RU2562610C2 - Улучшенный способ удаления сероводорода - Google Patents

Улучшенный способ удаления сероводорода Download PDF

Info

Publication number
RU2562610C2
RU2562610C2 RU2013102415/04A RU2013102415A RU2562610C2 RU 2562610 C2 RU2562610 C2 RU 2562610C2 RU 2013102415/04 A RU2013102415/04 A RU 2013102415/04A RU 2013102415 A RU2013102415 A RU 2013102415A RU 2562610 C2 RU2562610 C2 RU 2562610C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
nitroxide
promoter
triazine
scavenger
alkyl
Prior art date
Application number
RU2013102415/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2013102415A (ru
Inventor
Денис Р. КОМПТОН
Байрон Дж. СТРИКЛЭНД
Original Assignee
Налко Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Налко Компани filed Critical Налко Компани
Publication of RU2013102415A publication Critical patent/RU2013102415A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2562610C2 publication Critical patent/RU2562610C2/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G29/00Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
    • C10G29/20Organic compounds not containing metal atoms
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C07ORGANIC CHEMISTRY
    • C07CACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C7/00Purification; Separation; Use of additives
    • C07C7/148Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound
    • C07C7/152Purification; Separation; Use of additives by treatment giving rise to a chemical modification of at least one compound by forming adducts or complexes
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G29/00Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • C10G2300/202Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • C10G2300/207Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к обработке сернистого нефтяного газа и жидкого углеводорода для удаления из них сероводорода. Изобретение касается способа, включающего приведение флюида в контакт с эффективным количеством композиции, включающей поглотитель сульфидов, представляющий собой алкилтриазин и нитроксидный промотор, где количество нитроксидного промотора составляет 1-25%. Технический результат - эффективное удаление сероводорода, исключается возможность загрязнения углеводородного потока галогенидами. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 пр.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение в основном относится к обработке сернистого нефтяного газа и жидкого углеводорода с целью удаления из них сероводорода или уменьшения его концентрации. Токсичность сероводорода, содержащегося в углеводородных потоках, хорошо известна в промышленности. Это вызывает значительные издержки и определенные усилия, которые ежегодно затрачиваются для уменьшения содержания сероводорода до безопасного уровня.
При больших производственных мощностях, как правило, более экономично устанавливать регенеративную систему для обработки потоков сернистого нефтяного газа. Обычно такие системы содержат соединение, используемое в абсорбционной башне, которое контактирует с добываемыми флюидами и селективно абсорбирует сероводород и, возможно, другие токсичные вещества, такие как диоксид углерода и меркаптаны. Абсорбирующее соединение затем регенерируют и повторно используют в системе. Обычно абсорбирующие сероводород вещества включают алканоламины, полиэтиленгликоль (ПЭГ), пространственно затрудненные амины и другие вещества, которые могут быть регенерированы.
Нерегенеративные поглотители, используемые для удаления сероводорода в небольших установках, подразделяют на четыре главных категории: 1) на основе альдегида, 2) на основе оксида металла, 3) на основе каустика и 4) на основе других способов. При удалении сероводорода нерегенеративными соединениями поглотитель реагирует с сероводородом с образованием нетоксичного соединения или соединения, которое может быть удалено из углеводорода. Например, при взаимодействии формальдегида с сероводородом образуются химические соединения, известные как формтионали (например, тритиан).
