RU2118649C1 - Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate - Google Patents
Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate Download PDFInfo
- Publication number
- RU2118649C1 RU2118649C1 RU97104424A RU97104424A RU2118649C1 RU 2118649 C1 RU2118649 C1 RU 2118649C1 RU 97104424 A RU97104424 A RU 97104424A RU 97104424 A RU97104424 A RU 97104424A RU 2118649 C1 RU2118649 C1 RU 2118649C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- purification
- oil
- mol
- degree
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтехимии, в частности к способам очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и может быть использовано в нефтяной, газовой, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности для нейтрализации коррозионного и токсичного сероводорода при добыче, подготовке, хранении и переработке сернистых нефтей и газоконденсатов. The invention relates to petrochemistry, in particular to methods for purifying oil and gas condensate from hydrogen sulfide and can be used in the oil, gas, oil and gas refining and petrochemical industries to neutralize corrosive and toxic hydrogen sulfide in the extraction, preparation, storage and processing of sulfur oils and gas condensates.
Известны способы очистки нефти от сероводорода путем обработки ее органическими кислород- и/или азотсодержащими реагентами-ангидридами, галоидоангидридами, амидами карбоновых кислот, феноксидами, изоцианатами, взятых в молярном соотношении к сероводороду в пределах (1-50):1 (см. заявка Великобритании N 2185994, N 2185995, кл. C 10 G 29/20, 1987 г. и др.). Known methods for cleaning oil from hydrogen sulfide by treating it with organic oxygen and / or nitrogen-containing reagents, anhydrides, halides, carboxylic amides, phenoxides, isocyanates, taken in a molar ratio to hydrogen sulfide in the range (1-50): 1 (see UK application N 2185994, N 2185995, CL C 10 G 29/20, 1987, etc.).
Известен также способ очистки нефти от сероводорода путем обработки ее ненасыщенными органическими реагентами - диизопропилазодикарбоксилатом, диметилацетилендикарбоксилатом, фумаронитрилом, малеиновым ангидридом, взятых в молярном соотношении к сероводороду в пределах (1-50):1 (см. заявка Великобритании N 2186590, кл. C 10 G 29/00, 1987 г.). There is also a method of purifying oil from hydrogen sulfide by treating it with unsaturated organic reagents - diisopropylazodicarboxylate, dimethylacetylenedicarboxylate, fumaronitrile, maleic anhydride, taken in a molar ratio to hydrogen sulfide in the range (1-50): 1 (see UK application N 2186590, cl. G 29/00, 1987).
Известен также способ очистки нефти от сероводорода путем обработки смесью алкилгидропероксида и пероксида водорода при pH 6-10 (см. заявка ЕПВ N 0261974, кл. C 10 G 27/12, 1988 г.). There is also a method of purification of oil from hydrogen sulfide by treatment with a mixture of alkyl hydroperoxide and hydrogen peroxide at pH 6-10 (see EPO application N 0261974, class C 10 G 27/12, 1988).
Известен также способ очистки нефти от сероводорода путем обработки азотсодержащим органическим реагентом-нейтрализатором, предварительно полученным взаимодействием алкиленполиамина (предпочтительно диэтилентриамина) с формальдегидом в мольном соотношении 1:(1-3) при 50-60oC. При этом полученный реагент-нейтрализатор предпочтительно используют в количестве 20-2000 ппм (см. пат. США N 5284576, кл. C 10 G 29/20, 1994 г.).There is also a method of purification of oil from hydrogen sulfide by treatment with a nitrogen-containing organic neutralizing agent, previously obtained by reacting alkylene polyamine (preferably diethylene triamine) with formaldehyde in a molar ratio of 1: (1-3) at 50-60 o C. In this case, the resulting neutralizing agent is preferably used in an amount of 20-2000 ppm (see US Pat. N 5284576, class C 10 G 29/20, 1994).
Основным недостатком известных способов, препятствующим широкому их применению в промышленности для очистки больших объемов сероводородсодержащих нефтей и газоконденсатов, является дефицитность и высокая стоимость применяемых органических реагентов. The main disadvantage of the known methods that prevent their widespread use in industry for cleaning large volumes of hydrogen sulfide-containing oils and gas condensates is the scarcity and high cost of the used organic reagents.
