RU2235753C1 - Petroleum processing method - Google Patents
Petroleum processing method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2235753C1 RU2235753C1 RU2003112768/04A RU2003112768A RU2235753C1 RU 2235753 C1 RU2235753 C1 RU 2235753C1 RU 2003112768/04 A RU2003112768/04 A RU 2003112768/04A RU 2003112768 A RU2003112768 A RU 2003112768A RU 2235753 C1 RU2235753 C1 RU 2235753C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sulfur
- oil
- alkali
- solution
- purification
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к переработке нефти и может быть использовано в нефтеперерабатывающей, нефтехимической и других отраслях промышленности для получения нефтепродуктов.The invention relates to the refining of oil and can be used in the refining, petrochemical and other industries to obtain petroleum products.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ заключается в следующем.BACKGROUND OF THE INVENTION is as follows.
Известен способ переработки нефти, включающий в себя очистку легких фракций, содержащих сернистые соединения, путем контактирования с раствором щелочи (Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. - М.: Химия, 1987 г., с. 115). Способ позволяет получить легкие нефтяные и газоконденсатные дистилляты, а также сжиженные природные газы с содержанием сероводорода и меркаптанов менее 0.0005%.A known method of oil refining, including the purification of light fractions containing sulfur compounds by contacting with an alkali solution (TM Bekirov Primary processing of natural gases. - M .: Chemistry, 1987, p. 115). The method allows to obtain light oil and gas condensate distillates, as well as liquefied natural gases with a content of hydrogen sulfide and mercaptans less than 0.0005%.
Недостатком этого процесса является образование ядовитых сернисто-щелочных стоков, что требует больших затрат на природоохранные мероприятия.The disadvantage of this process is the formation of toxic sulfur-alkaline effluents, which requires high costs for environmental measures.
Известен способ переработки нефти на установках атмосферно-вакуумной трубчатки с использованием в качестве антикоррозионного агента раствора щелочи, в который подается в нефть перед сырьевыми теплообменниками (РТМ 26-02-39-84. Методы защиты от коррозии и выбор материалов для основных элементов и узлов аппаратов установок подготовки и первичной переработки нефти. - М.: ВНИИНЕФТЕМАШ, 1984, с. 7, 11).A known method of oil refining at atmospheric-vacuum tubular installations using an alkali solution as an anticorrosive agent, into which it is supplied to oil before raw material heat exchangers (RTM 26-02-39-84. Methods of corrosion protection and selection of materials for the main elements and units of the apparatus installations for the preparation and primary processing of oil. - M .: VNIINEFTEMASH, 1984, p. 7, 11).
Недостатком этого способа является необходимость подачи свежего раствора щелочи, увеличивающая расходы на переработку.The disadvantage of this method is the need for a fresh alkali solution, which increases the cost of processing.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ переработки нефти с использованием отработанных растворов алканоламинов в процессе переработки сырой нефти в качестве антикоррозионных присадок, разработанный фирмой Мобил Ойл Корп. (пат. США №5472638). Согласно описанию ректификация нефти в процессе переработки производится в присутствии ингибитора коррозии, который смешивается с дистиллятами ректификационной колонны и снижает уровень коррозии оборудования. Ингибитор коррозии представляет собой раствор алканоламина, использованный в процессе очистки легких фракций и содержащий продукты взаимодействия алканоламина с сероводородом, меркаптанами, углекислым газом и пр. и подвергшийся нагреву при 200-300°С в течение 0.1-20 часов. В качестве оборудования, предохраняемого от коррозии, указаны трубы, запорная аппаратура, теплообменники и емкости. Причиной коррозии согласно описанию является наличие в легких дистиллятах сырой нефти сероводорода, меркаптанов, нафтеновых кислот и пр. Снижение уровня коррозии связано с нейтрализацией агентов коррозии отработанным раствором алканоламина, подвергшимся температурной обработке.The closest in technical essence and the achieved result is a method of oil refining using spent solutions of alkanolamines in the process of processing crude oil as anti-corrosion additives, developed by the company Mobile Oil Corp. (US Pat. No. 5472638). According to the description, oil distillation during refining is carried out in the presence of a corrosion inhibitor, which is mixed with distillation columns of the distillation column and reduces the level of equipment corrosion. A corrosion inhibitor is an alkanolamine solution used in the cleaning process of light fractions and containing the products of the interaction of alkanolamine with hydrogen sulfide, mercaptans, carbon dioxide, etc., and subjected to heating at 200-300 ° C for 0.1-20 hours. As corrosion protection equipment, pipes, shut-off equipment, heat exchangers, and containers are indicated. According to the description, the cause of corrosion is the presence of hydrogen sulfide, mercaptans, naphthenic acids, etc. in light distillates. A decrease in the level of corrosion is associated with the neutralization of corrosion agents by the spent alkanolamine solution that has undergone heat treatment.