Альдегидные поглотители, известные в уровне техники, включают альдегиды и кетоны с низкой молекулярной массой и их аддукты. Альдегиды с низкой молекулярной массой также могут быть объединены с алкил- или алканоламином, как описано в патенте US 4748011. Другие поглотители на основе альдегида включают продукт реакции низкомолекулярных алканоламинов с альдегидами, как описано в патенте US 4978512. В заявке РСТ WO 92/01481 описан способ уменьшения концентрации сульфидов в биогазе с применением определенных тризамещенных гексагидро-s-триазинов. В немецкой ссылке DE 4027300 описан регенеративный растворитель для удаления H2S и меркаптанов. В патенте US 5347004 описано применение 1,3,5-алкоксиалкиленгексагидротриазинов. В заявке РСТ WO 91 US 5232 описаны гидроксиалкилтриазиновые поглотители, в особенности N,N',N"-трис-(2-гидроксиэтил)-гексагидро-s-триазин. В патенте US 5774024 описано сочетание алкилтриазинового поглотителя и четвертичной аммонийной соли, причем четвертичная аммонийная соль повышает эффективность алкилтриазина.
Таким образом, существует очевидная потребность в улучшенном способе удаления сероводорода из углеводородных флюидов. Не следует считать представленное в этом разделе описание уровня техники признанием того факта, что какой-либо патент, публикация или другая информация, упоминаемые здесь, представляют собой "известный уровень техники" по отношению к настоящему изобретению, если это специально не указано. Кроме того, из этого раздела не следует, что был проведен патентный поиск или что не существует никакой другой информации, относящейся к предмету заявки, как определено в §1.56(а) раздела 37 CFR (Свод федеральных нормативных актов США).
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
По меньшей мере одно воплощение изобретения относится к способу удаления сероводорода из углеводородного флюида. Способ включает приведение флюида в контакт с эффективным количеством поглотителя сульфидов, включающего нитроксидный промотор. Количество нитроксидного промотора достаточно для ускорения удаления примесей поглотителем по сравнению с удалением примесей поглотителем в отсутствие нитроксидного промотора.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В рамках настоящей заявки определение следующих терминов изложено ниже:
"Алкилтриазин" означает молекулу в соответствии с формулой:
Figure 00000001
где R1, R2, R3 представляют собой алкильные группы, такие как метил, этил, пропил, изопропил, трет-бутил и т.д., или замещенные алкильные группы, такие как CH2CH2OH, и все R1, R2, R3 могут являться одной и той же группой или разными группами. Алкилтриазины включают (но не ограничиваются перечисленным) триазины, описанные в патенте US 5744024.
"Углеводородный флюид" означает жидкость или газ, преимущественно включающий (но не ограничивающийся перечисленным) следующие органические материалы: керосин, сырая нефть, дистиллятные топлива, топочный мазут, печные топлива, дизельное топливо, бензин, топливо для реактивных двигателей, котельные топлива для судов, а также любое их сочетание.
"Метилтриазин" означает алкилтриазин, в котором все R1, R2 и R3 являются метильными группами.
"Нитроксид" означает химическое соединение в соответствии с формулой:
Figure 00000002
где R1, R2 и R3 представляют собой любые алкильные группы, содержащие от 1 до 30 атомов углерода, включая циклические соединения.
"Нерегенеративный поглотитель" означает поглотитель, который расходуется в процессе удаления примесей.
"Регенеративный поглотитель" означает поглотитель, который не расходуется в процессе удаления примесей.
"Промотор" означает химическое соединение, которое само по себе не удаляет примеси, но в сочетании с известным поглотителем существенно увеличивает эффективность поглотителя.
"Соль" означает соединение, включающее анион и катион, которые обычно ионизированы в растворе.
"Поглотитель" означает химическое соединение, такое как алкилтриазины (но не ограничиваясь ими), пригодное для уменьшения количества некоторых других химических соединений, таких как сероводород (но не ограничиваясь им), в текучей среде.