Известен также способ очистки нефти путем обработки ее моно- и/или диизопропаноламином, взятым в количестве 0,1-10 млн.-1 (см. заявка Японии N 53-47241, кл. C 10 G 29/22. 1978 г., ж. "ИСМ"; 1979 г., вып. 58, N 7, с. 39).There is also known a method of refining oil by treating it with mono- and / or diisopropanolamine, taken in an amount of 0.1-10 ppm -1 (see Japanese application N 53-47241, class C 10 G 29/22. 1978, J. "ISM"; 1979, issue 58, No. 7, p. 39).
Недостатком данного способа является низкая степень очистки сырья от сероводорода. The disadvantage of this method is the low degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ очистки сернистых нефтей от сероводорода путем обработки исходного сырья эффективным количеством гексаметилентетрамина (ГМТА) при температуре 100-350oF. При этом эффективное количество ГМТА прямо пропорционально содержанию сероводорода в исходном сырье и составляет от 10 до 100000 ппм. Причем ГМТА предпочтительно вводят в исходное сырье в виде 40%-ного водного раствора (см. пат. США N 5213680, кл. C 10 G 29/20, 1993 г.).Closest to the proposed invention is a method of purification of sulfur oils from hydrogen sulfide by treating the feedstock with an effective amount of hexamethylenetetramine (HMTA) at a temperature of 100-350 o F. Moreover, the effective amount of HMTA is directly proportional to the content of hydrogen sulfide in the feedstock and ranges from 10 to 100000 ppm. Moreover, HMTA is preferably introduced into the feedstock in the form of a 40% aqueous solution (see US Pat. No. 5,213,680, class C 10 G 29/20, 1993).
Недостатком указанного способа является недостаточно высокая степень очистки нефти от сероводорода и значительные энергозатраты из-за необходимости проведения процесса при повышенных температурах (38-177oC), что связано с низкой реакционной способностью ГМТА по отношению к сероводороду при обычных температурах.The disadvantage of this method is the insufficiently high degree of purification of oil from hydrogen sulfide and significant energy consumption due to the need to carry out the process at elevated temperatures (38-177 o C), which is associated with low reactivity of HMTA with respect to hydrogen sulfide at ordinary temperatures.
Задачей настоящего изобретения является повышение степени очистки нефти и газоконденсата от сероводорода, а также обеспечение возможности проведения процесса при обычных (низких) температурах, т.е. снижение энергозатрат. The objective of the present invention is to increase the degree of purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide, as well as providing the possibility of carrying out the process at ordinary (low) temperatures, i.e. reduction in energy consumption.
Согласно изобретению названный технический результат достигается описываемым способом очистки нефти и газоконденсата от сероводорода путем обработки исходного сырья органическим амином, в котором в качестве органического амина используют первичный и/или вторичный алкиламин или алканоламин, или морфолин и сырье дополнительно обрабатывают алифатическим или циклическим альдегидом. According to the invention, the named technical result is achieved by the described method for purifying oil and gas condensate from hydrogen sulfide by treating the feedstock with an organic amine, in which primary and / or secondary alkylamine or alkanolamine is used as the organic amine, or morpholine and the feed are further treated with an aliphatic or cyclic aldehyde.
При этом в качестве альдегида предпочтительно используют формальдегид, бензальдегид или их смеси в количестве 1,5-15 моль на 1 моль нейтрализуемого сероводорода, а первичный и/или вторичный алкиламин или алканоламин, или морфолин берут в количестве 0,6-10 моль на 1 моль нейтрализуемого сероводорода. In this case, formaldehyde, benzaldehyde or mixtures thereof are preferably used as aldehyde in an amount of 1.5-15 mol per 1 mol of neutralizable hydrogen sulfide, and primary and / or secondary alkylamine or alkanolamine or morpholine is taken in an amount of 0.6-10 mol per 1 mole of neutralizable hydrogen sulfide.