Недостатком этого способа является необходимость термической обработки использованного раствора алканоламина при температуре 200-300°С в течение 0.1-20 часов с выпариванием воды для приготовления антикоррозионного агента, что усложняет процесс переработки нефти. Вышеприведенный способ переработки нефти применим в том случае, если в структуре нефтеперерабатывающего завода отсутствует установка производства серной кислоты, сырьем которой являются сернистые соединения, выделенные из циркулирующего раствора алканоламинов во время его термической регенерации. Данное обстоятельство является недостатком этого способа переработки нефти.The disadvantage of this method is the need for heat treatment of the used alkanolamine solution at a temperature of 200-300 ° C for 0.1-20 hours with evaporation of water to prepare an anti-corrosion agent, which complicates the process of oil refining. The above oil refining method is applicable if there is no sulfuric acid production unit in the structure of the oil refinery whose raw materials are sulfur compounds isolated from the circulating alkanolamine solution during its thermal regeneration. This fact is the disadvantage of this method of oil refining.
Сущность изобретения заключается в следующем.The invention consists in the following.
Изобретение направлено на решение задачи снижения затрат на переработку нефти и утилизацию сернисто-щелочных стоков, образующихся в процессе очистки легких нефтяных фракций.The invention is aimed at solving the problem of reducing the cost of oil refining and disposal of sulfur-alkaline wastes generated in the process of purification of light oil fractions.
Решение данной задачи опосредовано новым техническим результатом, который заключается в том, что при переработке нефти, включающей процесс ректификации в присутствии присадки, очистку легких фракций абсорбцией и разделение водной и углеводородной фаз в сепараторе, в качестве присадки, добавляемой в сырье колонны ректификации, используют сернисто-щелочной раствор, полученный в процессе доочистки легких фракций нефти, предварительно очищенных циркулирующим регенерируемым раствором алканоламина. Очистку легких фракций нефти алканоламинами производят путем смешения в турбулентном инжекционном смесителе. При этом за счет использования вместо свежей щелочи отработанного сернисто-щелочного раствора снижаются затраты на переработку нефти и исключаются природоохранные мероприятия по нейтрализации вредного влияния сернисто-щелочных стоков, образующихся в процессе очистки легких нефтяных фракций. Применение турбулентного инжекционного смесителя для контактирования алканоламинов и легких нефтяных фракций позволяет исключить из технологической схемы дорогостоящий абсорбер и снизить эксплуатационные затраты.The solution to this problem is mediated by a new technical result, which is that in the processing of oil, including the rectification process in the presence of an additive, purification of light fractions by absorption and separation of the aqueous and hydrocarbon phases in the separator, sulfur dioxide is used as an additive added to the feed of the rectification column - alkaline solution obtained in the process of purification of light fractions of oil, previously purified by a circulating regenerated alkanolamine solution. Refining of light oil fractions with alkanolamines is carried out by mixing in a turbulent injection mixer. At the same time, due to the use of spent sulfur-alkaline solution instead of fresh alkali, the costs of oil refining are reduced and environmental measures to neutralize the harmful effects of sulfur-alkaline effluents generated during the cleaning of light oil fractions are eliminated. The use of a turbulent injection mixer for contacting alkanolamines and light oil fractions makes it possible to exclude an expensive absorber from the technological scheme and reduce operating costs.
СУЩЕСТВЕННЫЕ ПРИЗНАКИSIGNIFICANT SIGNS
Способ переработки нефти, включающий процесс ректификации в присутствии присадки, очистку легких фракций абсорбцией и разделение водной и углеводородной фаз в сепараторе.A method of oil refining, including a rectification process in the presence of an additive, purification of light fractions by absorption and separation of the aqueous and hydrocarbon phases in the separator.
ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ПРИЗНАКИFEATURES
В качестве присадки, добавляемой в сырье колонны ректификации, используют сернисто-щелочной раствор, полученный в процессе доочистки легких фракций нефти, предварительно очищенных циркулирующим регенерируемым раствором алканоламина. Очистку легких фракций нефти алканоламинами производят путем смешения в турбулентном инжекционном смесителе.As an additive added to the raw materials of the rectification column, a sulfur-alkaline solution obtained in the process of purification of light oil fractions, previously purified by a circulating regenerated alkanolamine solution, is used. Refining of light oil fractions with alkanolamines is carried out by mixing in a turbulent injection mixer.
Процесс переработки нефти, очищенной от воды и солей, производится в несколько стадий, включающих в себя: а) ректификацию с добавкой в сырье ректификационной колонны щелочного раствора, использованного для очистки легких фракций, б) очистку легкой фракции, содержащей углеводороды С3-С5, путем контактирования ее в инжекционном аппарате с циркулирующим водным раствором алканоламинов, в частности моноэтаноламина или метилдиэтаноламина, в результате чего сероводород, углекислый газ и частично меркаптаны и карбонилсульфид COS переходят в водный раствор алканоламина, в) разделение углеводородной и водной фаз в сепараторе, г) вовлечение освобожденной в стадии “в” от раствора алканоламина нефтяной фракции в инжекционный смеситель для контактирования с раствором щелочи, где она дополнительно очищается от меркаптанов, сульфидов, карбонилсульфида и других сернистых соединений, д) разделение углеводородной и водно-щелочной фазы во втором сепараторе, е) подача отработанного раствора щелочи стадии “д” в колонну ректификации стадии “а”.The process of refining oil purified from water and salts is carried out in several stages, which include: a) rectification with the addition of an alkaline solution distillation column used to clean light fractions, b) purification of a light fraction containing C 3 -C 5 hydrocarbons by contacting it in an injection apparatus with a circulating aqueous solution of alkanolamines, in particular monoethanolamine or methyldiethanolamine, as a result of which hydrogen sulfide, carbon dioxide and partially mercaptans and COS carbonyl sulfide are converted into alkanolamine solution, c) separation of the hydrocarbon and aqueous phases in the separator, d) involvement of the oil fraction freed from the alkanolamine solution in stage “c” in the injection mixer for contact with the alkali solution, where it is further purified from mercaptans, sulfides, carbonyl sulfide and other sulfur compounds, e) separation of the hydrocarbon and water-alkaline phases in the second separator, e) supplying the spent alkali solution of stage “e” to the rectification column of stage “a”.
Процесс хемосорбции сернистых соединений растворами алканоламинов и щелочи можно представить следующими реакциями.The process of chemisorption of sulfur compounds by solutions of alkanolamines and alkali can be represented by the following reactions.
1. H2S+2R1R2NR3OH=(НR1R2NR3ОН)2S1. H 2 S + 2R 1 R 2 NR 3 OH = (НR 1 R 2 NR 3 ОН) 2 S
2. (НR1R2NR3ОН)2S=2R1R2NR3ОН+H2S2. (НR 1 R 2 NR 3 ОН) 2 S = 2R 1 R 2 NR 3 ОН + H 2 S
3. Н2S+2NaOH=Na2S+2H2О3. H 2 S + 2NaOH = Na 2 S + 2H 2 O
4. RSH+NaOH=RSNa+H2O4. RSH + NaOH = RSNa + H 2 O
5. COS+H2O=CO2+H2S5. COS + H 2 O = CO 2 + H 2 S
В результате взаимодействия сероводорода углеводородной фазы и алканоламина водной фазы в смесителе образуются аддукты, растворимые в воде, и сероводород переходит в водную фазу. Абсорбционная активность водного раствора алканоламина восстанавливается посредством разрушения аддукта при повышенной температуре в десорбционной колонне, при этом восстановленный раствор алканоламина направляется вновь в смеситель, а сероводород утилизируется для производства серной кислоты. Во время контактирования нефтяной фракции со щелочным раствором меркаптаны, содержащиеся в ней, взаимодействуют с гидроксидом натрия, в результате чего образуются меркаптиды натрия. В щелочной среде карбонилсульфид гидролизуется с образованием сульфида натрия.As a result of the interaction of the hydrogen sulfide of the hydrocarbon phase and the alkanolamine of the aqueous phase, adducts soluble in water are formed in the mixer, and the hydrogen sulfide is transferred to the aqueous phase. The absorption activity of the aqueous alkanolamine solution is restored by the destruction of the adduct at an elevated temperature in the desorption column, while the reduced alkanolamine solution is sent back to the mixer, and hydrogen sulfide is utilized to produce sulfuric acid. During contact of the oil fraction with an alkaline solution, the mercaptans contained in it interact with sodium hydroxide, resulting in the formation of sodium mercaptides. In an alkaline environment, carbonyl sulfide is hydrolyzed to form sodium sulfide.