В случае если приведенные выше определения или описания, указанные где-либо в данной заявке, противоречат (явно или неявно) обычно используемому значению или значению, которое указано в словаре, или значению, определенному в источнике, включенном в данную заявку путем ссылки, то термины, используемые в данной заявке и, в частности, в формуле изобретения, следует истолковывать в соответствии с определением или описанием, указанным в данной заявке, а не в соответствии с обычным определением или определением, указанным в словаре, или определением, которое было включено путем ссылки. В свете вышесказанного в случае, если термин можно истолковать только в соответствии с определением, указанным в словаре, если термин определен в Kirk-Othmer Encyclopedia of Chemical Technology, 5th Edition, (2005), (Published by Wiley, John & Sons, Inc.), то такое определение следует использовать в качестве определения данного термина в формуле изобретения.
По меньшей мере в одном воплощении изобретения содержание сероводорода в углеводородном флюиде уменьшают с помощью введения поглотителя на основе алкилтриазина с нитроксидным промотором. Промотор увеличивает эффективность поглотителя на основе алкилтриазина. Нитроксид превосходит промоторы на основе четвертичных аммонийных солей, известные в уровне техники, поскольку нитроксид является индивидуальным соединением и не содержит галогениды, такие как хлорид.
Эффективность нитроксида в качестве промотора оказалась неожиданной, так как нитроксид является индивидуальным нейтральным соединением. По меньшей мере в одном воплощении изобретения количество промотора в композиции поглотитель-промотор составляет 1-25%.
По меньшей мере в одном воплощении изобретения по меньшей мере часть триазинов синтезируют в соответствии со способом, описанным в патенте US 5744024.
По меньшей мере в одном воплощении изобретения нитроксид смешивают с раствором алкилтриазина, где растворитель может представлять собой воду, и раствор, содержащий нитроксид, вводят в углеводородный флюид. По меньшей мере в одном воплощении изобретения введение нитроксида осуществляют одновременно с введением алкилтриазина. Свойства нитроксидного промотора таковы, что он очень эффективен в различных углеводородных флюидах.
Преимущество при использовании нитроксидного промотора с поглотителем по сравнению с поглотителями, известными в уровне техники, состоит в том, что нитроксидный промотор не является солью (т.е. он не является сочетанием аниона и катиона) и, следовательно, не содержит галогенидов, в частности хлоридов.
По меньшей мере в одном воплощении изобретения удаляющую примеси композицию используют в углеводородном потоке. Композиция включает растворитель, алкилтриазин и нитроксид. Растворитель выбран из группы, состоящей из воды, спирта, ароматического растворителя, растворителя, который взаимно сольватирует алкилтриазин и нитроксид, и любого их сочетания. Композиция может быть введена в углеводородный поток с помощью механических средств, включая (но не ограничиваясь перечисленным) нагнетательные насосы или любое другое устройство, описанное в патентах US 5744024 и 5840177. В контексте газообразных углеводородных флюидов газ может быть пропущен через абсорбционную башню, содержащую удаляющую примеси композицию.
По меньшей мере в одном воплощении изобретения углеводородный флюид находится в жидком состоянии. По меньшей мере в одном воплощении изобретения углеводородный флюид находится в газообразном состоянии.
ПРИМЕРЫ
Вышеизложенное можно лучше понять с помощью следующего примера, который представлен для иллюстрации и не предназначен для ограничения объема изобретения.
Образцы сернистых углеводородных потоков (нефтяные топлива) были протестированы для определения эффективности триазина в сочетании с промотором по сравнению с триазином без промотора. Образцы были обработаны для сравнения различными количествами метилтриазинового поглотителя, метилтриазинового поглотителя с промотором, и были записаны количества остаточного H2S для различных образцов. В таблице 1 сравнивают композицию по настоящему изобретению при различных концентрациях, в таблице 2 сравнивают промотированный поглотитель с непромотированным поглотителем, а в таблице 3 сравнивают метилтриазин с промотором и без промотора с течением времени.