Отличительными признаками предложено способа являются проведение дополнительной обработки сырья алифатическим или циклическим альдегидом, взятым в вышеуказанном оптимальном молярном соотношении, при использовании в качестве органического амина именно первичного или вторичного алкиламина, алканоламина или морфолина в вышеуказанном оптимальном соотношении. Distinctive features of the proposed method are the additional processing of the raw materials with an aliphatic or cyclic aldehyde taken in the above optimal molar ratio when using primary or secondary alkylamine, alkanolamine or morpholine in the above optimal ratio as an organic amine.
Указанные отличительные признаки предлагаемого технического решения определяют его новизну и изобретательский уровень в сравнении с известным уровнем техники в области очистки сернистых нефтей и газоконденсатов от сероводорода, т.к. проведение дополнительной обработки сырья алифатическим или циклическим альдегидом при его обработки первичным или вторичным алкиламином, алканоламином или морфолином в вышеуказанных оптимальных соотношениях для целей очистки нефтей и газоконденсатов от сероводорода в литературе не описано и позволяет повысить степень очистки сырья от сероводорода, а также снизить температуру проведения процесса, и следовательно, снизить степень сероводородной коррозии оборудования и выбросы высокотоксичного сероводорода в окружающую среду, а также уменьшить энергозатраты на проведение процесса. These distinctive features of the proposed technical solution determine its novelty and inventive step in comparison with the prior art in the field of purification of sulfur oils and gas condensates from hydrogen sulfide, because additional processing of raw materials with an aliphatic or cyclic aldehyde during its processing with primary or secondary alkylamine, alkanolamine or morpholine in the above optimal ratios for the purpose of purification of oils and gas condensates from hydrogen sulfide is not described in the literature and allows to increase the degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide, as well as to lower the temperature of the process and, therefore, reduce the degree of hydrogen sulfide corrosion of equipment and emissions of highly toxic hydrogen sulfide in the environment, and also reduce energy costs for the process.
Необходимость и целесообразность использования в качестве органического амина именно первичного, вторичного алкиламина, алканоламина или морфолина обусловлены их высокой реакционной способностью в реакции взаимодействия сероводородом и применяемым альдегидом с образованием нелетучих, стабильных, некоррозионных азот- и серосодержащих органических соединений (аминосульфидов), растворимых в нефти и остающихся в составе очищенного сырья. Предлагаемое молярное соотношение применяемый первичный или вторичный амин: сероводород (0,6-10:1) является оптимальным, т.к. при молярном соотношении менее 0,6:1 не достигается требуемая высокая степень очистки сырья от сероводорода, а увеличение соотношения более 10:1 уже не приводит к дальнейшему повышению степени очистки, и следовательно, экономически нецелесообразно. При этом в качестве первичного, вторичного алкиламина и алканоламина наиболее целесообразно использовать моно-, диметиламин, моно-, диэтиламин, моно-, дипропаноламин, моно-, диэтаноламины, т.к. из числа алкиламинов и алканоламинов они являются наиболее доступными и сравнительно недорогими продуктами (производятся в промышленном масштабе) и обладают сравнительно высокой реакционной способностью в реакции взаимодействия с сероводородом и альдегидом. Морфолин также обладает достаточно высокой реакционной способностью и является доступным продуктом, производимым в промышленном масштабе. The necessity and feasibility of using just primary, secondary alkylamine, alkanolamine or morpholine as an organic amine are due to their high reactivity in the reaction of hydrogen sulfide and used aldehyde with the formation of non-volatile, stable, non-corrosive nitrogen and sulfur-containing organic compounds (amine sulfides), soluble in oil and remaining in the composition of the purified raw materials. The proposed molar ratio of the used primary or secondary amine: hydrogen sulfide (0.6-10: 1) is optimal, because with a molar ratio of less than 0.6: 1, the required high degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide is not achieved, and an increase in the ratio of more than 10: 1 no longer leads to a further increase in the degree of purification, and therefore, it is not economically feasible. At the same time, it is most expedient to use mono-, dimethylamine, mono-, diethylamine, mono-, dipropanolamine, mono-, diethanolamines as primary, secondary alkylamine and alkanolamine, because among alkylamines and alkanolamines, they are the most affordable and relatively inexpensive products (produced on an industrial scale) and have a relatively high reactivity in the reaction with hydrogen sulfide and aldehyde. Morpholine also has a fairly high reactivity and is an affordable product manufactured on an industrial scale.
