A Elevação de Petróleo e Gás

1. INTRODUÇÃO

Hexa-hidro- 1,3,5 - tris ( hidroxietil ) –5- triazina é um aditivo que melhora a estabilidade do pH a longo prazo e é usado para uma substância de formulação para utilização em vários sistemas como um aditivo para emulsões e soluções aquosas para pH controle. Isso prolonga a vida útil de soluções aquosas e as emulsões , estabilizando o pH entre 9/8 e atuando como um amortecedor durante alterações química ao longo do tempo, esse produto químico não é vendido para uso do consumidor.

   Hexa-hidro- 1,3,5 - tris ( hidroxietil ) -5- triazina é um produto químico perigoso . É classificada como corrosivo, pode causar uma reação alérgica na pele e é nocivo se ingerido.Caso ocorra a ingestão ou contato da pele com o material pode causar ferimentos, queimaduras graves na pele e nos olhos ou morte. Na indústria é muitas vezes referida como " triazina " , é largamente utilizado um sequestrante de H2S líquidos. Este composto eliminador de solúvel em água, reage com o H 2 S de a fase de óleo circundante na sua camada limite de fase a monoetanolamina (MEA) e ditiazina. Dentre os diversos compostos que utilizamos como limpador de H2S,o hexa-hidro- 1,3,5 - tris ( hidroxietil ) -5- triazina é um dos mais eficazes, logo tendo uma aceitável reação com o  H2S.

    A produção de gás natural no Mar do Norte está a enfrentar um problema crescente: a contaminação do gás natural com sulfeto de di-hidrogenofosfato , o H2S . Como um reservatório de gás é explorado , a água do mar contendo sulfatos é bombeado para dentro , e os sulfatos são reduzidos em sulfeto de di-hidrogenofosfato de bactérias redutoras de sulfato . O H2S é então bombeada para cima juntamente com o óleo , gás e água a partir do reservatório causando grave corrosão de dutos e contaminação do gás natural finais produto, tendo sua substância extremamente tóxica , e em campos especial de grandes concentrações de H2S este é um risco grave de saúde para os trabalhadores da plataforma.Por isso, é desejável para remover o sulfureto de dihidrogenofosfato na fase mais precoce possível.

     

1. DESENVOLVIMENTO

• Elimanação de H2S
  

   Há quatro principais métodos para a remoção de H2S a partir do gás natural:
  1 - Scavengers líquidos
  2 - Scavengers Sólidos
  3 - Processos líquido redox
  4 - Catalisador Amina

1 - Sequestrantes de líquidos são amplamente utilizados na indústria do gás natural, especialmente em empresas com relativamente baixas concentrações de H2S. Como uma grande importância,o líquido sequestrantes são economicamente favorável em locais com uma remoção de menos de 50 kg / dia de H2S.

2 - Sequestrantes de sólidos consistem principalmente na utilização de materiais à base de ferro que adsorvem H2S. O sulfeto de hidrogénio pode, em seguida, ser dissolvida, e o sequestrante reutilizado. São mais rentáveis ​​do que os sequestrantes líquidos quando 50-200 kg /dia de H2S é para ser removido.

3 - Líquido processos redox está baseado na oxidação de H2S em enxofre elementar, utilizando soluções aquosas contendo iões metálicos. Estes processos são frequentemente utilizado quando a remoção de H2S é entre 200 e 2000 kg / dia de H2S.

4 - Aminas, tais como MEA (monoetanolamina) e MDEA (metil dietanolamina) formar complexos com H2S. Quando um tal complexo é tratado com um catalisador, o H2S é oxidado a enxofre elementar. Este processo, se muitas vezes referida como um processo de Amina, e é relativamente com um elevado custo relacionado a instalação de uma tal unidade torna o processo economicamente desfavorável abaixo de 20 toneladas / dia de H2S para ser removido.

1. Líquidos limpadores

A amina cíclica hexa-hidro- 1,3,5 - tris ( hidroxietil ) –5- triazina (1) , muitas vezes referida como " triazina " , é utilizado em campos com relativamente baixas concentrações de H2S e é  dominada no mercado como limpador de líquido.
                    [pic 1]

Quando (1) é usado um sequestrante como um H2S , uma solução de 50W % em água é pulverizada na corrente de gás em que é chamado de método de injeção direta. Isto é feito depois que o gás natural foi separado das fases oleosa e aquosa. Os produtos são solúveis em água e são removidas com a fase de água mais que 99,9 % do H2S é removido a partir do gás natural desta maneira.

Vantagens de (1) são a solubilidade em água , provocada pelas três grupos OH e as outras substâncias na molécula, e o fato de que ele reage rapidamente e selectivamente com H2S . Uma desvantagem considerável é a sua susceptibilidade à hidrólise moderado a baixo pH . Assim , é esperado um ser ineficiente quando adicionados diretamente para dentro do poço , devido às baixas concentrações de H2S e pH muito baixo . Um novo e mais estável limpador líquido do que (1) seria de grande interesse para a indústria de gás natural. A fim de alcançar este objetivo , mais conhecimento sobre a química envolvida é essencial .

2.2 Propriedades físico-químicas:

Estado físico:	Líquido
Cor	Amarelo- claro
Ponto de inflamação	225 ° F
Ponto de ebulição ( 760 mmHg )	217 ° F
Densidade de vapor ( ar = 1 )	>1
Gravidade específica (H2O = 1 )	1,06
Solubilidade em água	100%
PH	10,5

                         [pic 2] 

Quando H2S está presente no gás natural em baixas concentrações e relativamente baixas quantidades totais , dizem menos do que cerca de 50 kg por dia , mas em excesso do que é permitida na linha de transmissão ( Geralmente não mais do que 1-4 ppmv ) , que é normalmente removido usando " scavengers ", que são H2S frequentemente triazina ( 1,3,5 tris ( 2 - hidroxietil ) hexa-hidro- 1,3,5 triazina ) produtos químicos. A química da reacção de o sequestrante é entendida para envolver a formação de produtos tais como mostrado na Figura 1 .