RU2107085C1 - Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from liquid hydrocarbon fractions - Google Patents
Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from liquid hydrocarbon fractions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2107085C1 RU2107085C1 RU96100898/04A RU96100898A RU2107085C1 RU 2107085 C1 RU2107085 C1 RU 2107085C1 RU 96100898/04 A RU96100898/04 A RU 96100898/04A RU 96100898 A RU96100898 A RU 96100898A RU 2107085 C1 RU2107085 C1 RU 2107085C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- mercaptans
- formaldehyde
- purification
- sulfur
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтехимии, в частности к способам очитки жидких углеводородных фракций от сероводорода, меркаптанов, и может быть использовано в нефтяной, газовой, нефтегазоперерабатывающей, нефтехимической и других отраслях промышленности для нейтрализации коррозионных и токсичных сероводорода, меркаптанов в жидких продуктах переработки сернистых нефтей и газоконденсатов, а также горючих сланцев и углей. The invention relates to petrochemistry, in particular to methods for cleaning liquid hydrocarbon fractions from hydrogen sulfide, mercaptans, and can be used in the oil, gas, oil and gas refining, petrochemical and other industries to neutralize corrosive and toxic hydrogen sulfide, mercaptans in liquid products of the processing of sulfur oils and gas condensates , as well as oil shale and coal.
Известны способы очитки жидких углеводородных фракций от сероводорода и/или меркаптанов путем обработки их кислород- и/или азотсодержащими органическими реагентами - диалкилсульфоксидами, пероксидами, гидропероксидами, холинами, диаминометаном, амидинами, полиамидинами и др. (патенты США N 3184405, 1965; N 3513088, 1970; N 4514286, 1985; N 4584147, 1987; N 4867865, 1990; N 5074991, 1991; N 5223127, 1993 и др.). Known methods for cleaning liquid hydrocarbon fractions from hydrogen sulfide and / or mercaptans by treating them with oxygen and / or nitrogen-containing organic reagents - dialkyl sulfoxides, peroxides, hydroperoxides, cholines, diaminomethane, amidines, polyamidines, etc. (US patents N 3184401, 19885; , 1970; N 4514286, 1985; N 4584147, 1987; N 4867865, 1990; N 5074991, 1991; N 5223127, 1993, etc.).
Основными недостатками известных способов являются дефицитность и высокая стоимость применяемых органических реагентов-нейтрализаторов и недостаточно высокая степень очистки сырья от сероводорода и меркаптанов. The main disadvantages of the known methods are the scarcity and high cost of the used organic reagents, neutralizers and insufficiently high degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide and mercaptans.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ очистки нефтяных дистиллятов от меркаптанов путем обработки исходного сырья алифатическим или ароматическим альдегидом или кетоном в присутствии серной кислоты (патент Японии N 14826, кл. 18 Д 5 (C 10 G), 1971; Химия, 24П303П, 1971). Closest to the proposed invention is a method of purification of petroleum distillates from mercaptans by treating the feedstock with aliphatic or aromatic aldehyde or ketone in the presence of sulfuric acid (Japan patent N 14826, CL 18 D 5 (C 10 G), 1971; Chemistry, 24P303P, 1971 )
Основными недостатками указанного способа являются недостаточно высокая степень очистки сырья от сероводорода и меркаптанов и значительная коррозия оборудования из-за проведения процесса в кислой среде (в присутствии коррозионной серной кислоты). The main disadvantages of this method are the insufficiently high degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide and mercaptans and significant corrosion of equipment due to the process in an acidic environment (in the presence of corrosive sulfuric acid).
Задачей изобретения является повышение степени очистки сырья от сероводорода, меркаптанов и снижение коррозионности среды, т.е. степени коррозии оборудования. The objective of the invention is to increase the degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide, mercaptans and reduce the corrosivity of the medium, i.e. degree of corrosion of equipment.
