RU2417247C1 - Procedure for refining oil from hydrogen sulphide - Google Patents
Procedure for refining oil from hydrogen sulphide Download PDFInfo
- Publication number
- RU2417247C1 RU2417247C1 RU2010107164/04A RU2010107164A RU2417247C1 RU 2417247 C1 RU2417247 C1 RU 2417247C1 RU 2010107164/04 A RU2010107164/04 A RU 2010107164/04A RU 2010107164 A RU2010107164 A RU 2010107164A RU 2417247 C1 RU2417247 C1 RU 2417247C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hydrogen sulfide
- reagent
- content
- ppm
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам очистки сероводородсодержащей нефти, и может быть использовано при разработке месторождений как в начальный период разработки, так и на более поздних стадиях.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for purification of hydrogen sulfide-containing oil, and can be used in the development of deposits both in the initial period of development and in later stages.
Известен способ очистки нефти от сероводорода, включающий многоступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание, отдувку сероводородсодержащим газом в десорбционной колонне, ввод и перемешивание с нейтрализатором сероводорода - монометанолэтаноламином, причем после ввода монометанолэтаноламина в нефть дополнительно подают до 10% пресной промывочной воды, причем указанные процессы осуществляют перед ступенью обессоливания (патент РФ 2305123 от 20.03.2006 г., МПК C10G 29/20).A known method of purifying oil from hydrogen sulfide, including multi-stage separation, dehydration and desalination, blowing a hydrogen sulfide-containing gas in a desorption column, introducing and mixing with a hydrogen sulfide neutralizer, monomethanol ethanolamine, moreover, after introducing monomethanol ethanolamine into the oil, additionally 10% fresh rinsing water is supplied with the said washing water before the desalination step (RF patent 2305123 of 03.20.2006, IPC C10G 29/20).
Недостатком данного способа является сложность технологического процесса, а также загрязнение очищенной нефти азоторганическими соединениями, образующимися в результате протекания реакций нейтрализации, остаточных количеств сероводорода и легких меркаптанов применяемыми метанолэтаноламинами, что препятствует использованию способа в промышленности.The disadvantage of this method is the complexity of the process, as well as the contamination of refined oil with organo-nitrogen compounds resulting from neutralization reactions, residual amounts of hydrogen sulfide and light mercaptans used by methanol ethanolamines, which prevents the use of the method in industry.
Прототипом заявляемого способа является способ очистки нефти от сероводорода, включающий ступенчатую сепарацию, нейтрализацию остаточных количеств сероводорода введением в нефть реагента-нейтрализатора с последующим их смешением с помощью смесителя и выдержку полученной жидкости в емкостях (патент РФ 2283856 от 19.12.2003 г., МПК C10G 19/02). Согласно способу после прохождения двух ступеней очистки в сепараторах нефть поступает на установку очистки нефти, где осуществляют ее подогрев, деэмульсацию и сброс пластовой воды с последующей сепарацией нефти в сепараторе горячей ступени. Затем продолжают очистку нефти в десорбере, где осуществляют отдувку нефти углеводородным газом. Частично очищенную нефть из десорбера смешивают с помощью смесителя с реагентом-нейтрализатором сероводорода, при этом в качестве реагента используют водно-щелочной раствор нитрита натрия или водный раствор сульфита и бисульфита натрия.The prototype of the proposed method is a method for purifying oil from hydrogen sulfide, including stepwise separation, neutralizing the residual amounts of hydrogen sulfide by introducing a neutralizing agent into the oil, followed by their mixing with a mixer and holding the resulting liquid in tanks (RF patent 2283856 from 12/19/2003, IPC C10G 19/02). According to the method, after passing two stages of purification in the separators, the oil enters the oil refining unit, where it is heated, demulsified and produced water is drained, followed by oil separation in the hot stage separator. Then, oil refining is continued in the stripper, where oil is blown off with hydrocarbon gas. Partially refined oil from the stripper is mixed using a mixer with a hydrogen sulfide neutralizing agent, while an aqueous alkaline solution of sodium nitrite or an aqueous solution of sodium sulfite and sodium bisulfite is used as a reagent.
Недостатком данного способа является сложность технологического процесса очистки нефти от сероводорода.The disadvantage of this method is the complexity of the technological process for cleaning oil from hydrogen sulfide.
Задачей предлагаемого способа является упрощение технологии очистки нефти от сероводорода при обеспечении остаточного содержания сероводорода в очищенной нефти в зависимости от производственных задач, в том числе обеспечение остаточного содержания сероводорода в очищенной нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в нефти не должна превышать 100 ppm, то есть по содержанию сероводорода очищенная нефть должна соответствовать товарной нефти вида 2.The objective of the proposed method is to simplify the technology for cleaning oil from hydrogen sulfide while ensuring a residual hydrogen sulfide content in the refined oil depending on production tasks, including ensuring the residual hydrogen sulfide content in the refined oil in accordance with the requirements of GOST R 51858-2002, according to which the mass fraction of hydrogen sulfide in oil should not exceed 100 ppm, that is, in terms of hydrogen sulfide content, refined oil should correspond to type 2 marketable oil.
Поставленная задача достигается тем, что для очистки нефти от сероводорода осуществляют ступенчатую сепарацию, нейтрализацию остаточных количеств сероводорода введением в нефть реагента-нейтрализатора с последующим их смешением с помощью смесителя и выдержку полученной жидкости в емкостях.The task is achieved in that stepwise separation is carried out to purify oil from hydrogen sulfide, neutralization of the residual amounts of hydrogen sulfide is carried out by introducing a neutralizing agent into the oil, followed by their mixing with a mixer and holding the resulting liquid in containers.