Таблица 1
Сравнение промотора при трех различных концентрациях в вакуумном газойле в течение 2 часов при 60°C
№ образца Обработка Кол-во, ppm H2S, ppm Процент уменьшения Соотношение
необработанный 0 200 0
1 метилтриазин +2,5% нитроксида 60 100 50 0,3
2 метилтриазин +5% нитроксида 60 120 40 0,3
3 метилтриазин +10% нитроксида 60 130 35 0,3
Таблица 2
Сравнение промотированного и непромотированного триазина, в керосине в течение 2 часов
№ образца Обработка Кол-во, ppm H2S, ppm Процент уменьшения Соотношение
необработанный 0 1300
1 метилтриазин +5% четвертичного аммония 260 70 95 0,2
2 метилтриазин +5% нитроксида 260 90 93 0,2
3 метилтриазин 260 120 91 0,2
необработанный 0 950
1 метилтриазин +5% четвертичного аммония 284 30 97 0,3
2 метилтриазин +5% нитроксида 284 70 93 0,3
3 метилтриазин 284 80 92 0,3
Таблица 3
Сравнение алкилтриазина с промотором и без промотора с течением времени в керосине
№ образца Обработка Кол-во, ppm H2S, ppm Процент уменьшения Соотношение Время, мин
необработанный 0 1200 0 0
1 метилтриазин + нитроксид 400 300 75 0,3 15
2 метилтриазин + нитроксид 400 200 83 0,3 30
3 метилтриазин + нитроксид 400 85 93 0,3 60
4 метилтриазин + нитроксид 400 75 94 0,3 90
5 метилтриазин + нитроксид 400 75 94 0,3 120
необработанный 0 600 0
1 метилтриазин 200 250 58 0,3 15
2 метилтриазин 200 230 62 0,3 30
3 метилтриазин 200 110 82 0,3 60
4 метилтриазин 200 60 90 0,3 90
5 метилтриазин 200 70 88 0,3 120
Количество сероводорода, находящегося в паровоздушном пространстве, было определено в соответствии с методикой ASTM D5705-03. Методика испытаний была изменена для таблиц 2 и 3: испытания проводили в керосине при комнатной температуре, которая составляла приблизительно 22°C вместо 60°C.
Эти данные показывают, что в присутствии нитроксида метилтриазиновый поглотитель снижает содержание H2S быстрее, чем метилтриазин без промотора.
Хотя настоящее изобретение может быть реализовано во многих различных формах, здесь показаны на чертежах и подробно описаны конкретные предпочтительные воплощения изобретения. Настоящее описание изобретения является иллюстративным примером принципов изобретения и не предназначено для ограничения изобретения конкретными проиллюстрированными воплощениями. Все патенты, патентные заявки, научные статьи и любые другие цитируемые материалы, упомянутые здесь, включены путем ссылки во всей их полноте. Кроме того, изобретение охватывает любые возможные сочетания некоторых или всех различных воплощений, описанных здесь и включенных в данный документ.
Приведенное выше описание изобретения следует рассматривать как иллюстративное, а не исчерпывающее. Настоящее описание предполагает много вариантов и альтернатив для специалиста в данной области техники. Все эти альтернативы и варианты следует считать включенными в объем формулы изобретения, где термин "включающий" означает "включающий, но не ограничивающийся перечисленным". Специалисты в данной области техники могут обнаружить другие эквиваленты описанных здесь конкретных воплощений; подразумевается, что эти эквиваленты также попадают в объем формулы изобретения.
Следует понимать, что все диапазоны и параметры, приведенные в настоящем описании, включают любые и все поддиапазоны, находящиеся в их пределах, и каждое число между предельными значениями. Например, следует считать, что установленный диапазон "от 1 до 10" включает любые и все поддиапазоны между (и включительно) минимальным значением 1 и максимальным значением 10, т.е. все поддиапазоны, начинающиеся с минимального значения 1 или более (например, от 1 до 6,1) и заканчивающиеся максимальным значением 10 или менее (например, от 2,3 до 9,4, от 3 до 8, от 4 до 7) и, наконец, все числа 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 и 10, содержащиеся в пределах данного диапазона.
Этим завершается описание предпочтительных и альтернативных воплощений изобретения. Специалисты в данной области техники могут предложить другие эквиваленты описанным здесь конкретным воплощениям; подразумевается, что эти эквиваленты также попадают в объем прилагаемой формулы изобретения.