Технический результат достигается описываемым способом очистки жидких углеводородных фракций от сероводорода и меркаптанов путем обработки исходного сырья формальдегидом, в котором процесс проводят в присутствии моно-, диэтаноламина, N,N-диметилпропилендиамина или их смеси. The technical result is achieved by the described method of purification of liquid hydrocarbon fractions from hydrogen sulfide and mercaptans by treating the feedstock with formaldehyde, in which the process is carried out in the presence of mono-, diethanolamine, N, N-dimethylpropylenediamine or a mixture thereof.
При этом моно-, диэтаноламин, N,N-диметилпропилендиамин или их смесь предпочтительно используют в количестве 0,7-5 моль, а формальдегид - 0,8-5 моль на 1 моль сероводородной и меркаптановой серы, и обработку предпочтительно проводят при температуре 30-80oC. Кроме того, формальдегид предпочтительно используют в виде водного раствора (формалина).In this case, mono-, diethanolamine, N, N-dimethylpropylenediamine or a mixture thereof is preferably used in an amount of 0.7-5 mol, and formaldehyde is 0.8-5 mol per 1 mol of hydrogen sulfide and mercaptan sulfur, and the treatment is preferably carried out at a temperature of 30 -80 o C. In addition, formaldehyde is preferably used in the form of an aqueous solution (formalin).
Отличительными признаками предлагаемого способа являются проведение обработки сырья в присутствии моно-, диэтаноламина (МЭА, ДЭА) или N,N-диметилпропилендиамина (ДМПД), взятого в вышеуказанном оптимальном молярном соотношении, и при найденном оптимальном интервале температур. Distinctive features of the proposed method are the processing of raw materials in the presence of mono-, diethanolamine (MEA, DEA) or N, N-dimethylpropylenediamine (DMPD), taken in the above optimal molar ratio, and at the optimum temperature range found.
Указанные отличительные признаки предложенного технического решения определяют его новизну и изобретательский уровень в сравнении с известным уровнем техники, так как проведение процесса очистки жидких углеводородных фракций от сероводорода и меркаптанов обработкой формальдегидом в присутствии МЭА, ДЭА или ДМПД в вышеуказанных оптимальных молярных соотношениях и температурах в литературе не описано и позволяет повысить степень очистки сырья, снизить коррозионность среды и степень коррозии оборудования. These distinctive features of the proposed technical solution determine its novelty and inventive step in comparison with the prior art, since the process of purification of liquid hydrocarbon fractions from hydrogen sulfide and mercaptans by treatment with formaldehyde in the presence of MEA, DEA or DMPD in the above optimal molar ratios and temperatures in the literature is not described and allows to increase the degree of purification of raw materials, reduce the corrosivity of the environment and the degree of corrosion of the equipment.
Необходимость и целесообразность использования в качестве альдегида именно формальдегида обусловлены его сравнительно более высокой реакционной способностью в реакциях взаимодействия с сероводородом и меркаптанами при обработке сырья МЭА, ДЭА или ДМПД. Кроме того, из числа альдегидов именно формальдегид является наиболее доступным и дешевым продуктом, производимым отечественной промышленностью в крупнотоннажном масштабе в виде 30-40%-ных водных растворов (формалин технический по ГОСТ 1625-89, формалин безметанольный технический по ТУ 38.30309-86 и формалин метанольный по ТУ 38.602-09-43-92). При этом предлагаемое молярное соотношение формальдегид: (сероводородная + меркаптановая сера) является оптимальным, так как при молярном соотношении менее 0,8:1 снижается степень очистки сырья от сероводорода и меркаптанов, а увеличение молярного их соотношения более 5:1 уже не приводит к дальнейшему существенному повышению степени очистки, и следовательно, экономически нецелесообразно. The necessity and feasibility of using formaldehyde as the aldehyde are due to its relatively higher reactivity in the reactions of interaction with hydrogen sulfide and mercaptans during the processing of raw materials MEA, DEA or DMPD. In addition, of the aldehydes, it is formaldehyde that is the most affordable and cheapest product produced by the domestic industry on a large-scale scale in the form of 30-40% aqueous solutions (technical formalin according to GOST 1625-89, technical formalin non-methanol according to TU 38.30309-86 and formalin methanol according to TU 38.602-09-43-92). Moreover, the proposed molar ratio of formaldehyde: (hydrogen sulfide + mercaptan sulfur) is optimal, since with a molar ratio of less than 0.8: 1 the degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide and mercaptans decreases, and an increase in their molar ratio of more than 5: 1 does not lead to further a significant increase in the degree of purification, and therefore, is not economically feasible.