Существенными отличительными признаками заявляемого изобретения являются следующие:Salient features of the claimed invention are the following:
- осуществляют подогрев дегазированной нефти после первой ступени сепарации;- carry out the heating of degassed oil after the first stage of separation;
- вводят в дегазированную нефть реагент-нейтрализатор после второй ступени сепарации;- the reagent-neutralizer is introduced into the degassed oil after the second separation stage;
- ведут контроль за выпадением осадка с помощью фильтров, установленных после смесителя;- monitor the precipitation by means of filters installed after the mixer;
- выдержку полученной смеси в емкостях осуществляют в динамических условиях;- exposure of the mixture in containers is carried out in dynamic conditions;
- осуществляют ввод воды в нефть перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода в смесителе при обводненности дегазированной нефти от более чем 0 до менее 15%;- water is introduced into the oil before mixing it with a hydrogen sulfide neutralizing agent in the mixer when the water content of degassed oil is from more than 0 to less than 15%;
- подогрев дегазированной нефти осуществляют до температуры 40-60°С;- heating degassed oil is carried out to a temperature of 40-60 ° C;
- используют в качестве реагента-нейтрализатора сероводорода реагент, например «Колтек ПС 1657», включающий диэтилдиамин.- use a reagent, for example, "Koltek PS 1657", including diethyldiamine, as a hydrogen sulfide neutralizing agent.
Указанная совокупность существенных признаков позволяет упростить технологию очистки нефти от сероводорода. Лабораторными исследованиями и опытно-промысловыми испытаниями доказано, что при заявляемой последовательности операций, обеспечивая оптимальную температуру нагрева дегазированной нефти и оптимальное время выдержки в динамических условиях смеси реагента-нейтрализатора сероводорода с сероводородсодержащей нефтью путем изменения количества вводимого реагента-нейтрализатора можно получить очищенную нефть с необходимым остаточным содержанием сероводорода. Таким образом, появляется возможность регулирования остаточного количества сероводорода в очищенной нефти в зависимости от производственных задач, в том числе получения остаточного содержания сероводорода в нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в нефти не должна превышать 100 ppm, то есть по содержанию сероводорода очищенная нефть соответствует товарной нефти вида 2.The specified set of essential features allows us to simplify the technology for cleaning oil from hydrogen sulfide. Laboratory studies and field trials proved that with the claimed sequence of operations, providing an optimal heating temperature of degassed oil and an optimal exposure time under dynamic conditions of a mixture of a hydrogen sulfide-neutralizing reagent with hydrogen sulfide-containing oil, by changing the amount of introduced neutralizing reagent, it is possible to obtain purified oil with the necessary residual hydrogen sulfide content. Thus, it becomes possible to control the residual amount of hydrogen sulfide in refined oil depending on production tasks, including obtaining the residual hydrogen sulfide content in oil in accordance with the requirements of GOST R 51858-2002, according to which the mass fraction of hydrogen sulfide in oil should not exceed 100 ppm, that is, in terms of hydrogen sulfide content, refined oil corresponds to marketable type 2 oil.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения не выявлены в известных решениях и являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение соответствует критерию изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как выпускаемое промышленностью оборудование и реагенты, а также технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art, therefore, the claimed invention is new. The claimed distinguishing features of the invention are not identified in the known solutions and are not obvious to the average person skilled in the art. In this regard, we believe that the claimed invention meets the criterion of inventive step. The invention is industrially applicable, since the equipment and reagents produced by the industry, as well as the technology developed by us, allow us to implement the method in full.
На фиг.1 изображена схема осуществления способа.Figure 1 shows a diagram of the implementation of the method.
На фиг.2 приведена зависимость эффективности работы реагента-нейтрализатора сероводорода «Колтек ПС 1657» от температуры при выдержке смеси в динамических условиях в течение двух часов, полученная в лабораторных условиях.Figure 2 shows the dependence of the efficiency of the reagent-neutralizer of hydrogen sulfide "Koltek PS 1657" on temperature when the mixture is kept under dynamic conditions for two hours, obtained in laboratory conditions.
Схема включает подающий трубопровод 1 сырой нефти, нефтегазовый сепаратор 2 первой ступени сепарации, узел 3 сброса и сжигания на факеле сероводородсодержащего газа, устройство 4 нагрева нефти, нефтегазовый сепаратор 5 второй ступени сепарации, узел 6 контроля остаточного содержания сероводорода и воды в дегазированной нефти, узел 7 дозирования реагента-нейтрализатора, узел 8 ввода воды, смеситель 9 дегазированной нефти и реагента-нейтрализатора сероводорода, фильтры 10 для улавливания осадка, буферные емкости 11 для выдержки смеси в динамических условиях, узел 12 учета нефти, резервуары 13 для сбора очищенной нефти.The scheme includes a feed pipeline 1 of crude oil, an oil and gas separator 2 of the first separation stage, a unit 3 for discharge and flaring of hydrogen sulfide-containing gas, an oil heating device 4, an oil and gas separator 5 of the second separation stage, a unit 6 for monitoring the residual content of hydrogen sulfide and water in degassed oil, a unit 7 dosing of the reagent-neutralizer, unit 8 for introducing water, a mixer 9 of degassed oil and a reagent-neutralizer of hydrogen sulfide, filters 10 for collecting sediment, buffer tanks 11 for holding the mixture in dynamic Sgiach conditions, oil metering unit 12, 13 for collecting tanks of purified oil.