Целесообразность использования в качестве альдегида именно формальдегида (формалина) или бензальдегида обусловлена их доступностью, сравнительно низкой стоимостью, технологичностью и достаточно высокой реакционной способностью в реакции взаимодействия (конденсации) сероводородом и применяемым первичным или вторичным амином. При этом наиболее предпочтительно использование формалина технического или метанольного, производимого отечественной промышленностью в крупнотоннажном масштабе и образующегося в качестве крупнотоннажных побочных продуктов на ряде нефтехимических предприятий. Предлагаемое молярное соотношение альдегид:сероводород (1,5-15:1) является оптимальным, т.к. при молярном соотношении менее 1,5:1 существенно снижается степень очистки сырья от сероводорода, а увеличение соотношения более 15:1 уже не приводит к дальнейшему повышению степени очистки, и следовательно, экономически нецелесообразно. При этом исходное сырье может быть обработано альдегидом как одновременно с применяемым первичным или вторичным амином, так и до или после обработки амином. Причем наиболее целесообразна обработка сырья альдегидом в присутствии амина (т.е. одновременная обработка), т.к. такой порядок обработки сырья наиболее прост для практического осуществления предложенного способа в промышленных условиях. Следует также указать, что в предложенном способе в принципе могут быть использованы и другие известные альдегиды, например уксусный, пропионовый и масляный альдегиды, однако они являются дефицитными и нетехнологичными продуктами для практического применения в промышленных условиях. The feasibility of using just formaldehyde (formalin) or benzaldehyde as the aldehyde is due to their availability, relatively low cost, manufacturability and sufficiently high reactivity in the reaction of the reaction (condensation) with hydrogen sulfide and the primary or secondary amine used. In this case, it is most preferable to use formalin technical or methanol produced by the domestic industry on a large-scale scale and formed as large-capacity by-products at a number of petrochemical enterprises. The proposed molar ratio of aldehyde: hydrogen sulfide (1.5-15: 1) is optimal, because with a molar ratio of less than 1.5: 1, the degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide is significantly reduced, and an increase in the ratio of more than 15: 1 no longer leads to a further increase in the degree of purification, and therefore, it is not economically feasible. In this case, the feedstock can be treated with aldehyde both simultaneously with the primary or secondary amine used, and before or after treatment with the amine. Moreover, it is most expedient to treat the feed with an aldehyde in the presence of an amine (i.e., simultaneous treatment), because this procedure for processing raw materials is the simplest for the practical implementation of the proposed method in an industrial environment. It should also be noted that in the proposed method, in principle, other known aldehydes can be used, for example, acetic, propionic and butyric aldehydes, however, they are scarce and low-tech products for practical use in an industrial environment.
Предложенный способ может быть осуществлен как при обычных (низких), так и при повышенных температурах. При этом наиболее целесообразно проведение процесса при температурах 5-50oC, т.к. исходные сероводородсодержащие потоки нефти и газоконденсата обычно также имеют температуру в пределах 5-50oC и проведение процесса очистки в этом же интервале температур исключает необходимость предварительного нагрева исходного сырья, в результате чего уменьшаются энергозатраты и упрощается проведение процесса.The proposed method can be carried out both at ordinary (low) and at elevated temperatures. In this case, the most appropriate process at temperatures of 5-50 o C, because the initial hydrogen sulfide-containing oil and gas condensate streams usually also have a temperature in the range of 5-50 ° C. and the purification process in the same temperature range eliminates the need for preheating of the feedstock, thereby reducing energy consumption and simplifying 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 высокосернистой карбоновой нефти (92,0 г), содержащей 0,045 мас.% сероводорода (0,00122 моль), помещают в термостатированную реакционную колбу, снабженную механической мешалкой. Затем в колбу при перемешивании вводят 0,19 мл диэтиламина (по ГОСТ 9875-83) и 0,14 мл 38%-ного раствора формальдегида (формалин метанольный по ТУ 38.602-09-43-92). Молярное соотношение диэтиламин: формальдегид: сероводород в реакционной смеси равно 1,5:1,5:1,0. Реакционную смесь интенсивно перемешивают при комнатной температуре (20oC) и атмосферном давлении. После перемешивания в течение 0,5 ч проводят количественный анализ очищенной нефти на содержание сероводорода методом потенциометрического титрования по ГОСТ 17323-71. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 100%.Example 1. 100 ml of high sulfur carbon oil (92.0 g) containing 0.045 wt.% Hydrogen sulfide (0.00122 mol) is placed in a thermostatic reaction flask equipped with a mechanical stirrer. Then 0.19 ml of diethylamine (according to GOST 9875-83) and 0.14 ml of a 38% formaldehyde solution (methanol formalin according to TU 38.602-09-43-92) are introduced into the flask with stirring. The molar ratio of diethylamine: formaldehyde: hydrogen sulfide in the reaction mixture is 1.5: 1.5: 1.0. The reaction mixture was stirred vigorously at room temperature (20 ° C.) and atmospheric pressure. After stirring for 0.5 h, a quantitative analysis of the purified oil is carried out for the content of hydrogen sulfide by potentiometric titration according to GOST 17323-71. The degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 100%.