Проведение обработки в присутствии МЭА, ДЭА или ДМПД, взятых в предлагаемом молярном соотношении (0,7-5:1), также является оптимальным, так как при молярном соотношении менее 0,7: 1 снижается степень очистки сырья, а увеличение молярного их соотношения более 5:1 уже не приводит к дальнейшему существенному повышению степени очистки, и следовательно, экономически нецелесообразно. При этом необходимость и целесообразность использования именно вышеуказанных первичных и вторичных аминов (МЭА, ДЭА, ДМПД) обусловлены их доступностью, технологичностью и высокой реакционной способностью в реакциях взаимодействия сероводорода и меркаптанов в присутствии формальдегида, т.е. в реакциях взаимодействия (конденсации) одновременно с формальдегидом и указанным амином с образованием нелетучих, стабильных, некоррозионных азот- и серосодержащих органических соединений (аминосульфидов), растворимых в жидких углеводородных фракциях и остающихся в составе очищенного продукта (в качестве ингибитора коррозии металлов). Следует указать, что в отличие от указанных первичных и вторичных аминов, такие испытанные третичные органические амины, как метилдиэтаноламин, диэтилэтаноламин, триэтаноламин, триэтил, трибутиламин, диметилбензиламин оказались неэффективными и непригодными для практического осуществления предложенного способа. Processing in the presence of MEA, DEA or DMPD, taken in the proposed molar ratio (0.7-5: 1), is also optimal, since with a molar ratio of less than 0.7: 1 the degree of purification of the raw material decreases, and an increase in their molar ratio more than 5: 1 no longer leads to a further significant increase in the degree of purification, and therefore, is not economically feasible. At the same time, the necessity and expediency of using the above primary and secondary amines (MEA, DEA, DMPD) are due to their availability, manufacturability and high reactivity in the reactions of hydrogen sulfide and mercaptans in the presence of formaldehyde, i.e. in reactions of reaction (condensation) simultaneously with formaldehyde and the indicated amine with the formation of non-volatile, stable, non-corrosive nitrogen and sulfur-containing organic compounds (aminosulfides), soluble in liquid hydrocarbon fractions and remaining in the composition of the purified product (as an inhibitor of metal corrosion). It should be noted that, in contrast to these primary and secondary amines, such tested tertiary organic amines as methyldiethanolamine, diethylethanolamine, triethanolamine, triethyl, tributylamine, dimethylbenzylamine proved to be ineffective and unsuitable for the practical implementation of the proposed method.
Проведение процесса очистки в предлагаемом интервале температур (30-80oC) также является оптимальным, так как при температуре ниже 30oC снижается скорость реакций нейтрализации меркаптанов, а повышение температуры выше 80oC экономически нецелесообразно из-за увеличения энергозатрат на проведение процесса.The purification process in the proposed temperature range (30-80 o C) is also optimal, since at temperatures below 30 o C the rate of neutralization of mercaptans decreases, and raising the temperature above 80 o C is not economically feasible due to the increase in energy consumption for the process.
Предлагаемый способ апробирован в лабораторных условиях. Ниже приведены примеры и результаты проведенных экспериментов. The proposed method is tested in laboratory conditions. Below are examples and results of experiments.