Способ осуществляют следующим образом. Сероводородсодержащую нефть из скважин направляют по трубопроводу 1 сырой нефти в нефтегазосборный пункт, где в нефтегазовом сепараторе 2 осуществляют первую ступень сепарации. Количество сепараторов зависит от объема добываемой продукции. При увеличении обводненности добываемой продукции устанавливают нефтеводогазосепараторы для дополнительного сброса свободной воды. Сброшенная пластовая вода может быть утилизирована, например, в поглощающую скважину (на схеме не показано). Возможны другие варианты использования сброшенной пластовой воды. Выделившийся в сепараторе 2 сероводородсодержащий газ направляют в узел 3 сброса и сжигания на факеле. Отделившуюся в нефтегазовом сепараторе 2 нефть направляют в устройство нагрева нефти 4. В качестве устройства для нагрева нефти может быть использован, например, путевой подогреватель типа ПП-0,63. Количество нагревателей зависит от объема добываемой продукции. Подогрев дегазированной нефти осуществляют до температуры 40-60°С. Подогретую нефть направляют в нефтегазовый сепаратор 5 второй ступени сепарации. Отделившийся газ из сепараторов 5 также направляют в узел 3 сброса и сжигания на факеле, а дегазированную нефть направляют в смеситель 9, перед которым монтируют узел 8 ввода воды. До поступления нефти в смеситель 9 осуществляют в узле 6 контроль остаточного содержания сероводорода и воды в дегазированной нефти. Перед смешением нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода при обводненности дегазированной нефти от более чем 0 до менее 15% осуществляют в нефть ввод воды для растворения продуктов реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода. Целесообразно использовать с этой целью пресную воду. Возможен вариант использования пластовых вод, совместимых с водой попутно добываемой с нефтью. Подготовленная нефть и реагент-нейтрализатор из емкости 7 одновременно поступают в смеситель 9, например кавитатор, где образуется стойкая эмульсия из несмешивающихся в стандартных условиях жидкостей: нефти и реагента-нейтрализатора сероводорода. Для обеспечения оптимальных условий работы кавитатора перед ним устанавливают насос, например центробежный, для создания перепада давления на входе и выходе из кавитатора. При пропускании жидкостей через кавитатор происходит диспергирование частиц нефти и реагента-нейтрализатора сероводорода, которые в итоге образуют однородную массу. Работа реагента-нейтрализатора сероводорода происходит на границе раздела фаз «нефть-вода», в результате образованная в кавитаторе дисперсия способствует усилению массообмена, сокращая время реагирования нейтрализатора сероводорода с нефтью. Полученная на выходе из кавитатора однородная масса хорошо растворяется в нефти, поэтому возможен вариант пропускания через кавитатор 5-10% объема очищаемой нефти и всего объема реагента-нейтрализатора сероводорода. Затем образованную дисперсию вводят в основной поток нефти, в котором дисперсия легко растворяется, обеспечивая эффективную работу реагента-нейтрализатора сероводорода, при этом сокращаются затраты электроэнергии на образование всего объема дисперсии. В качестве смесителя также могут быть использованы иные конструкции перемешивающих устройств, работающих аналогично кавитатору, например струйные пассивные гомогенизаторы, при этом ввод реагента-нейтрализатора сероводорода осуществляют, например, через распылительные форсунки. В качестве реагента-нейтрализатора сероводорода может быть использован реагент, например «Колтек ПС 1657», включающий диэтилдиамин. Режим подачи реагента-нейтрализатора сероводорода - непрерывное дозирование, так как при прекращении подачи реагента процесс нейтрализации сероводорода в продукции прекращается. Количество реагента-нейтрализатора сероводорода определено расчетным путем и подтверждено опытно-промысловыми испытаниями. При выходе смеси нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода из смесителя осуществляют контроль за выпадением осадка в фильтрах 10, установленных после смесителя 9. При выпадении осадка в фильтрах 10 увеличивают ввод воды в нефть до 15% перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода в смесителе. После прохождения через смеситель 9 и фильтры 10 образовавшийся поток смеси поступает, например, самотеком в буферные емкости 11, то есть осуществляют выдержку полученной смеси в динамических условиях и завершают процесс нейтрализации сероводорода в нефти. Количество буферных емкостей 11 определяют с учетом времени реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода, содержащегося в нефти, которое установлено на основании лабораторных испытаний. Затем очищенная нефть проходит через узел учета нефти 12, где определяют остаточное содержание сероводорода в нефти, температуру нефти и другие необходимые параметры. По всей технологической линии очистки сероводородсодержащей нефти в необходимых точках устанавливают пробоотборники, термометры, образцы-свидетели для определения влияния качества очищенной нефти на коррозионную активность трубопроводного металла и другие необходимые приборы (позициями на схеме не показаны).The method is as follows. Hydrogen sulfide-containing oil from the wells is sent via the crude oil pipeline 1 to the oil and gas gathering point, where the first separation stage is carried out in the oil and gas separator 2. The number of separators depends on the volume of production. With an increase in water cut of the extracted products, oil and gas separators are installed for additional discharge of free water. The discharged produced water can be disposed of, for example, in an absorbing well (not shown in the diagram). Other uses for discharged formation water are possible. The hydrogen sulfide-containing gas released in the separator 2 is sent to the flare and discharge unit 3. The oil separated in the oil and gas separator 2 is sent to the oil heating device 4. As a device for heating oil, for example, a track heater of the PP-0.63 type can be used. The number of heaters depends on the volume of production. The degassed oil is heated to a temperature of 40-60 ° C. The heated oil is sent to the oil and gas separator 5 of the second separation stage. The separated gas from the separators 5 is also sent to the flushing and burning unit 3, and the degassed oil is sent to the mixer 9, before which the water inlet unit 8 is mounted. Before the oil enters the mixer 9, the residual content of hydrogen sulfide and water in the degassed oil is monitored in unit 6. Before oil is mixed with a hydrogen sulfide neutralizing agent reagent with a water content of degassed oil from more than 0 to less than 15%, water is introduced into the oil to dissolve the reaction products of the neutralizing agent and hydrogen sulfide. It is advisable to use fresh water for this purpose. It is possible to use formation waters compatible with water produced simultaneously with oil. The prepared oil and the neutralizing agent from the tank 7 simultaneously enter the mixer 9, for example, a cavitator, where a stable emulsion is formed from liquids immiscible under standard conditions: oil and a hydrogen sulfide neutralizing reagent. To ensure optimal operating conditions for the cavitator, a pump, for example a centrifugal pump, is installed in front of it to create a pressure differential at the inlet and outlet of the cavitator. When liquids are passed through a cavitator, particles of oil and a hydrogen sulfide neutralizing agent are dispersed, which ultimately form a homogeneous mass. The work of the hydrogen sulfide neutralizing agent reagent takes place at the oil-water interface, as a result, the dispersion formed in the cavitator enhances mass transfer, reducing the reaction time of the hydrogen sulfide neutralizing agent with oil. The homogeneous mass obtained at the exit from the cavitator is well soluble in oil, therefore, it is possible to pass through the cavitator 5-10% of the volume of oil being purified and the entire volume of the hydrogen sulfide neutralizing agent. Then, the formed dispersion is introduced into the main oil stream, in which the dispersion is easily dissolved, ensuring the effective operation of the hydrogen sulfide neutralizing agent, while the energy consumption for the formation of the entire volume of the dispersion is reduced. As a mixer, other designs of mixing devices operating similarly to a cavitator, for example, jet passive homogenizers, can also be used, while the introduction of a hydrogen sulfide neutralizing agent is carried out, for example, through spray nozzles. As a hydrogen sulfide neutralizing agent reagent, a reagent, for example, Coltec PS 1657, including diethyl diamine, can be used. The mode of supply of the reagent-neutralizer of hydrogen sulfide is continuous dosing, since when the supply of the reagent is stopped, the process of neutralizing hydrogen sulfide in the production stops. The amount of hydrogen sulfide neutralizing agent is determined by calculation and confirmed by field tests. When the mixture of oil with the hydrogen sulfide neutralizing agent from the mixer is controlled, the precipitation in the
Очищенную нефть подают в накопительные резервуары 13 нефтегазосборного пункта.Refined oil is fed to the storage tanks 13 of the oil and gas collection point.