Пример 2. Очистку высокосернистой нефти с содержанием 0,045 мас.% сероводорода проводят аналогично примеру 1 с использованием 50%-ного водного раствора моноэтиламина и 38%-ного раствора формальдегида, взятых в молярном соотношении этилена:формальдегид:сероводород 0,6:2:1, при температуре 5oC в течение 1 ч. При этом степень очистки нефти от сероводорода составляет 98,0% и очищенная нефть по содержанию сероводорода удовлетворяет требованиям ГОСТ.Example 2. Purification of sour oil with a content of 0.045 wt.% Hydrogen sulfide is carried out analogously to example 1 using a 50% aqueous solution of monoethylamine and 38% formaldehyde solution, taken in a molar ratio of ethylene: formaldehyde: hydrogen sulfide of 0.6: 2: 1 , at a temperature of 5 o C for 1 h. The degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 98.0% and the refined oil in terms of hydrogen sulfide content meets the requirements of GOST.
Пример 3. Очистку высокосернистой нефти с содержанием 0,045 мас.% сероводорода проводят аналогично примеру 1 с использованием моноэтаноламина и 38%-ного раствора формальдегида, взятых в молярном соотношении моноэтаноламин:формальдегид:сероводород 1,5:2,5:1, при температуре 15oC в течение 0,5 ч. При этом степень очистки нефти от сероводорода составляет 100%.Example 3. The purification of sour oil with a content of 0.045 wt.% Hydrogen sulfide is carried out analogously to example 1 using monoethanolamine and a 38% formaldehyde solution, taken in a molar ratio of monoethanolamine: formaldehyde: hydrogen sulfide 1.5: 2.5: 1, at a temperature of 15 o C for 0.5 hours. The degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 100%.
Пример 4. Очистку высокосернистой нефти с содержанием 0,045 мас.% сероводорода проводят аналогично примеру 1 с использованием диэтаноламина и 38%-ного раствора формальдегида, взятых в молярном соотношении диэтаноламин: формальдегид: сероводород 2:2:1, при 30oC в течение 0,5 ч. При этом степень очистки нефти от сероводорода составляет 100%.Example 4. Purification of sour crude oil containing 0.045 wt.% Hydrogen sulfide is carried out analogously to example 1 using diethanolamine and a 38% formaldehyde solution, taken in a molar ratio of diethanolamine: formaldehyde: hydrogen sulfide 2: 2: 1, at 30 o C for 0 , 5 hours. Moreover, the degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 100%.
Пример 5. Очистку высокосернистой нефти с содержанием 0,045 мас.% сероводорода проводят аналогично примеру 1 с использованием морфолина и 38%-ного раствора формальдегида, взятых в молярном соотношении морфолин:формальдегид: сероводород 3:3:1, при 50oC в течение 0,5 ч. При этом степень очистки нефти от сероводорода составляет 100%.Example 5. Purification of sour oil with a content of 0.045 wt.% Hydrogen sulfide is carried out analogously to example 1 using morpholine and a 38% formaldehyde solution, taken in a molar ratio of morpholine: formaldehyde: hydrogen sulfide 3: 3: 1, at 50 o C for 0 , 5 hours. Moreover, the degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 100%.