Пример 1. 100 мл (82,0 г) прямогонной нефтяной фракции н.к. - 300oC, применяемой в качестве растворителя парафина в нефтедобыче и содержащей 0,009 мас. % сероводородной серы (0,00023 моль), 0,196 мас.% меркаптановой серы (0,00502 моль) и кислотностью 8,6 мг KOH/100 мл, помещают в термостатированную реакционную колбу, снабженную механической мешалкой и обратным холодильником. Затем в колбу при перемешивании подают 0,31 мл (0,341 г) 37%-ного водного раствора формальдегида (формалин технический по ГОСТ 1625-89) и 0,22 мл (0,225 г) моноэтаноламина технического (по ТУ 6-02-915-84). Молярное соотношение формальдегид:МЭА:сера сероводородная и меркаптановая в реакционной смеси равно 0,8:0,7:1. Смесь интенсивно перемешивают при температуре 80oC и атмосферном давлении. После перемешивания в течение 3 ч. проводят количественный анализ очищенного продукта на содержание сероводорода, меркаптановой серы методом потенциометрического титрования (по ГОСТ 17323-71), определяют его кислотность (по ГОСТ 5985-80) и коррозионность испытанием на медной пластинке. Степень очистки сырь от сероводорода составляет 100%, от меркаптанов - 36,2% и его кислотность - 3,3 мг KOH/100 мл. При этом очищенный продукт испытание на медной пластинке выдерживает, запах сероводорода, легких меркаптанов и формальдегида отсутствует, т.е. достигается снижение его коррозионности и токсичности для применения в качестве растворителя парафина.Example 1. 100 ml (82.0 g) of straight-run oil fraction n.k. - 300 o C, used as a solvent for paraffin in oil production and containing 0.009 wt. % hydrogen sulfide sulfur (0.00023 mol), 0.196 wt.% mercaptan sulfur (0.00502 mol) and an acidity of 8.6 mg KOH / 100 ml, are placed in a thermostatic reaction flask equipped with a mechanical stirrer and reflux condenser. Then, with stirring, 0.31 ml (0.341 g) of a 37% aqueous formaldehyde solution (technical formalin according to GOST 1625-89) and 0.22 ml (0.225 g) of technical monoethanolamine (according to TU 6-02-915- 84). The molar ratio of formaldehyde: MEA: hydrogen sulfide and mercaptan sulfur in the reaction mixture is 0.8: 0.7: 1. The mixture is intensively stirred at a temperature of 80 o C and atmospheric pressure. After stirring for 3 hours, a purified product is quantitatively analyzed for the content of hydrogen sulfide, mercaptan sulfur by potentiometric titration (according to GOST 17323-71), its acidity (according to GOST 5985-80) and corrosion resistance are determined by testing on a copper plate. The degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide is 100%, from mercaptans - 36.2% and its acidity - 3.3 mg KOH / 100 ml. In this case, the purified product withstands the test on a copper plate, the smell of hydrogen sulfide, light mercaptans and formaldehyde is absent, i.e. a decrease in its corrosion and toxicity is achieved for use as a paraffin solvent.
Пример 2. Очистку прямогонной нефтяной фракции н.к. - 300oC, содержащей 0,009 мас.% сероводородной серы. 0,196 мас.% меркаптановой серы и кислотностью 8,6 мг KOH/100 мл, проводят аналогично примеру 1 с использованием формалина и ДЭА, взятых в молярном соотношении формальдегид:ДЭА:сера сероводородная и меркаптановая 1,5:1,5:1, при температуре 70oC в течение 3 ч.Example 2. The purification of straight-run oil fraction N. to. - 300 o C, containing 0.009 wt.% Hydrogen sulfide sulfur. 0.196 wt.% Mercaptan sulfur and an acidity of 8.6 mg KOH / 100 ml, carried out analogously to example 1 using formalin and DEA, taken in a molar ratio of formaldehyde: DEA: sulfur sulfide and mercaptan 1.5: 1.5: 1, with a temperature of 70 o C for 3 hours
Степень очитки сырья от сероводорода составляет 100%, от меркаптанов - 40% и его кислотность - 2,7 мг KOH/100 мл. При этом очищенный продукт испытание на медной пластинке выдерживает, запах сероводорода, легких меркаптанов и формальдегида отсутствует, т.е. достигается снижение его коррозионности и токсичности. The degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide is 100%, from mercaptans - 40% and its acidity - 2.7 mg KOH / 100 ml. In this case, the purified product withstands the test on a copper plate, the smell of hydrogen sulfide, light mercaptans and formaldehyde is absent, i.e. A reduction in its corrosion and toxicity is achieved.