Часть очищенной нефти из буферных емкостей 11 и (или) накопительных резервуаров 13 отбирают и используют для собственных нужд. Остальную нефть подают на насосы, которые откачивают нефть в межпромысловый нефтепровод.Part of the refined oil from the buffer tanks 11 and (or) storage tanks 13 is selected and used for their own needs. The rest of the oil is fed to pumps that pump oil into the interfield oil pipeline.
Эффективность применения реагента-нейтрализатора сероводорода контролируют методом измерения исходного и остаточного содержания сероводорода в нефти. Исходное содержание сероводорода определяют в нефти на входе в нефтегазовый сепаратор первой ступени. Остаточное содержание сероводорода определяют в подготовленной нефти на узле 12 учета нефти.The effectiveness of using a hydrogen sulfide neutralizing agent is controlled by measuring the initial and residual hydrogen sulfide content in oil. The initial content of hydrogen sulfide is determined in oil at the inlet to the oil and gas separator of the first stage. The residual hydrogen sulfide content is determined in the prepared oil at the oil metering unit 12.
При производственной необходимости, например при применении трубопровода с внутренним специальным покрытием, например эпоксидным, имеющим ограничение по содержанию сероводорода в перекачиваемой нефти до 300 ppm, осуществляют очистку добываемой сероводородсодержащей нефти до требуемого остаточного содержания сероводорода 300 ppm, при этом осуществляют только расчет количества реагента-нейтрализатора сероводорода, без изменения последовательности операций по очистке сероводородсодержащей нефти.If production is necessary, for example, when using a pipeline with an internal special coating, for example, an epoxy one, having a limit on the hydrogen sulfide content in the pumped oil to 300 ppm, the produced hydrogen sulfide-containing oil is purified to the required residual hydrogen sulfide content of 300 ppm, while only the amount of neutralizing agent is calculated. hydrogen sulfide, without changing the sequence of operations for the purification of hydrogen sulfide oil.
Таким образом, предлагаемый способ, благодаря установленной последовательности операций, позволяет очистить добываемую сероводородсодержащую нефть до требуемого остаточного содержания сероводорода в зависимости от производственных задач только путем регулирования количества подаваемого реагента-нейтрализатора сероводорода.Thus, the proposed method, due to the established sequence of operations, allows you to clean the extracted hydrogen sulfide-containing oil to the required residual hydrogen sulfide content, depending on production tasks, only by adjusting the amount of hydrogen sulfide neutralizing agent supplied.
Были проведены лабораторные исследования для определения эффективности использования различных реагентов-нейтрализаторов сероводорода.Laboratory studies were conducted to determine the effectiveness of using various reagents-neutralizers of hydrogen sulfide.
Исследования проводились на нефтях скважин №1 и №2 Баяндыского месторождения Республики Коми. Содержание сероводорода в нефти (I ст.сепарации) 3000 ppm. Плотность нефти при 20°С составляет 810,0 кг/м3 (скв.1), 825,6 кг/м3 (скв.2); динамическая вязкость при 20°С составляет 2,99 сП (скв.1), 6,762 сП (скв.2). Содержание в нефти воды 0 мас.% (скв.1), 0,8 мас.% (скв.2); солей 16,5 мг/л (скв.1), 44,4 мг/л (скв.2); серы 0,33 мас.% (скв.1), 4,83 мас.% (скв.2); парафина 3,87 мас.% (скв.1), 4,829 мас.% (скв.2); смол 3,16 мас.% (скв.1), 0 мас.% (скв.2); асфальтенов 0,09 мас.% (скв.1),0,256 мас.% (скв.2); мехпримесей 0,04 мас.% (скв.1) 1,259, мас.% (скв.2).The studies were conducted on the oils of wells No. 1 and No. 2 of the Bayandy field of the Komi Republic. The hydrogen sulfide content in oil (I st. Separation) 3000 ppm. The oil density at 20 ° C is 810.0 kg / m 3 (well 1), 825.6 kg / m 3 (well 2); dynamic viscosity at 20 ° C is 2.99 cP (well 1), 6.762 cP (well 2). The oil content of water is 0 wt.% (Well 1), 0.8 wt.% (Well 2); salts of 16.5 mg / L (well 1), 44.4 mg / L (well 2); sulfur 0.33 wt.% (well 1), 4.83 wt.% (well 2); paraffin 3.87 wt.% (well 1), 4.829 wt.% (well 2); resins 3.16 wt.% (well 1), 0 wt.% (well 2); asphaltenes 0.09 wt.% (well 1), 0.256 wt.% (well 2); solids 0.04 wt.% (well 1) 1.259, wt.% (well 2).