Claims (3)

1. Способ уменьшения количества сероводорода в углеводородном флюиде, включающий приведение флюида в контакт с эффективным количеством композиции, включающей поглотитель сульфидов, представляющий собой алкилтриазин, соответствующий формуле:
Figure 00000003

где R1, R2, R3 представляют собой алкильные группы, такие как метил, этил, пропил, изопропил, трет-бутил и т.д.,
и нитроксидный промотор, где количество нитроксидного промотора составляет 1-25%.
2. Способ по п. 1, где углеводородный флюид представляет собой жидкость.
3. Способ по п. 1, в котором галогениды не добавляют к углеводородному флюиду.
RU2013102415/04A 2010-07-14 2011-07-13 Улучшенный способ удаления сероводорода RU2562610C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/835,805 US20120012506A1 (en) 2010-07-14 2010-07-14 Method of removing hydrogen sulfide
US12/835,805 2010-07-14
PCT/US2011/043780 WO2012009391A2 (en) 2010-07-14 2011-07-13 Improved method of removing hydrogen sulfide

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2013102415A RU2013102415A (ru) 2014-08-20
RU2562610C2 true RU2562610C2 (ru) 2015-09-10

Family

ID=45466087

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013102415/04A RU2562610C2 (ru) 2010-07-14 2011-07-13 Улучшенный способ удаления сероводорода

Country Status (12)

Country Link
US (1) US20120012506A1 (ru)
EP (1) EP2593534A4 (ru)
JP (1) JP5815699B2 (ru)
KR (1) KR20130047738A (ru)
CN (1) CN103003395A (ru)
AR (1) AR082847A1 (ru)
BR (1) BR112013000887A2 (ru)
CA (1) CA2805402C (ru)
MX (1) MX2013000511A (ru)
RU (1) RU2562610C2 (ru)
SG (1) SG187080A1 (ru)
WO (1) WO2012009391A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2732571C2 (ru) * 2016-06-28 2020-09-21 Курарей Ко., Лтд. Композиция для удаления серосодержащего соединения

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9663390B2 (en) 2013-05-10 2017-05-30 Ecolab Usa Inc. Reduction of hydrogen sulfide and/or malodor gassing from water via the addition of peroxyacetic acid/hydrogen peroxide product
CN105056710B (zh) * 2015-08-21 2017-05-24 胜利油田胜利化工有限责任公司 一种用于脱除油气中硫化氢的液体吸收剂
CN107502329B (zh) * 2016-06-14 2020-07-10 中国石油大学(华东) 一种清除稠油热采中伴生硫化氢气体的消除剂
US10544282B2 (en) * 2016-12-08 2020-01-28 Ecolab Usa Inc. Hydrogen sulfide scavengers for polymer treated asphalt
WO2024091459A1 (en) * 2022-10-24 2024-05-02 Cameron International Corporation Sulfonyl azide composition for sulfur scavenging in oilfield operations

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2290542A (en) * 1994-06-23 1996-01-03 Exxon Chemical Patents Inc Preparation of hexhydrotriazine compounds and their use in removing hydrogen sulphide from hydrocarbon fluids
RU2080909C1 (ru) * 1988-12-23 1997-06-10 Петролите Холдингз, Инк. Способ селективного снижения содержания сероводорода и/или органических сульфидов в газообразных и/или жидкостных потоках
US5980733A (en) * 1994-04-15 1999-11-09 United Laboratories International Method of removing sulfur compounds from hydrocarbon streams
US20050238556A1 (en) * 2004-04-21 2005-10-27 Pakulski Marek K Method of scavenging hydrogen sulfide and/or mercaptans from fluid and gas streams
WO2009127604A2 (en) * 2008-04-18 2009-10-22 M-I Swaco Norge As Methods of predicting / optimizing hydrogen sulfide scavenging capacity and reduction of scale formation