Пример 6. Очистку высокосернистой нефти с содержанием 0,045 мас.% сероводорода проводят аналогично примеру 1 с использованием моноэтаноламина и бензальдегида, взятых в молярном соотношении моноэтаноламин:бензальдегид:сероводород 2:3:1, при 65oC в течение 0,5 ч. При этом степень очистки нефти от сероводорода составляет 100%.Example 6. The purification of sour oil with a content of 0.045 wt.% Hydrogen sulfide is carried out analogously to example 1 using monoethanolamine and benzaldehyde taken in a molar ratio of monoethanolamine: benzaldehyde: hydrogen sulfide 2: 3: 1, at 65 o C for 0.5 h. this degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 100%.
Пример 7. Очистку газоконденсата с содержанием 0,013 мас.% сероводорода проводят аналогично примеру 1 с использованием монопропиламина и 38%-ного раствора формальдегида, взятых в молярном соотношении пропиламин:формальдегид: сероводород 10: 15:1, при температуре 35oC в течение 0,5 ч. При этом степень очистки газоконденсата от сероводорода составляет 100%.Example 7. The purification of gas condensate with a content of 0.013 wt.% Hydrogen sulfide is carried out analogously to example 1 using monopropylamine and 38% formaldehyde solution, taken in a molar ratio of propylamine: formaldehyde: hydrogen sulfide 10: 15: 1, at a temperature of 35 o C for 0 , 5 hours. Moreover, the degree of purification of gas condensate from hydrogen sulfide is 100%.
Сравнительный эксперимент показал, что при очистке высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,054 мас. % сероводорода, известным способом (прототипом) при температуре 65oC в течение 5 ч степень очистки нефти от сероводорода составляет 45%. При этом очищенная нефть обладает сильным запахом сероводорода и по содержанию сероводорода не удовлетворяет требованиям ГОСТ.A comparative experiment showed that when cleaning high sulfur carbon oil containing 0.054 wt. % hydrogen sulfide, in a known manner (prototype) at a temperature of 65 o C for 5 hours the degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 45%. At the same time, refined oil has a strong odor of hydrogen sulfide and does not meet the requirements of GOST in terms of hydrogen sulfide content.
Данные, представленные в примерах 1-7 показывают, что очистка нефти и газоконденсата предлагаемым способом позволяет значительно повысить степень очистки сырья от сероводорода по сравнению с известным (98-100% и 45% соответственно) и тем самым снизить степень сероводородной коррозии оборудования, а также уменьшить загрязнение окружающей среды высокотоксичным сероводородом. Кроме того, предлагаемый способ, в отличие от известного, обеспечивает высокую степень очистки сырья при обычных (низких) температурах (5-35oC), что позволяет уменьшить энергозатраты на проведение процесса в сравнении с известным.The data presented in examples 1-7 show that the purification of oil and gas condensate by the proposed method can significantly increase the degree of purification of raw materials from hydrogen sulfide compared with the known (98-100% and 45%, respectively) and thereby reduce the degree of hydrogen sulfide corrosion of equipment, and reduce environmental pollution with highly toxic hydrogen sulfide. In addition, the proposed method, in contrast to the known, provides a high degree of purification of raw materials at ordinary (low) temperatures (5-35 o C), which allows to reduce energy consumption for the process in comparison with the known.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97104424A RU2118649C1 (en) | 1997-03-20 | 1997-03-20 | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97104424A RU2118649C1 (en) | 1997-03-20 | 1997-03-20 | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2118649C1 true RU2118649C1 (en) | 1998-09-10 |
| RU97104424A RU97104424A (en) | 1999-01-20 |
Family
ID=20191041
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97104424A RU2118649C1 (en) | 1997-03-20 | 1997-03-20 | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2118649C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8512449B1 (en) | 2010-12-03 | 2013-08-20 | Jacam Chemical Company 2013, Llc | Oil-soluble triazine sulfide scavenger |
| RU2525287C1 (en) * | 2013-06-26 | 2014-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химической физики им. Н.Н. Семенова Российской академии наук (ИХФ РАН) | Non-catalytic oxidative desulfurisation of hydrocarbon fuels (versions) |
| EA020424B1 (en) * | 2010-12-20 | 2014-11-28 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Non-nitrogen sulfide sweeteners |