Реагент дозировался в объемном соотношении 10 частей реагента на 1 часть сероводорода. Были испытаны реагенты: Колтек ПС 1657, Gas Treat К131М (Марка Е), Gas Treat K131M (Марка С), HSW 82165, ASULPHER 6001, Полиэкс м. ПС-1, Полиэкс м. ПС-2, Норуст SC 54, НСМБ - 1 (А), НСМБ - 1 (Б), Пральт - 43 Н, Пральт - 43 Н-1 и другие.The reagent was dosed in a volume ratio of 10 parts of the reagent to 1 part of hydrogen sulfide. The reagents were tested: Koltek PS 1657, Gas Treat K131M (Brand E), Gas Treat K131M (Brand C), HSW 82165, ASULPHER 6001, Polyex m. PS-1, Polyex m. PS-2, Norust SC 54, NSMB - 1 (A), NSMB - 1 (B), Pralt - 43 N, Pralt - 43 N-1 and others.
По результатам лабораторных испытаний были отобраны для условий Баяндыского месторождения следующие реагенты-нейтрализаторы сероводорода: «Колтек ПС 1657», включающий диэтилдиамин и «Gas Treat К131М» (Марка С), включающий формальдегид.Based on the results of laboratory tests, the following hydrogen sulfide neutralizing agents were selected for the Bayandy field conditions: Koltek PS 1657, including diethyl diamine, and Gas Treat K131M (Brand C), including formaldehyde.
Были проведены лабораторные испытания по определению эффективности нейтрализации сероводорода реагентом «Колтек ПС 1657» в зависимости от времени реагирования и температуры нагрева.Laboratory tests were conducted to determine the effectiveness of neutralizing hydrogen sulfide with the Coltek PS 1657 reagent, depending on the response time and heating temperature.
Исследованию была подвергнута разгазированная нефть со скважины 1 Баяндыского месторождения с исходным содержанием сероводорода 553,8 ppm. Исходную пробу в объеме 100 мл помещают в колбу, вводят с помощью микрошприца реагент из расчета 10 частей реагента на 1 часть сероводорода, закрывают колбу пробкой, перемешивают смесь с помощью магнитной мешалки и нагревают. Обработанную нефть выдерживают при различной температуре и времени реагирования. Наряду с обработанной пробой в аналогичных условиях выдерживают холостую пробу, в которую не добавляют реагент. Эффективность работы поглотителя сероводорода рассчитывают в зависимости от холостой пробы, выдержанной в аналогичных условиях, то есть учитывают естественные потери. После проведения испытаний определяют остаточное содержание сероводорода методом отдувки сероводорода инертным газом, поглощением его подкисленным раствором хлористого кадмия с последующим иодиметрическим определением образовавшегося сульфида кадмия или по ГОСТ Р 50802-95 «Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов».The research involved degassed oil from well 1 of the Bayandy field with an initial hydrogen sulfide content of 553.8 ppm. An initial sample in a volume of 100 ml is placed in a flask, a reagent is introduced using a microsyringe at the rate of 10 parts of reagent per 1 part of hydrogen sulfide, the flask is closed with a stopper, the mixture is stirred using a magnetic stirrer and heated. The treated oil is maintained at different temperatures and response times. Along with the processed sample under similar conditions, a single sample is maintained in which no reagent is added. The performance of a hydrogen sulfide scavenger is calculated depending on a blank sample aged under similar conditions, that is, natural losses are taken into account. After the tests, the residual hydrogen sulfide content is determined by blowing hydrogen sulfide with an inert gas, absorbing it with an acidified solution of cadmium chloride, followed by iodimetric determination of the formed cadmium sulfide or according to GOST R 50802-95 “Oil. Method for the determination of hydrogen sulfide, methyl and ethyl mercaptans. "
Результаты исследований в зависимости от температуры и времени испытаний представлены в таблице 1.The research results depending on the temperature and test time are presented in table 1.
Эффективность работы реагента-нейтрализатора сероводорода «Колтек ПС 1657» в зависимости от температуры при выдержке смеси в течение двух часов также представлена в виде графической зависимости на фиг 2.The efficiency of the reagent-neutralizer of hydrogen sulfide "Koltek PS 1657" depending on the temperature during the exposure of the mixture for two hours is also presented in the form of a graphical dependence in Fig 2.
Лабораторные исследования показали, что целесообразной температурой нагрева нефти для эффективной работы реагента нейтрализатора сероводорода является температура в интервале 40-60°С. При снижении температуры ниже 40°С эффективность работы реагента уменьшается ниже 50% при двухчасовой выдержке. Повышение температуры нагрева выше 60°С вызывает незначительное повышение эффективности работы реагента независимо от времени выдержки смеси, но возрастают затраты на нагрев нефти, что в целом приведет к снижению эффективности технологического процесса. На основании исследований установлено, что оптимальный температурный режим продукции в системе при нейтрализации сероводорода - 50°С при времени нейтрализации сероводорода в течение 2 часов. При увеличении времени реагирования нейтрализатора-сероводорода с сероводородсодержащей нефтью целесообразно снижение температуры нагрева нефти до 40°С.Laboratory studies have shown that a temperature in the range of 40-60 ° C is a reasonable temperature for heating oil for the effective operation of a reagent of a hydrogen sulfide neutralizer. When the temperature drops below 40 ° C, the efficiency of the reagent decreases below 50% with a two-hour exposure. Raising the heating temperature above 60 ° C causes a slight increase in the efficiency of the reagent regardless of the exposure time of the mixture, but the cost of heating the oil increases, which in general will lead to a decrease in the efficiency of the process. Based on the studies, it was found that the optimal temperature regime of the products in the system with neutralization of hydrogen sulfide is 50 ° C with a time of neutralization of hydrogen sulfide for 2 hours. With an increase in the reaction time of the catalyst-hydrogen sulfide with hydrogen sulfide-containing oil, it is advisable to lower the heating temperature of the oil to 40 ° C.