Содержащиеся в щелочном растворе органические вещества, такие как меркаптиды натрия, сульфиды, следы алканоламинов, улучшают смешиваемость водного раствора щелочи с углеводородами нефти и соответственно облегчают взаимодействие щелочи с кислыми компонентами нефти, агентами коррозии. Сернистые соединения, присутствующие в щелочном растворе, вступают в реакцию с непредельными соединениями, присутствующим в нефти, и образуют тяжелые продукты, которые остаются в кубовых продуктах нефти, качество которых практически не ухудшается.Organic substances contained in an alkaline solution, such as sodium mercaptides, sulfides, traces of alkanolamines, improve the miscibility of an aqueous solution of alkali with oil hydrocarbons and, accordingly, facilitate the interaction of alkali with acidic components of oil, corrosion agents. Sulfur compounds present in the alkaline solution react with unsaturated compounds present in the oil and form heavy products that remain in the bottom products of the oil, the quality of which practically does not deteriorate.
Изобретение иллюстрируется следующими примерами.The invention is illustrated by the following examples.
Пример 1. В колонну ректификации установки по переработке нефти, содержащей 1,0-2,5% общей серы, подается 2%-ный раствор NaOH в качестве антикоррозионного компонента. Содержание серы в легких компонентах в среднем 0,045%, скорость коррозии 0,08 мм/год.Example 1. A 2% NaOH solution as an anti-corrosion component is fed to the rectification column of an oil refinery containing 1.0-2.5% of total sulfur. The sulfur content in light components is on average 0.045%, and the corrosion rate is 0.08 mm / year.
Пример 2. В колонну ректификации установки по переработке нефти, содержащей 1,0-2,5% общей серы, подается раствор использованного в процессе очистки легких фракций 15% моноэтаноламина в качестве антикоррозионного агента. Содержание серы в легких компонентах в среднем 0,045%, скорость коррозии 0,12 мм/год. Содержание в очищенном моноэтаноламином продукте Sобщ - 450 ррm, RSH - 150 ррm, H2S - 50 ррm.Example 2. In a rectification column of an oil processing plant containing 1.0-2.5% of total sulfur, a solution of 15% of monoethanolamine used in the process of cleaning light fractions as an anti-corrosion agent is fed. The sulfur content in light components is on average 0.045%, the corrosion rate is 0.12 mm / year. The content in the purified monoethanolamine product Stotal is 450 ppm, RSH is 150 ppm, and H 2 S is 50 ppm.