| RU2594565C2 (en) * | 2014-10-21 | 2016-08-20 | ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "КОЛТЕК-ЭкоХим" | Method of producing oil-soluble hydrogen sulphide scavenger (versions) |
| US10538710B2 (en) | 2017-07-13 | 2020-01-21 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US10584286B2 (en) | 2015-09-08 | 2020-03-10 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US10703710B2 (en) | 2013-01-30 | 2020-07-07 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11085002B2 (en) | 2015-04-22 | 2021-08-10 | Championx Usa Inc. | Development of a novel high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide |
| US11499108B2 (en) | 2019-01-23 | 2022-11-15 | Championx Usa Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a Michael acceptor |
-
1997
- 1997-03-20 RU RU97104424A patent/RU2118649C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| US, патент, 5213680 C 10 G 29/20, 1993. * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8512449B1 (en) | 2010-12-03 | 2013-08-20 | Jacam Chemical Company 2013, Llc | Oil-soluble triazine sulfide scavenger |
| EA020424B1 (en) * | 2010-12-20 | 2014-11-28 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Non-nitrogen sulfide sweeteners |
| US10703710B2 (en) | 2013-01-30 | 2020-07-07 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11339118B2 (en) | 2013-01-30 | 2022-05-24 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| RU2525287C1 (en) * | 2013-06-26 | 2014-08-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химической физики им. Н.Н. Семенова Российской академии наук (ИХФ РАН) | Non-catalytic oxidative desulfurisation of hydrocarbon fuels (versions) |
| RU2594565C2 (en) * | 2014-10-21 | 2016-08-20 | ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "КОЛТЕК-ЭкоХим" | Method of producing oil-soluble hydrogen sulphide scavenger (versions) |
| US11085002B2 (en) | 2015-04-22 | 2021-08-10 | Championx Usa Inc. | Development of a novel high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide |
| US10584286B2 (en) | 2015-09-08 | 2020-03-10 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US10538710B2 (en) | 2017-07-13 | 2020-01-21 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11499108B2 (en) | 2019-01-23 | 2022-11-15 | Championx Usa Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a Michael acceptor |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2418036C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| US7438877B2 (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
| US5480860A (en) | Methods for reducing sulfides in sewage gas | |
| RU2118649C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| AU654966B2 (en) | pethods for reducing sulfides in sewage gas | |
| NO300697B1 (en) | Process for selectively reducing the content of hydrogen sulfide and organic sulfides in gaseous and / or liquid hydrocarbon streams | |
| CN111356514A (en) | Composition and method for eliminating hydrogen sulfide and mercaptan | |
| NO312439B1 (en) | Reduction of hydrogen sulfide by an aldehyde ammonia trimer | |
| MXPA96001401A (en) | Use of olefinic imines to scavenge sulfur species. | |
| RU2370508C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2269567C1 (en) | Method of purifying crude oil to remove hydrogen sulfide and mercaptans with absorbent solutions | |
| RU2453582C1 (en) | Complex reagent, having disinfectant properties, for purifying liquid and gasesous media from hydrogen sulphide and mercaptans | |
| US5393505A (en) | Process for increasing the acid gas absorption capacity of contaminated alkanolamine solutions | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| RU2349627C2 (en) | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it | |
| RU2496853C2 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| RU2087520C1 (en) | Method of demercaptanization of petroleum, petroleum derivatives, and gas condensate | |
| RU2160761C1 (en) | Method of deodorizing purification of oil and gas condensate from hydrogen sulfide and mercaptans | |
| RU2121492C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide and mercaptans from crude oil, gas condensate, and their fractions | |
| RU2146693C1 (en) | Method of purifying petroleum and/or gas condensate to remove hydrogen sulfide | |
| RU2107086C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil and gas condensate | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| RU2216568C2 (en) | Method of clarification of petroleum, gas condensate and petroleum products from hydrogen sulfide and / or low-molecular mercaptans |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090321 |