В процессе лабораторных испытаний также было исследовано влияние условий выдержки смеси сероводородсодержащей нефти с реагентом-нейтрализатором «Колтек ПС 1657» в статических и динамических условиях на результаты очистки сероводородсодержащей нефти. В процессе исследований установлено, что при одном и том же расходе реагента-нейтрализатора сероводорода при выдержке в динамических условиях, например, путем самотека смеси сероводородсодержащей нефти и реагента-нейтрализатора заданное остаточное количество сероводорода в очищаемой нефти достигается за более короткое время, чем при выдержке такой же смеси в статических условиях.During laboratory tests, the influence of exposure conditions of a mixture of hydrogen sulfide-containing oil with a reagent-neutralizer "Koltek PS 1657" in static and dynamic conditions on the results of purification of hydrogen sulfide oil was also investigated. In the process of research, it was found that at the same flow rate of a hydrogen sulfide neutralizing agent reagent during exposure under dynamic conditions, for example, by gravity flow of a mixture of hydrogen sulfide-containing oil and a neutralizing reagent, the specified residual amount of hydrogen sulfide in the treated oil is achieved in a shorter time than when holding such the same mixture in static conditions.
Для определения расхода реагента-нейтрализатора сероводорода «Колтек ПС 1657» в зависимости от расхода продукции и содержания сероводорода выполнены стехиометрические расчеты.To determine the consumption of the Koltek PS 1657 hydrogen sulfide reagent-neutralizer, stoichiometric calculations were performed depending on the consumption of the product and the content of hydrogen sulfide.
Расход реагента-нейтрализатора сероводорода определен по формулеThe consumption of the hydrogen sulfide neutralizing agent is determined by the formula
где Qреаг - расход реагента, л/час; Qж - количество обработанной жидкости, т/час; Н - удельный расход реагента, г/г (10 г реагента / 1 г H2S); 
Стехиометрические расчеты позволили определить удельный расход реагента в зависимости от содержания сероводорода для значений от 1000 ppm, 1100, 1200, 1300 ppm и так далее до 3000 ppm с интервалом каждые 100 ppm, а также количества обрабатываемой нефти от 500 т/сут, 520, 540, 560 т/сут и так далее до 1200 т/сут с интервалом каждые 20 т/сут.Stoichiometric calculations made it possible to determine the specific consumption of the reagent depending on the hydrogen sulfide content for values from 1000 ppm, 1100, 1200, 1300 ppm and so on up to 3000 ppm with an interval of every 100 ppm, as well as the amount of processed oil from 500 t / day, 520, 540 , 560 tons / day and so on up to 1200 tons / day with an interval every 20 tons / day.
Результаты лабораторных исследований, позволившие выбрать наиболее оптимальные реагенты - нейтрализаторы сероводорода, установить расход реагента-нейтрализатора, температуру нагрева нефти, условия и время выдержки смеси сероводородсодержащей нефти и реагента-нейтрализатора сероводорода, а также стехиометрические расчеты, были использованы при проведении испытаний, проводимых с июня 2008 г. по настоящее время на Баяндыском месторождении. В процессе опытно-промысловых испытаний было исследовано влияние места подогрева дегазированной нефти и места ввода реагента- нейтрализатора сероводорода в дегазированную нефть. В процессе испытаний установлено, что наиболее эффективные результаты по остаточному содержанию количества сероводорода в очищенной нефти достигаются при подогреве дегазированной нефти после первой ступени сепарации и вводе реагента-нейтрализатора в дегазированную нефть после второй ступени сепарации. Также в процессе опытно-промысловых испытаний было проверено влияние наличия в нефти воды на протекание реакции реагента-нейтрализатора сероводорода и сероводорода, содержащегося в нефти. Чаще всего при обводненности нефти менее 10% продукты реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода выпадают в осадок, поэтому перед смешением нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода при обводненности нефти менее 10% осуществляют в нефть ввод воды для растворения продуктов реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода в количестве до 10%. Целесообразно использовать с этой целью пресную воду. Возможен вариант использования пластовых вод, совместимых с водой, попутно добываемой с нефтью. При выходе смеси нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода из смесителя осуществляют контроль за выпадением осадка в фильтрах 10, установленных после смесителя 9. При выпадении осадка в фильтрах 10 осуществляют из узла 8 ввод воды в нефть в количестве до 15% перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода в смесителе. Возможно при существенном увеличении количества сероводорода в добываемой нефти также увеличение количества вводимого реагента-нейтрализатора сероводорода и соответственно увеличение количества вводимой в нефть воды перед смешением ее с реагентом-нейтрализатором сероводорода. В дальнейшем в процессе проведения опытно-промысловых испытаний при установленной последовательности операций и принятом времени выдержки смеси в динамических условиях в течение 6 часов уточнялось влияние температуры нагрева сероводородсодержащей нефти и расхода реагента-нейтрализатора на остаточное количество сероводорода в очищенной нефти в зависимости от производственных задач, а именно до обеспечения остаточного содержания сероводорода в очищенной нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в нефти не должна превышать 100 ppm, то есть по содержанию сероводорода очищенная нефть должна соответствовать товарной нефти вида 2. Также при проведении опытно-промысловых испытаний устанавливалось количество реагента-нейтрализатора сероводорода при очистке сероводородсодержащей нефти с остаточным содержанием сероводорода в нефти до 300 ppm при применении трубопровода с внутренним специальным покрытием, например эпоксидным, имеющим ограничение по содержанию сероводорода в перекачиваемой нефти до 300 ppm.The results of laboratory tests, which made it possible to choose the most optimal reagents - hydrogen sulfide neutralizers, establish the consumption of the neutralizing agent, the temperature of oil heating, the conditions and exposure time of the mixture of hydrogen sulfide-containing oil and the hydrogen sulfide neutralizing reagent, as well as stoichiometric calculations, were used during tests conducted since June 2008 to the present at the Bayandy field. In the process of field trials, the influence of the place of heating the degassed oil and the place of the introduction of the hydrogen sulfide neutralizing agent into degassed oil was investigated. During the tests it was found that the most effective results on the residual amount of hydrogen sulfide in the refined oil are achieved by heating the degassed oil after the first separation stage and introducing the neutralizing agent into the degassed oil after the second separation stage. Also in the process of field trials, the effect of the presence of water in the oil on the reaction of the reactant-neutralizer of hydrogen sulfide and hydrogen sulfide contained in the oil was checked. Most often, when the oil water cut is less than 10%, the reaction products of the neutralizing agent and hydrogen sulfide precipitate, therefore, before mixing the oil with the neutralizing hydrogen sulfide reagent, when the oil water cut is less than 10%, water is introduced into the oil to dissolve the reaction products of the neutralizing agent and hydrogen sulfide in an amount to 10%. It is advisable to use fresh water for this purpose. The option of using produced water compatible with water produced in conjunction with oil is possible. When the mixture of oil with the reagent-neutralizer of hydrogen sulfide from the mixer, control the precipitation in the