Пример 3. Очистку прямогонной дизельной фракции (н.к. - 350oC) высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,276 мас.% сероводородной серы и 0,076 мас.% меркаптановой серы, проводят аналогично примеру 1 с использованием формалина и МЭА, взятых в молярном соотношении формальдегид:МЭА:сера сероводородная и меркаптановя 2,5:1,5:1, при температуре 30oC в течение 3 ч.Example 3. The purification of straight-run diesel fraction (NK - 350 o C) of high sulfur carbon oil containing 0.276 wt.% Hydrogen sulfide sulfur and 0.076 wt.% Mercaptan sulfur is carried out analogously to example 1 using formalin and MEA, taken in a molar ratio formaldehyde: MEA: hydrogen sulfide and mercaptan sulfur 2.5: 1.5: 1, at a temperature of 30 o C for 3 hours
Степень очистки сырья от сероводорода составляет 100%, от меркаптанов - 37,6% и его кислотность - 4,4 мг KOH/100 мл. При этом очищенный продукт испытание на медной пластинке выдерживает, запах сероводорода, меркаптанов и формальдегида отсутствует, т. е. достигается снижение его коррозионности и токсичности. The degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide is 100%, from mercaptans - 37.6% and its acidity - 4.4 mg KOH / 100 ml. In this case, the purified product withstands the test on a copper plate, the smell of hydrogen sulfide, mercaptans and formaldehyde is absent, i.e., its corrosion and toxicity are reduced.
Пример 4. Очистку прямогонной керосиновой фракции, содержащей 0,005 мас. % сероводородной серы и 0,09 мас.% меркаптановой серы, проводят аналогично примеру 1 с использованием формалина и ДМПД, взятых в молярном соотношении формальдегид:ДМПД:сера сероводородная и меркаптановая 3:3:1, при температуре 70oC в течение 2 ч.Example 4. The purification of straight-run kerosene fraction containing 0.005 wt. % hydrogen sulfide sulfur and 0.09 wt.% mercaptan sulfur, carried out analogously to example 1 using formalin and DMPD, taken in a molar ratio of formaldehyde: DMPD: sulfur sulfide and mercaptan 3: 3: 1, at a temperature of 70 o C for 2 hours .
Степень очистки сырья от сероводорода составляет 100%, от меркаптанов - 60,5% и его кислотность - 0,9 мг KOH/100 мл. При этом очищенный продукт испытание на медной пластинке выдерживает, т.е. по показателям кислотности и коррозионности удовлетворяет требования ГОСТ 18499-73 (керосин для технических целей) и ГОСТ 4753-88 (керосин осветительный). The degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide is 100%, from mercaptans - 60.5% and its acidity - 0.9 mg KOH / 100 ml. In this case, the purified product withstands the test on a copper plate, i.e. in terms of acidity and corrosion, it meets the requirements of GOST 18499-73 (kerosene for technical purposes) and GOST 4753-88 (lighting kerosene).
Пример 5. Очистку прямогонной бензиновой фракции газоконденсата, содержащей 0,008 мас. % сероводородной серы и 0,03 мас.% меркаптановой серы, проводят аналогично примеру 1 с использованием формалина и ДМПД, взятых в молярном соотношении формальдегид:ДМПД:сера сероводородная и меркаптановая 5:5:1, при температуре 40oC в течение 3. ч.Example 5. The purification of a straight-run gasoline fraction of gas condensate containing 0.008 wt. % hydrogen sulfide sulfur and 0.03 wt.% mercaptan sulfur, is carried out analogously to example 1 using formalin and DMPD, taken in a molar ratio of formaldehyde: DMPD: sulfur sulfide and mercaptan 5: 5: 1, at a temperature of 40 o C for 3. h
Степень очистки сырья от сероводорода составляет 100%, от меркаптанов - 75% и его кислотность - 0,8 мг KOH/100 мл. При этом очищенный продукт испытание на медной пластинке выдерживает, т.е. по показателям кислотности и коррозионности удовлетворяет требованиям ГОСТ 2084-77 (автомобильные бензины). The degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide is 100%, from mercaptans - 75% and its acidity - 0.8 mg KOH / 100 ml. In this case, the purified product withstands the test on a copper plate, i.e. in terms of acidity and corrosion meets the requirements of GOST 2084-77 (gasoline).