Пример 3. Очистка от серы фракции, содержащей общей серы 2600 ррm и меркаптанов 700 ррm, производилась путем контактирования в абсорбционной колонне с 12 тарелками 15%-ным раствором МЭА, после разделения водно-аминовой и углеводородной фазы раствор алканоламина подвергался термической регенерации с получением сырья для установки производства серной кислоты. Углеводородная фаза дополнительно очищалась 10%-ным раствором щелочи NaOH, после разделения водно-щелочной и углеводородной фазы в сепараторе в нефтяной фракции содержалось 10 ррm общей серы, RSH - 5 ррm, сероводорода 1 ррм. Отработанный щелочной раствор, содержащий 3,5-4,0% свежей щелочи и 8-8,5% сульфидов и меркаптидов натрия, подавался в качестве антикоррозионного агента в ректификационную колонну установки переработки нефти. Содержание серы в легкой фракции нефти в среднем 0,045%, скорость коррозии 0.07 мм/год. Сброс сернисто-щелочных стоков исключен.Example 3. Purification of the sulfur fraction containing total sulfur of 2600 ppm and mercaptans 700 ppm was carried out by contacting in an absorption column with 12 plates with a 15% MEA solution, after separation of the water-amine and hydrocarbon phases, the alkanolamine solution was subjected to thermal regeneration to obtain raw materials for installation of sulfuric acid production. The hydrocarbon phase was additionally purified with a 10% alkali solution of NaOH, after the separation of the aqueous-alkaline and hydrocarbon phases, 10 ppm of total sulfur, RSH - 5 ppm, 1 ppm of hydrogen sulfide were contained in the oil fraction in the separator. The spent alkaline solution containing 3.5-4.0% fresh alkali and 8-8.5% sodium sulfides and mercaptides was supplied as an anti-corrosion agent to the distillation column of an oil refining unit. The sulfur content in the light oil fraction is on average 0.045%, and the corrosion rate is 0.07 mm / year. Discharge of sulfur-alkaline effluents is excluded.
Пример 4. Очистка от серы фракции, содержащей общей серы 2600 ррm и меркаптанов 700 ррm, производилась путем контактирования в турбулентном инжекционном смесителе 15%-ным раствором МЭА, после разделения водно-аминовой и углеводородной фаз в сепараторе раствор алканоламина подвергался термической регенерации с получением сырья для установки производства серной кислоты. Углеводородная фаза дополнительно очищалась 10%-ным раствором щелочи NaOH, после разделения водно-щелочной и углеводородной фаз в сепараторе в нефтяной фракции содержалось 10 ррm общей серы, RSH - 5 ррm, сероводорода 1 ррm. Степень обессеривания 99,6%. Отработанный щелочной раствор, содержащий 3,5-4,0 свежей щелочи и 8-8,5% сульфидов и меркаптидов натрия, подавался в качестве антикоррозионного агента в ректификационную колонну установки переработки нефти. Содержание серы в легкой фракции нефти в среднем 0,045%, скорость коррозии 0,07 мм/год. Сброс сернисто-щелочных стоков исключен.Example 4. Purification of the sulfur fraction containing total sulfur of 2600 ppm and mercaptans 700 ppm was carried out by contacting in a turbulent injection mixer with a 15% MEA solution, after separation of the water-amine and hydrocarbon phases in the separator, the alkanolamine solution was subjected to thermal regeneration to obtain raw materials for installation of sulfuric acid production. The hydrocarbon phase was additionally purified with a 10% alkali solution of NaOH, after the separation of the aqueous-alkaline and hydrocarbon phases, 10 ppm of total sulfur, RSH - 5 ppm, 1 ppm of hydrogen sulfide were contained in the oil fraction in the separator. The degree of desulfurization is 99.6%. The spent alkaline solution containing 3.5-4.0 fresh alkali and 8-8.5% sodium sulfides and mercaptides was supplied as an anti-corrosion agent to the distillation column of the oil refining unit. The sulfur content in the light oil fraction is on average 0.045%, and the corrosion rate is 0.07 mm / year. Discharge of sulfur-alkaline effluents is excluded.