Очистку сероводородсодержащей нефти при проведении опытно-промысловых испытаний осуществляют следующим образом. Нефть с двух добывающих скважин поступает в нефтегазосборный пункт на первую ступень сепарации при давлении до 0,5 МПа и температуре 10-20°С в два нефтегазовых сепаратора V=100 м3. Сепарация происходит при давлении 0,5-0,4 МПа. Отделившуюся нефть из сепаратора первой ступени направляют в устройство нагрева нефти. В качестве устройства для нагрева нефти использованы путевые подогреватели типа ПП-0,63АЖ, работающие на жидком топливе, где происходит нагрев нефти до температуры +50°С. В качестве топлива для ПП-0,63АЖ используют как дизельное топливо, так и очищенную нефть. Нагретая нефть поступает на нефтегазосепараторы второй ступени, где происходит ее дальнейшая дегазация при давлении ~ 0,15 МПа. В процессе очистки нефти осуществляют контроль остаточного содержания сероводорода и воды в дегазированной нефти и при обводненности нефти от более чем 0 до менее 15%, осуществляют ввод воды, например пресной. Предварительно введенная в нефть вода способствует растворению продуктов реакции реагента-нейтрализатора и сероводорода, предотвращая выпадение осадка. Очищенную нефть одновременно с реагентом-нейтрализатором сероводорода, например Колтек ПС 1657, подаваемым через блок дозирования БДР-2-750/6-06-04-3-УХЛ1, с помощью насосов подают в кавитатор. Кавитатор представляет из себя струйно-вихревой смеситель СВС-17, монтирующийся на линии потока. Пропускная способность линии рассчитана на 20 м3/ч добываемой жидкости (480 м3/сут). Кавитатор обеспечивает интенсивное смешивание нейтрализатора сероводорода и водонефтяной жидкости с целью обеспечения лучших условий массообмена. После прохождения через кавитатор поток водонефтяной смеси проходит через фильтры, с помощью которых ведут контроль за выпадением осадка. При выпадении осадка в фильтрах 10 осуществляют ввод воды в нефть перед смесителем через узел 8 в количестве до 15%. Далее поток жидкости поступает в зону реагирования - буферные емкости 11, например, самотеком, за счет разницы в уровнях расположения буферных емкостей, где осуществляют выдержку полученной жидкости в динамических условиях. Давление сепарации в буферных емкостях первой линии составляет ~ 0,3 МПа, в буферных емкостях второй линии составляет ~ 0,05 МПа. Варьируя количеством буферных емкостей можно регулировать время выдержки смеси для завершения реакции реагента-нейтрализатора сероводорода с сероводородсодержащей нефтью. Очищенную нефть подают в накопительные резервуары 13 нефтегазосборного пункта.Purification of hydrogen sulfide-containing oil during pilot field tests is as follows. Oil from two producing wells enters the oil and gas collection point at the first stage of separation at a pressure of up to 0.5 MPa and a temperature of 10-20 ° C in two oil and gas separators V = 100 m 3 . The separation occurs at a pressure of 0.5-0.4 MPa. The separated oil from the first stage separator is sent to the oil heating device. As a device for heating oil, track heaters of the PP-0.63AZh type, operating on liquid fuel, are used, where the oil is heated to a temperature of + 50 ° С. As fuel for PP-0.63AZH, both diesel fuel and refined oil are used. Heated oil enters the second stage oil and gas separators, where it is further degassed at a pressure of ~ 0.15 MPa. In the process of oil refining, the residual content of hydrogen sulfide and water in degassed oil is monitored, and when the water content of the oil is from more than 0 to less than 15%, water, for example, fresh water is introduced. Water preliminarily introduced into the oil helps to dissolve the reaction products of the neutralizing agent and hydrogen sulfide, preventing precipitation. Refined oil simultaneously with a hydrogen sulfide neutralizing agent, for example, Koltek PS 1657, supplied through a dosage unit BDR-2-750 / 6-06-04-3-UHL1, is pumped to a cavitator. The cavitator is a SVS-17 jet-vortex mixer mounted on a flow line. The line capacity is designed for 20 m 3 / h of produced fluid (480 m 3 / day). The cavitator provides intensive mixing of a hydrogen sulfide neutralizer and an oil-water liquid in order to ensure better mass transfer conditions. After passing through the cavitator, the flow of the oil-water mixture passes through the filters, with the help of which they control the precipitation. When a precipitate occurs in the
Проанализированы результаты проведения опытно-промысловых исследований за период с июня 2008 г. по сентябрь 2009 г. Исследования проводились при температуре нагрева нефти до 40°С, 50°С и 60°С при времени реагирования реагента-нейтрализатора с сероводородсодержащей нефтью в течение 6 часов. Определяли минимальный расход реагента при различном содержании сероводорода в нефти на входе в сепаратор первой ступени для получения в очищенной нефти остаточного содержания сероводорода в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в нефти не должна превышать 100 ppm, то есть по содержанию сероводорода очищенная нефть должна соответствовать товарной нефти вида 2. Также определяли минимальный расход реагента при различном содержании сероводорода в нефти на входе в сепаратор первой ступени для получения в очищенной нефти остаточного содержания сероводорода 300 ppm для решения производственной задачи.The results of field research for the period from June 2008 to September 2009 are analyzed. The studies were carried out at a temperature of oil heating to 40 ° C, 50 ° C and 60 ° C with a reaction time of the neutralizing agent with hydrogen sulfide-containing oil for 6 hours . The minimum consumption of the reagent was determined at different contents of hydrogen sulfide in the oil at the inlet to the first stage separator to obtain a residual hydrogen sulfide content in refined oil in accordance with the requirements of GOST R 51858-2002, according to which the mass fraction of hydrogen sulfide in oil should not exceed 100 ppm, i.e. Refined oil should correspond to the hydrogen sulfide content of the type 2 salable oil. The minimum reagent consumption was also determined for various hydrogen sulfide content in the oil at the inlet to the first stage separator for obtaining residual hydrogen sulphide content of the refined oil 300 ppm for solving production problems.