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5128049A (en) * 1991-01-22 1992-07-07 Gatlin Larry W Hydrogen sulfide removal process
US5354453A (en) * 1993-04-13 1994-10-11 Exxon Chemical Patents Inc. Removal of H2 S hydrocarbon liquid
US5744024A (en) * 1995-10-12 1998-04-28 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon
US5922794A (en) * 1997-03-26 1999-07-13 General Electric Company Compositions stabilized with tertiary amine oxides
EP1065262A1 (en) * 1999-06-29 2001-01-03 The Procter & Gamble Company Bleaching compositions
CA2520720A1 (en) * 2003-03-31 2004-10-14 Ciba Specialty Chemicals Holding Inc. Diesel fuel composition and a method to improve filterability of diesel fuel
EP2267098A1 (en) * 2009-06-26 2010-12-29 M-i Swaco Norge As Scavenger compositons and their use

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2080909C1 (ru) * 1988-12-23 1997-06-10 Петролите Холдингз, Инк. Способ селективного снижения содержания сероводорода и/или органических сульфидов в газообразных и/или жидкостных потоках
US5980733A (en) * 1994-04-15 1999-11-09 United Laboratories International Method of removing sulfur compounds from hydrocarbon streams
GB2290542A (en) * 1994-06-23 1996-01-03 Exxon Chemical Patents Inc Preparation of hexhydrotriazine compounds and their use in removing hydrogen sulphide from hydrocarbon fluids
US20050238556A1 (en) * 2004-04-21 2005-10-27 Pakulski Marek K Method of scavenging hydrogen sulfide and/or mercaptans from fluid and gas streams
WO2009127604A2 (en) * 2008-04-18 2009-10-22 M-I Swaco Norge As Methods of predicting / optimizing hydrogen sulfide scavenging capacity and reduction of scale formation

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2732571C2 (ru) * 2016-06-28 2020-09-21 Курарей Ко., Лтд. Композиция для удаления серосодержащего соединения
US11291947B2 (en) 2016-06-28 2022-04-05 Kuraray Co., Ltd. Composition for removing sulfur-containing compound

Also Published As

Publication number Publication date
WO2012009391A3 (en) 2012-05-10
WO2012009391A2 (en) 2012-01-19
CN103003395A (zh) 2013-03-27
AR082847A1 (es) 2013-01-16
CA2805402C (en) 2018-03-13
JP5815699B2 (ja) 2015-11-17
MX2013000511A (es) 2013-02-27
BR112013000887A2 (pt) 2016-05-17
CA2805402A1 (en) 2012-01-19
JP2013532735A (ja) 2013-08-19
EP2593534A2 (en) 2013-05-22
SG187080A1 (en) 2013-03-28
US20120012506A1 (en) 2012-01-19
EP2593534A4 (en) 2014-04-23
KR20130047738A (ko) 2013-05-08
RU2013102415A (ru) 2014-08-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2563633C2 (ru) Использование простых альфа-аминоэфиров для удаления сероводорода из углеводородов
RU2562610C2 (ru) Улучшенный способ удаления сероводорода
AU2018202812B2 (en) Process, method, and system for removing heavy metals from fluids
CA2818492C (en) Additive composition and method for scavenging hydrogen sulfide in hydrocarbon streams
AU2010245644B2 (en) Method of scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbon stream
WO2018218641A1 (en) Method of mitigation of tramp amines in application of h2s scavengers
US11053447B2 (en) Chemical process for sulfur reduction of hydrocarbons
MX2010011021A (es) Remocion rapida de mercaptanos de los hidrocarburos.
RU2453582C1 (ru) Комплексный реагент для очистки жидких и газообразных сред от сероводорода и меркаптанов со свойствами дезинфицирующего средства
WO2005097300A1 (en) Removal of mercaptans and related compounds form hydrocarbons
US20210395618A1 (en) Hydrogen sulphide and mercaptans scavenging compositions