Пример 6. Очистку отработанного турбинного масла (марки Тп - 22с по ТУ 38.101821-83), применяемого в качестве смазочно-уплотнительного масла в центробежных компрессорах для перекачки неочищенных сероводородсодержащих природных газов и содержащего 0,062 мас.% растворенных сероводородной серы и 0,005 мас.% меркаптановой серы, проводят аналогично примеру 1 с использованием формалина и МЭА, взятых в молярном соотношении формальдегид:МЭА:сера сероводородная и меркаптановая 2:1:1, при температуре 50oC в течение 1 ч.Example 6. Purification of used turbine oil (Тп - 22с grade according to TU 38.101821-83) used as a lubricating and sealing oil in centrifugal compressors for pumping crude hydrogen sulfide-containing natural gases and containing 0.062 wt.% Dissolved hydrogen sulfide sulfur and 0.005 wt.% Mercaptan sulfur, carried out analogously to example 1 using formalin and MEA, taken in a molar ratio of formaldehyde: MEA: sulfur sulfide and mercaptan 2: 1: 1, at a temperature of 50 o C for 1 hour
Степень очистки масла от сероводорода составляет 100% и от меркаптанов - 80%, т. е. достигаются снижение его коррозионности и токсичности для последующего хранения, транспортирования и утилизации, и уменьшение загрязнения окружающей среды выбросами высокотоксичных сероводорода и меркаптанов. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 100% and from mercaptans - 80%, i.e., its corrosion and toxicity are reduced for subsequent storage, transportation and disposal, and the reduction of environmental pollution by emissions of highly toxic hydrogen sulfide and mercaptans.
Пример 7. Очистку сернистого нефтяного мазута, применяемого в качестве котельного топлива и содержащего 0,10 мас.% сероводородной серы, проводят аналогично примеру 1 с использованием формалина и МЭА, взятых в молярном соотношении формальдегид:МЭА:сера сероводородная 2:1:1, при температуре 50oC в течение 0,5 ч.Example 7. The purification of sulfur oil fuel oil, used as a boiler fuel and containing 0.10 wt.% Hydrogen sulfide sulfur, is carried out analogously to example 1 using formalin and MEA, taken in a molar ratio of formaldehyde: MEA: sulfur sulfide 2: 1: 1, at a temperature of 50 o C for 0.5 hours
Степень очистки сырья от сероводорода составляет 100%, т.е. очищенный мазут по содержанию сероводорода удовлетворяет требованиям ГОСТ 10585-85. The degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide is 100%, i.e. refined fuel oil in terms of hydrogen sulfide content meets the requirements of GOST 10585-85.
Сравнительный эксперимент показал, что при очистке прямогонной нефтяной фракции н.к. - 300oC, применяемой в качестве растворителя парафина в нефтедобычи и содержащей 0,009 мас.% сероводородной серы и 0,196 мас.% меркаптановой серы, известным способом (прототипом) степень очистки сырья от сероводорода составляет 90% и от меркаптанов - 30%. При этом очищенный продукт испытание на медной пластинке не выдерживает, т.е. по показателю коррозионности не удовлетворяет предъявляемым требованиям.A comparative experiment showed that when cleaning a straight-run oil fraction n.k. - 300 o C, used as a solvent for paraffin in oil production and containing 0.009 wt.% Hydrogen sulfide sulfur and 0.196 wt.% Mercaptan sulfur, in a known manner (prototype) the degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide is 90% and from mercaptans - 30%. In this case, the purified product does not pass the test on a copper plate, i.e. in terms of corrosion does not meet the requirements.