Усредненные результаты испытаний приведены в таблицах 2-4.The average test results are shown in tables 2-4.
Дозировка, кг/тReagent Koltek PS-1657
Dosage, kg / t
Дозировка, кг/тReagent Koltek PS-1657
Dosage, kg / t
Дозировка, кг/тReagent Koltek PS-1657
Dosage, kg / t
Опытно-промысловые испытания показали практическую осуществимость способа, возможность получения заданного остаточного содержания сероводорода в очищенной нефти путем изменения дозировки реагента-нейтрализатора сероводорода, при различной температуре нагрева. Также было установлено, что температура нефти после нагрева ее в путевых подогревателях при попадании в узел учета нефти снижается на 8-10°С в зимнее время, что практически не влияет на качество очистки нефти.Field trials have shown the practical feasibility of the method, the ability to obtain a given residual hydrogen sulfide content in the refined oil by changing the dosage of the hydrogen sulfide neutralizing agent, at different heating temperatures. It was also found that the temperature of oil after heating it in track heaters when it enters the metering station decreases by 8-10 ° C in the winter, which practically does not affect the quality of oil refining.
Таким образом, заявляемый способ прост в осуществлении и позволяет при выполнении установленной последовательности операций, обеспечивая оптимальную температуру нагрева дегазированной нефти и оптимальное время выдержки в динамических условиях смеси реагента-нейтрализатора сероводорода с сероводородсодержащей нефтью только путем изменения количества вводимого реагента-нейтрализатора получить очищенную нефть с необходимым остаточным содержанием сероводорода. Способ также предусматривает возможность регулирования параметров способа, а именно температуры нагрева нефти и времени выдержки смеси в динамических условиях для завершения процесса реагирования сероводородсодержащей нефти с реагентом-нейтрализатором сероводорода без изменения последовательности операций способа, что способствует расширению его технологических возможностей.Thus, the inventive method is simple to implement and allows, when performing the set sequence of operations, providing an optimal temperature for heating degassed oil and an optimal exposure time under dynamic conditions of a mixture of a hydrogen sulfide-neutralizing reagent with hydrogen sulfide-containing oil, only by changing the amount of introduced neutralizing reagent to obtain purified oil with the necessary residual hydrogen sulfide content. The method also provides for the ability to control the parameters of the method, namely, the temperature of oil heating and the exposure time of the mixture under dynamic conditions to complete the process of reacting hydrogen sulfide-containing oil with a hydrogen sulfide neutralizing agent without changing the process sequence, which helps to expand its technological capabilities.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010107164/04A RU2417247C1 (en) | 2010-02-19 | 2010-02-19 | Procedure for refining oil from hydrogen sulphide |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010107164/04A RU2417247C1 (en) | 2010-02-19 | 2010-02-19 | Procedure for refining oil from hydrogen sulphide |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2417247C1 true RU2417247C1 (en) | 2011-04-27 |
Family
ID=44731583
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010107164/04A RU2417247C1 (en) | 2010-02-19 | 2010-02-19 | Procedure for refining oil from hydrogen sulphide |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2417247C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694767C1 (en) * | 2018-12-04 | 2019-07-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for preparation of hydrogen sulphide-containing oil (versions) |
-
2010
- 2010-02-19 RU RU2010107164/04A patent/RU2417247C1/en active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2694767C1 (en) * | 2018-12-04 | 2019-07-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for preparation of hydrogen sulphide-containing oil (versions) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10350515B2 (en) | Dynamic demulsification system for use in a gas-oil separation plant | |
| US20180320084A1 (en) | Process and System for Solvent Addition to Bitumen Froth | |
| CN104645648B (en) | Equipment for the stream that disposes waste liquid | |
| CN103154202A (en) | Refinery desalter improvement | |
| CN102257104A (en) | Demulsifying of hydrocarbon feeds | |
| Al-Otaibi et al. | Experimental investigation of crude oil desalting and dehydration | |
| RU2305123C1 (en) | Hydrogen sulfide-containing crude oil treatment | |
| CA2652355A1 (en) | Process for treating bitumen using demulsifiers | |
| EA011743B1 (en) | Oil-based sludge separation and treatment system | |
| CN101585610A (en) | Water treatment method that a kind of medicament can be recycled and system thereof | |
| RU2462501C1 (en) | Method of demetallisation and crude oil desulfurisation in flow | |
| RU2417247C1 (en) | Procedure for refining oil from hydrogen sulphide | |
| RU2442816C1 (en) | Device for removing hydrogen sulphide and low-molecular mercaptans from oil | |
| RU2424035C1 (en) | Carbon sulphide-containing oil treatment plant | |
| CN102625824B (en) | A process and system for reducing acidity of hydrocarbon feeds | |
| CN108147968A (en) | A kind of continuous aftertreatment technology of isooctyl ester nitrate and equipment | |
| RU2412740C1 (en) | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide | |
| RU2283856C2 (en) | Hydrogen sulfide containing crude oil treatment process | |
| RU2277116C1 (en) | Oil desalting process | |
| RU2262975C1 (en) | Method of preparation of hydrogen sulfide-containing oil | |
| RU2387695C1 (en) | Oil refining unit (versions) | |
| CN102218232B (en) | Oil-water separation method | |
| RU2275415C2 (en) | Hydrogen sulfide-containing oil treatment process | |
| CN220665221U (en) | Integrated device for separating crude oil produced liquid by electrostatic coalescence | |
| WO2012161931A1 (en) | Removal of contaminants from water systems |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |