предпочтительно 1:1-3 (пат. США №5284576, C10G 29/20, 1994 г.).

Однако указанный способ также не обеспечивает эффективную очистку углеводородов от меркаптанов. Кроме того, используемый поглотитель обладает высокой вспениваемостью и, следовательно, малопригоден для сероочистки газов.

Известен способ нейтрализации сероводорода в водных и углеводородных средах путем обработки диаминометаном общей формулы:

где R₁, R₂, R₃, R₄ - алкил или циклоалкил С₁-C₁₄; R₅ - водород или метил, получаемый взаимодействием вторичного аминосоединения с альдегидом, преимущественно с формальдегидом (пат. США №50749991, C10G 29/20, 1991 г.). Недостатком указанного способа является низкая эффективность очистки исходного сырья (нефтепродуктов) от меркаптанов.

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 поглотителем, 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) и меркаптанам, в результате чего требуется применение больших объемов нейтрализатора, что приводит к увеличению материальных затрат и снижению эффективности процесса в целом.

В качестве прототипа был взят способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и меркаптанов с применением в качестве химического реагента-нейтрализатора гексаметилентетрамина (ГМТА). В преимущественном варианте осуществления способа применяемый нейтрализатор представляет собой около 40%-ный водный раствор ГМТА, предварительно полученный взаимодействием аммиака с ˜ 37%-ным водным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении аммиак: формальдегид около 1: 1,5. При этом обработку исходного сырья ˜ 40%-ным водным раствором ГМТА проводят при температуре 38-177°С (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).

Основными недостатками указанного нейтрализатора являются низкая реакционная способность ГМТА по отношению к сероводороду и меркаптанам, особенно при обычных температурах (10-40°С), и его большой расход (до 100 тыс. ppm). Необходимость проведения очистки при повышенных температурах приводит к значительным энергозатратам на нагрев исходного сырья, особенно при очистке водных сред (пластовой воды, водонефтяных эмульсий, технологических жидкостей на водной основе) и снижению эффективности процесса в целом. Кроме того, известный нейтрализатор недостаточно технологичен для практического применения в промысловых условиях в зимнее время из-за сравнительно высокой температуры его застывания (минус 15°С).

Указанные недостатки известного нейтрализатора устраняются применением в качестве средства для удаления сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов из углеводородных и/или водных сред аминоэфиров общей формулы (R-)_nN(-CH₂-O-R')_m, где R представляет собой алкил, изоалкил, оксиалкил с числом углеродных атомов от 1 до 14, предпочтительно C₁-C₄, или циклогексил, или бензил, или двухвалентную группу формулы -СН₂-О-СН₂-СН₂-, соединенную с атомом азота аминоэфира с образованием пятичленного гетероциклического (оксазолидинового) кольца; R' - алкил, изоалкил или алкенил, предпочтительно C₁-C₄; n=1 или 2; m=3-n.

В преимущественном варианте выполнения изобретения в качестве средства используют аминоэфир(ы) вышеуказанной формулы, дополнительно содержащий(е) воду и/или органический растворитель и, необязательно, гидроксид и/или карбонат натрия или калия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Аминоэфир(ы) вышеуказанной формулы	40-80
Гидроксид и/или карбонат натрия или калия	0-1
Вода и/или органический растворитель	Остальное

Вариантом выполнения изобретения является способ очистки нефти, водонефтяных эмульсий (продукции нефтяных скважин), нефтепродуктов, углеводородных газов, пластовых вод и технологических жидкостей от сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов путем обработки исходного сырья химическим реагентом, в котором в качестве химического реагента используют вышеуказанное(ые) средство(а) удаления сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов.

При этом обработку исходного сырья предлагаемым средством, взятым из расчета не менее 3 г (предпочтительно 5 г) на 1 г нейтрализуемых сероводорода и/или легких метил-, этилмеркаптанов, проводят при температуре 10-90°С (предпочтительно при 20-70°С) и атмосферном или повышенном давлении.

Процесс очистки углеводородных (нефтяных, природных) газов от сероводорода и низкомолекулярных (легких) меркаптанов преимущественно проводят в абсорбционном аппарате (абсорбере) путем барботирования очищаемого газа через 40-80%-ный водный раствор аминоэфира при температуре 20-60°С и повышенном давлении. Водные растворы аминоэфиров активно и селективно реагируют с сероводородом и легкими меркаптанами с образованием жидких сероорганических соединений, в результате процесса очистки газов достигается снижение концентрации сероводорода и легких меркаптанов до уровня современных требований (ОСТ 51.40-93). Аминоэфиры практически не взаимодействуют с содержащимся в очищаемом газе диоксидом углерода и в результате достигается селективная очистка нефтяного и природного газов от сернистых соединений и тем самым снижается расход реагента-поглотителя. Следует указать, что предлагаемый нейтрализатор на основе вышеуказанных аминоэфиров, в отличие от прототипа, обладает низкой температурой застывания (минус 30°С и ниже) и обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода как при обычных, так и при повышенных температурах (10-90°С и выше), поэтому дополнительный нагрев очищаемого сырья не требуется, т.е. использование предлагаемого нейтрализатора позволяет снизить энергозатраты на проведение процесса, особенно при очистке водных сред (пластовой воды и технологических жидкостей на водной основе).

Предлагаемые к использованию аминоэфиры вышеуказанной формулы получают известным способом конденсацией первичных или вторичных органических аминов с формальдегидом и алифатическими спиртами (ж. «Нефтепереработка и нефтехимия», №1, 2002 г., с.40-42; «ЖПХ», вып.1, т.68, 1995 г., с.142-143). Учитывая доступность, стоимость исходного сырья и технологичность для практического применения, в качестве наиболее эффективного и технологичного средства для удаления сероводорода и/или легких меркаптанов предлагается использовать эфиры общей формулы:

где R' - алкил или изоалкил C₁-C₄, которые получают конденсацией доступного, сравнительно недорогого и технологичного первичного алканоламина - моноэтаноламина с формальдегидом и низшими алифатическими спиртами C₁-С₄ (метанолом, этанолом, н-пропанолом, изопропанолом, н-бутанолом или изобутанолом). Эфиры указанной формулы синтезированы, исследованы и предложены к использованию в качестве ингибиторов кислотной коррозии («ЖПХ», вып.1, т.68, 1995 г., с.142-143). Следует также указать, что аминоэфиры формулы (R-)₂N-CH₂-O-R', где R и R' - алкил или изоалкил C₁-C₄, синтезированные взаимодействием диалкиламинов и низших алифатических спиртов с формальдегидом, исследованы и предложены к использованию в качестве бактерицида для подавления роста сульфатвосстанавливающих и других бактерий (СВБ, УОБ) в нефтепромысловых средах (ж.«Нефтепереработка и нефтехимия», №10, 2000 г., с.36-38).

Учитывая доступность, стоимость и технологичность, в качестве исходного сырья для получения заявленного средства преимущественно используют: в качестве аминов - моноэтаноламин (по ТУ 6-02-915-84), диэтаноламин (по ТУ 6-09-2652-91), монометиламин (по ТУ 6-02-639-87), моноэтиламин (по ГОСТ 19234 или ТУ 6-02-794-88), моноизопропаноламин (по ТУ 6-02-793-88), диметиламин (по ГОСТ 9967), диэтиламин (по ГОСТ 9875), моно-, дибутиламины или первичные жирные амины С₁₀-C₁₄ (по ТУ 113-018-00203795-94), в качестве исходных спиртов - метанол (по ГОСТ 2222), этанол (по ГОСТ 17299), изопропанол (по ГОСТ 9805), изобутанол (по ГОСТ 9536), аллиловый спирт (по ТУ 6-01-1033-85) или их смеси, и в качестве формальдегидсодержащего сырья - параформальдегид (по ТУ 6-05-930-78 или ТУ 6-09-141-03-89) или формалин (по ГОСТ 1625 или ТУ 38.602-09-43-92). Указанные виды исходного сырья производятся в промышленных масштабах, т.е. с точки зрения обеспеченности исходным сырьем предлагаемый реагент-нейтрализатор является промышленно применимым.

Целесообразность использования аминоэфиров в виде водных растворов при вышеуказанном соотношении компонентов обусловлена тем, что при получении аминоэфиров конденсацией амина с формальдегидом и спиртом образуется реакционная вода и выделение целевого продукта в чистом виде отгонкой воды приводит к удорожанию предлагаемого нейтрализатора. Кроме того, с точки зрения технологичности для сероочистки газов применение аминоэфиров именно в виде водного раствора является предпочтительным. При применении в качестве исходного сырья жирных аминов и жирных спиртов образующаяся реакционная вода практически нерастворима в получаемых аминоэфирах и отделяется отстаиванием. В этом случае для придания нейтрализатору необходимых технологических свойств (снижения вязкости, температуры застывания и т.д.) и получения его в товарной (зимней) форме аминоэфиры разбавляют органическим растворителем, предпочтительно из числа ароматических углеводородов, например толуолом, этилбензольной, бутилбензольной, полиалкилбензольной фракцией или растворителем типа «Нефрас». В качестве доступного растворителя могут быть использованы также этил- и бутилцеллозольвы, гликоли, триэтаноламин.

Следует указать, что для повышения выхода целевого продукта и одновременного получения технологичного нейтрализатора с низкой температурой застывания (минус 45°С и ниже) реакцию синтеза аминоэфиров целесообразно проводить в некотором избытке спирта от стехиометрии, предпочтительно в мольном соотношении амин: формальдегид: спирт 1:2:(1,1-1,8). В этом случае отпадает необходимость использования дополнительного растворителя для получения зимней формы нейтрализатора.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике в данной области нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и наличию свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям «новизна» и «изобретательский уровень».

Эффективность применения заявленного средства для удаления сероводорода, легких меркаптанов из углеводородных и водных сред иллюстрируется следующими конкретными примерами.

Пример 1. Использование заявленного средства для нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти. В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,2 г 70%-го водного раствора аминоэфира формулы:

предварительно полученного взаимодействием моноэтаноламина (оксиэтиламина) с параформальдегидом и этиловым спиртом (этанолом) при температуре 50-80°С и атмосферном давлении в присутствии каталитических количеств щелочи (0,1% NaOH). Затем в колбу загружают 100 мл (92 г) высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,025 мас.% (250 ppm) сероводорода и 0,082 мас.% меркаптановой серы, в т.ч. 0,011 мас.% (110 ppm) легких метил-, этилмеркаптанов. Массовое соотношение нейтрализатор: сероводород + метил-, этилмеркаптаны в реакционной смеси составляет 6:1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 6 г/г. Реакционную смесь перемешивают при температуре 40°С в течение 3 ч и проводят количественный анализ очищенной нефти на содержание остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов и рассчитывают степень очистки нефти. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 100% и от легких меркаптанов - 95%. Таким образом, предлагаемый нейтрализатор обладает высокой реакционной способностью и при расходном коэффициенте 6 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти, т.е. позволяет получить товарную нефть, соответствующую нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода и метил-, этилмеркаптанов.

Пример 2. Использование заявленного средства для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в водонефтяной эмульсии. В реакционную колбу вводят 0,2 г 70%-го водного раствора нейтрализатора по примеру 1, а затем загружают 100 мл нефти, содержащей 5 мас.% эмульсионной воды, 0,02 мас.% сероводорода и 0,01 мас.% метил-, этилмеркаптанов. Массовое соотношение нейтрализатор: сероводород + метил-, этилмеркаптаны в реакционной смеси (расходный коэффициент) составляет 7,2:1. Реакционную смесь перемешивают при 40°С в течение 3 ч и проводят количественный анализ очищенной нефти на содержание остаточных сероводорода и метил-, этилмеркаптанов. Степень очистки водонефтяной эмульсии от сероводорода составляет 100% и от легких меркаптанов - 96%, т.е. предлагаемый нейтрализатор при расходном коэффициенте 7,2 г/г обеспечивает эффективную очистку обводненной нефти от сероводорода и легких меркаптанов и позволяет после обезвоживания получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.

Пример 3. Испытание заявленного средства при очистке мазута, содержащего 0,025 мас.% сероводорода, проводят аналогично и в условиях примера 1, но при температуре 70°С. Степень очистки мазута от сероводорода составляет 100%, т.е. при расходном коэффициенте 6 г/г предлагаемый нейтрализатор обеспечивает эффективную очистку нефтепродуктов (мазута) от сероводорода.

Пример 4. Испытание заявленного средства при очистке высокоминерализованной пластовой воды, содержащей 0,09 мас.% (106 мг/л) сероводорода и используемой в системе поддержания пластового давления (ППД) и технологической жидкости для глушения нефтяных скважин, проводят аналогично и в условиях примера 1, но при комнатной температуре (22°С). Степень очистки пластовой воды от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода в водной среде при обычной температуре.

Пример 5. Использование заявленного средства для очистки нефтяного газа от сероводорода. В стеклянный насадочный абсорбер, заполненный кольцами Рашига, диаметром 20 мм и высотой 500 мм, загружают 40 мл 40%-го водного раствора аминоэфира вышеуказанной формулы, предварительно полученного взаимодействием моноэтаноламина с 37%-ным раствором формальдегида (формалином) и этанолом. Затем при комнатной температуре и атмосферном давлении пропускают через абсорбер нефтяной газ, содержащий 2,5 об.% сероводорода и 2 об.% диоксида углерода. Отходящий с верха абсорбера очищенный газ пропускают через склянку Дрекселя с 10%-ным водным раствором едкого натра для поглощения остаточного сероводорода. По окончании опыта раствор щелочи анализируют на содержание сульфидной серы методом потенциометрического титрования и рассчитывают остаточную концентрацию сероводорода в очищенном газе и степень очистки газа. Степень очистки газа от сероводорода составляет 99,99%. При этом вспенивания нейтрализатора и образования твердых продуктов реакции не наблюдается. Следовательно, предлагаемый нейтрализатор пригоден для селективной очистки газа от сероводорода, поскольку содержащийся в нефтяном газе диоксид углерода практически не реагирует с применяемым нейтрализатором.

Пример 6. Испытание аминоэфира формулы (C₂H₅)₂N-CH₂-O-C₄H₉, предварительно полученного взаимодействием диэтиламина с 37%-ным раствором формальдегида (формалином) и изобутанолом, при очистке нефтяного газа от сероводорода проводят аналогично и в условиях примера 5. Степень очистки нефтяного газа от сероводорода составляет 99,98%.

Пример 7. Испытание аминоэфира формулы C₄H₉-N(-CH₂-O-C₂H₅)₂, предварительно полученного взаимодействием трет-бутиламина с 37%-ным раствором формальдегида (формалином) и этанолом, при очистке нефтяного газа от сероводорода проводят аналогично и в условиях примера 5. Степень очистки нефтяного газа от сероводорода составляет 99,99%.

Пример 8. Испытание аминоэфира формулы (HOC₂H₅)₂N-CH₂-O-CH₃, предварительно полученного взаимодействием диэтаноламина с 37%-ным раствором формальдегида (формалином) и метанолом, при очистке нефтяного газа от сероводорода проводят аналогично и в условиях примера 5. Степень очистки нефтяного газа от сероводорода составляет 99,98%.

Сравнительный эксперимент показал, что при очистке нефтяного газа в условиях примера 5 с использованием известного нейтрализатора (40%-го водного раствора гексаметилентетрамина) степень очистки газа от сероводорода составляет 83%, т.е. при обычных температурах известный нейтрализатор обладает невысокой реакционной способностью и не обеспечивает эффективной очистки нефтяного газа от сероводорода.

Пример 9. Испытание аминоэфира формулы предварительно полученного взаимодействием моноэтаноламина с параформальдегидом и метанолом в мольном соотношении 1:2,5:1,2 в присутствии каталитических количеств щелочи (0,3% NaOH), при очистке подготовленной (товарной) нефти проводят аналогично и в условиях примера 1, но при удельном расходе нейтрализатора 3 г/г сероводорода. Содержание сероводорода в исходной нефти составляет 0,0274 мас.% (274 ppm), в очищенной нефти - 6 ppm. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 97,8%. Таким образом, предлагаемый нейтрализатор при расходном коэффициенте 3 г/г обеспечивает получение очищенной товарной нефти вида 1 по ГОСТ Р 51858.

Пример 10. Испытание заявленного средства на антикоррозионную эффективность. Защитное действие нейтрализатора по примеру 1 оценивают по известной методике «Методика оценки коррозионной агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при помощи коррозиметров». РД 39-3-611-81. Уфа. ВНИИСПТнефть. 1982. 34 с. При коррозионных испытаниях в качестве агрессивной среды используют модель пластовой воды по ГОСТ 9.506 плотностью 1,12 г/см³ при концентрации сероводорода 100 мг/л. Модель пластовой воды предварительно обескислороживают инертным газом. Продолжительность испытаний - 6 ч.

Проведенные коррозионные испытания показали, что при концентрациях 50-200 мг/л нейтрализатор по примеру 1 обеспечивает защитный эффект в пределах 70-89%, т.е. предлагаемый нейтрализатор обладает защитным действием в сероводородсодержащей среде и, следовательно, может быть также использован в качестве ингибитора сероводородной коррозии.

Таким образом, представленные в примерах 1-9 данные показывают, что предлагаемое средство обладает высокой реакционной способностью к сероводороду, низкомолекулярным меркаптанам и обеспечивает эффективную их нейтрализацию в углеводородных и водных средах как при обычных, так и повышенных температурах. Кроме того, оно обладает бактерицидной активностью по отношению к СВБ и проявляет защитное действие в сероводородсодержащей среде и, следовательно, может быть также использовано в качестве бактерицида-ингибитора сероводородной коррозии в нефтепромысловых средах.

1. Средство для удаления сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов из углеводородных и/или водных сред, отличающееся тем, что в качестве средства удаления сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов используют аминоэфиры общей формулы:

(R-)_nN(-CH₂-O-R')_m,

где R представляет собой алкил, изоалкил, оксиалкил C₁-C₁₄ или циклогексил, или бензил, или двухвалентную группу формулы - СН₂-O-СН₂-СН₂-, соединенную с атомом азота аминоэфира с образованием пятичленного гетероциклического кольца; R' - алкил, изоалкил или алкенил, предпочтительно C₁-C₄; n=1 или 2; m=3-n.

2. Средство по п.1, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит воду и/или органический растворитель, и необязательно, гидроксид и/или карбонат натрия или калия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Аминоэфир(ы) вышеуказанной формулы	40-80
Гидроксид и/или карбонат натрия или калия	0-1
Вода и/или органический растворитель	остальное

3. Способ очистки нефти, водонефтяных эмульсий, нефтепродуктов, углеводородных газов, пластовых вод и технологических жидкостей от сероводорода и/или низкомолекулярных меркаптанов путем обработки исходного сырья химическим реагентом, отличающийся тем, что в качестве последнего используют средство по п.1 или 2.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что обработку проводят при температуре 10-90°С.