Данные, представленные в примерах 1-7, показывают, что очистка жидких углеводородных фракций предлагаемым способом по сравнению с известным позволяет повысить степень очистки сырья от сероводорода (90 и 100% соответственно) и от меркаптанов (30% и 36,2 - 80% соответственно), снизить коррозионность среды и степень коррозии оборудования. The data presented in examples 1-7 show that the purification of liquid hydrocarbon fractions by the proposed method in comparison with the known method allows to increase the degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide (90 and 100%, respectively) and from mercaptans (30% and 36.2 - 80%, respectively ), reduce the corrosivity of the medium and the degree of corrosion of the equipment.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96100898/04A RU2107085C1 (en) | 1996-01-11 | 1996-01-11 | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from liquid hydrocarbon fractions |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96100898/04A RU2107085C1 (en) | 1996-01-11 | 1996-01-11 | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from liquid hydrocarbon fractions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2107085C1 true RU2107085C1 (en) | 1998-03-20 |
| RU96100898A RU96100898A (en) | 1998-03-27 |
Family
ID=20175822
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96100898/04A RU2107085C1 (en) | 1996-01-11 | 1996-01-11 | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from liquid hydrocarbon fractions |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2107085C1 (en) |
-
1996
- 1996-01-11 RU RU96100898/04A patent/RU2107085C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| SU, апвторское свидетельство, 1567598, кл. C 10 G 19/04, 1990. JP, патент, 14826, кл. 18 Д5 (C 10 G), 1971. РЖ "Химия", 24П3О3П, 1971 г.) * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5674377A (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
| RU2346024C2 (en) | Method of transferring metals from hydrocarbon phase into aqueous phase, composition for implementing this method, processed hydrocarbon emulsion | |
| US8734637B2 (en) | Method of scavenging hydrogen sulfide and/or mercaptans using triazines | |
| US20210198583A1 (en) | Composition and method for elimination of hydrogen sulfide and mercaptans | |
| US8357306B2 (en) | Non-nitrogen sulfide sweeteners | |
| MX2013000507A (en) | Use of alpha-amino ethers for the removal of hydrogen sulfide from hydrocarbons. | |
| CA2177408C (en) | Abatement of hydrogen sulfide with an aldehyde ammonia trimer | |
| US5527447A (en) | Treatments to reduce aldol condensation and subsequent polymerization in diethanolamine scrubbers | |
| EP0882778A2 (en) | Composition and method for sweetening gaseous or liquid hydrocarbons, aqueous systems and mixtures thereof | |
| RU2107085C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from liquid hydrocarbon fractions | |
| WO2019099718A1 (en) | Nitrogen-free hydrogen sulfide scavengers | |
| RU2641910C1 (en) | Process of cleaning hydrocarbon media from h2s and/or mercaptanes | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| US5614080A (en) | Treatments to reduce aldol condensation and subsequent polymerization in monoethanolamine scrubbers | |
| RU2121492C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from crude oil, gas condensate, and their fractions | |
| RU2107086C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate | |
| NL2032631B1 (en) | Method for scavenging mercaptans in a hydrocarbon fluid | |
| JP6730544B1 (en) | Hydrocarbon production method, purification method, and purification apparatus | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| RU2698793C1 (en) | Method of purifying liquefied hydrocarbon gases from molecular sulphur, sulphur compounds and carbon dioxide | |
| US5928495A (en) | Emulsion for heavy oil dilution and method of using same | |
| RU2095393C1 (en) | Method of demercaptanizaion of crude oil and gas condensate | |
| WO1996037279A1 (en) | Treatments to reduce aldol condensation and subsequent polymerization in caustic acid gas scrubbers | |
| RU2148071C1 (en) | Method of removing sulfur-containing impurities from gas condensates | |
| US20140084206A1 (en) | Treating Additives for the Deactivation of Sulfur Species Within a Stream |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050112 |