Примеры иллюстрируют эффективность применения щелочи, использованной для очистки легких нефтяных фракций, в качестве антикоррозионной присадки в процессе переработки нефти, а также эффективность двухстадийной очистки нефтяных фракций с использованием турбулентного инжекционного смесителя на первой стадии - аминовой очистки, позволяющей получать сырье для установки серной кислоты в процессе регенерации моноэтаноламина и снижающей потребление щелочи на второй стадии до минимума. При этом за счет использования в процессе переработки нефти вместо свежей щелочи отработанного сернисто-щелочного раствора снижаются затраты на переработку и исключаются природоохранные мероприятия по нейтрализации вредного влияния сернисто-щелочных стоков, образующихся в процессе очистки легких нефтяных фракций. Применение турбулентного инжекционного смесителя для контактирования алканоламинов и легких нефтяных фракций позволяет исключить из технологической схемы дорогостоящий абсорбер и снизить эксплуатационные затраты.The examples illustrate the effectiveness of the use of alkali used to clean light oil fractions as an anti-corrosion additive in the oil refining process, as well as the effectiveness of a two-stage purification of oil fractions using a turbulent injection mixer in the first stage - amine purification, which allows obtaining raw materials for the installation of sulfuric acid in the process regeneration of monoethanolamine and reducing alkali consumption in the second stage to a minimum. At the same time, due to the use of the spent sulfur-alkaline solution instead of fresh alkali in the oil refining process, processing costs are reduced and environmental measures to neutralize the harmful effects of sulfur-alkaline effluents generated during the cleaning of light oil fractions are eliminated. The use of a turbulent injection mixer for contacting alkanolamines and light oil fractions makes it possible to exclude an expensive absorber from the technological scheme and reduce operating costs.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003112768/04A RU2235753C1 (en) | 2003-04-29 | 2003-04-29 | Petroleum processing method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003112768/04A RU2235753C1 (en) | 2003-04-29 | 2003-04-29 | Petroleum processing method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2235753C1 true RU2235753C1 (en) | 2004-09-10 |
| RU2003112768A RU2003112768A (en) | 2004-11-20 |
Family
ID=33433844
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003112768/04A RU2235753C1 (en) | 2003-04-29 | 2003-04-29 | Petroleum processing method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2235753C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2541018C2 (en) * | 2013-04-25 | 2015-02-10 | Фоат Ришатович Исмагилов | Hydrocarbon gas amine treatment method |
-
2003
- 2003-04-29 RU RU2003112768/04A patent/RU2235753C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2541018C2 (en) * | 2013-04-25 | 2015-02-10 | Фоат Ришатович Исмагилов | Hydrocarbon gas amine treatment method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10888818B2 (en) | Integrated mercaptan extraction and/or sweetening processes combined with thermal oxidation and flue gas treatment | |
| RU2565594C2 (en) | Reaction system and products obtained therein | |
| US11331623B2 (en) | COS and CS2 abatement method | |
| EA012698B1 (en) | Configurations and methods for removal of mercaptans from feed gases | |
| US20210198583A1 (en) | Composition and method for elimination of hydrogen sulfide and mercaptans | |
| RU2556634C1 (en) | Method for treatment of hydrocarbon fractions from sulphur-containing compounds | |
| EP2882516A1 (en) | In situ generation of polysulfide ions using elemental sulfur for improved corrosion control,cyanide management, mercury management, arsine management and performance and reliability of acid gas removal equipment | |
| WO2013169752A1 (en) | Multi-component scavenging systems | |
| CN113289458B (en) | Application of amine compound in removing organic sulfide | |
| US10221364B2 (en) | System for the treatment of a contaminated hydrocarbon streams | |
| RU2662154C1 (en) | Method for cleaning hydrocarbon fractions from sulfur compounds | |
| RU2235753C1 (en) | Petroleum processing method | |
| Rakhimov | Increasing regeneration efficiency by recycling alkanolamines | |
| CN113318586B (en) | Application of amine compound in improvement of organic sulfur dissolution and absorption removal | |
| US9718712B2 (en) | Methods and systems for treating caustic materials | |
| RU2783539C1 (en) | Integrated methods for mercaptan extraction and/or desulphurisation, combined with thermal oxidation and flue gas treatment | |
| RU2698793C1 (en) | Method of purifying liquefied hydrocarbon gases from molecular sulphur, sulphur compounds and carbon dioxide | |
| RU2492213C1 (en) | Method for treatment of light hydrocarbon fractions | |
| FI67720B (en) | AVLAEGSNANDE AV SMAO SYRAMAENGDER | |
| EA034277B1 (en) | Method of cleaning hydrocarbon fraction from sulfur-containing compounds | |
| Du | Formaldehyde-MEA Triazine Based Hydrogen Sulfide Scavenger Behavior Study and Applications in the Oil and Gas Industry | |
| Bey | Simulation Of Acidic Water Purification Process In Refinery Based On Determining Appropriate Operating Conditions | |
| Bozorova et al. | RECYCLING SATURATED DIETHANOLAMINES AND REDUCING THEIR ENVIRONMENTAL IMPACT | |
| RU2053012C1 (en) | Method for cleaning gas from acid components | |
| RU2541018C2 (en) | Hydrocarbon gas amine treatment method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140430 |