RU2302523C1 - Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage - Google Patents
Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2302523C1 RU2302523C1 RU2005133545/04A RU2005133545A RU2302523C1 RU 2302523 C1 RU2302523 C1 RU 2302523C1 RU 2005133545/04 A RU2005133545/04 A RU 2005133545/04A RU 2005133545 A RU2005133545 A RU 2005133545A RU 2302523 C1 RU2302523 C1 RU 2302523C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrogen sulfide
- oil
- carbonate
- neutralizer
- neutralizing agent
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности для очистки сернистых нефтей, газоконденсатов, нефтепродуктов, попутных нефтяных и природных газов от сероводорода и легких меркаптанов.The invention relates to the field of neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans in hydrocarbon media with chemical reagents, neutralizers and can be used in the oil and gas extraction, oil and gas refining and petrochemical industries for the purification of sulfur oils, gas condensates, oil products, associated petroleum and natural gases from hydrogen sulfide and light mercaptans.
Известны способы очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода путем обработки их органическими реагентами-нейтрализаторами, в частности ангидридами, галоидоангидридами, амидами карбоновых кислот, феноксидами, изоцианатами, диизоцианатами, азодикарбоксилатами, фумаронитрилом, диаминометаном, иминосоединениями, полиамидинами и др. (пат. Великобритании №№2185994, 2185995, 2186590, пат. США №№4909925, 5074991, 5169411, 5223127, 5266185 и др.).Known methods for purifying oil and oil products from hydrogen sulfide by treating them with organic neutralizing agents, in particular anhydrides, halides, carboxylic amides, phenoxides, isocyanates, diisocyanates, azodicarboxylates, fumaronitrile, diaminomethane, imino compounds, polyamidines and the United Kingdom. 2185994, 2185995, 2186590, U.S. Patent No. 4909925, 5074991, 5169411, 5223127, 5266185, etc.).
Основными недостатками известных способов, препятствующими их широкому применению в промышленности, являются высокая стоимость и большой расход применяемых реагентов-нейтрализаторов. Кроме того, известные реагенты в большинстве случаев не обеспечивают эффективную очистку углеводородного сырья одновременно от сероводорода и меркаптанов.The main disadvantages of the known methods that prevent their widespread use in industry are the high cost and high consumption of the used reagent neutralizers. In addition, known reagents in most cases do not provide for the effective purification of hydrocarbon feedstocks from hydrogen sulfide and mercaptans simultaneously.
Известен способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и/или меркаптанов путем обработки исходного сырья эффективным количеством органического реагента, являющегося ионом четвертичной соли аммония и получаемого эпоксидированием третичного органического амина оксидом алкилена, предпочтительно этилена или пропилена. При этом обработку сырья эффективным количеством реагента-нейтрализатора предпочтительно проводят при температуре 100-400°F (пат. США №5344555, C10G 29/20, 1994 г.).A known method of purification of oil and oil products from hydrogen sulfide and / or mercaptans by treating the feedstock with an effective amount of an organic reagent, which is a quaternary ammonium ion and obtained by epoxidation of a tertiary organic amine with alkylene oxide, preferably ethylene or propylene. In this case, the processing of raw materials with an effective amount of a neutralizing agent is preferably carried out at a temperature of 100-400 ° F (US Pat. No. 5344555, C10G 29/20, 1994).
Недостатками указанного способа являются высокая стоимость применяемого реагента-нейтрализатора и значительные энергозатраты из-за необходимости проведения процесса при повышенных температурах. Кроме того, применяемый реагент не обладает селективностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам (реагирует с содержащимися в сырье водой, нефтяными кислотами и др.), что приводит к неоправданно высокому его расходу и удорожанию процесса очистки в целом.The disadvantages of this method are the high cost of the used reagent-neutralizer and significant energy consumption due to the need for the process at elevated temperatures. In addition, the reagent used does not have selectivity with respect to hydrogen sulfide and light mercaptans (reacts with water, oil acids, etc. contained in the raw materials), which leads to its unreasonably high consumption and the cost of the cleaning process as a whole.
Известен также способ очистки жидких и газообразных углеводородов (нефти, нефтепродуктов и нефтяных газов) от сероводорода путем обработки исходного сырья органическим реагентом-нейтрализатором, представляющим собой продукт взаимодействия алкиленполиамина, преимущественно диэтилентриамина, с формальдегидом (формалином) в мольном соотношении полиамин: формальдегид 1:1-14, предпочтительно 1:1-3 (пат. США №5284576, C10G 29/20, 1994 г.).There is also a method of purifying liquid and gaseous hydrocarbons (oil, oil products and oil gases) from hydrogen sulfide by treating the feedstock with an organic neutralizing agent, which is the product of the interaction of alkylene polyamine, mainly diethylene triamine, with formaldehyde (formalin) in a molar ratio of polyamine: formaldehyde 1: 1 -14, preferably 1: 1-3 (US Pat. US No. 5284576, C10G 29/20, 1994).
Однако применяемый нейтрализатор является дорогостоящим продуктом, обладает низкой реакционной способностью по отношению к меркаптанам, и поэтому указанный способ не обеспечивает эффективную очистку углеводородов от меркаптанов. Кроме того, применяемый нейтрализатор обладает высокой вспениваемостью и, следовательно, он малопригоден для сероочистки газов.However, the used catalyst is an expensive product, has a low reactivity with respect to mercaptans, and therefore this method does not provide an effective purification of hydrocarbons from mercaptans. In addition, the used catalyst has high foaming and, therefore, it is unsuitable for desulfurization of gases.
Известно применение для нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине (в продукции нефтяных скважин) нейтрализующей жидкостью, содержащей полиглицерины - продукты отходов производства глицерина и водный раствор хлористого натрия при следующем соотношении компонентов, об.%: полиглицерины 60-90%, водный раствор хлористого натрия 10-40% (пат. РФ №2136864, Е21В 43/22, 37/06, 1999 г.).Known for the use of neutralizing hydrogen sulfide in an oil well (in the production of oil wells) with a neutralizing liquid containing polyglycerols - waste products of glycerol production and an aqueous solution of sodium chloride in the following ratio of components, vol.%: Polyglycerols 60-90%, aqueous solution of sodium chloride 10- 40% (Pat. RF No. 2136864, ЕВВ 43/22, 37/06, 1999).
Однако указанная нейтрализующая жидкость обладает недостаточно высокой поглощающей способностью по отношению к сероводороду и меркаптанам, в результате чего требуется закачка в скважину значительных объемов нейтрализатора, что приводит к увеличению материальных затрат на проведение процесса в целом.However, the specified neutralizing liquid does not have a sufficiently high absorption capacity with respect to hydrogen sulfide and mercaptans, as a result of which significant volumes of the neutralizer are required to be pumped into the well, which leads to an increase in material costs for carrying out the process as a whole.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ очистки нефти и нефтепродуктов от сероводорода и меркаптанов путем обработки исходного сырья эффективным количеством гексаметилентетрамина (ГМТА) при температуре 100-350°F. При этом эффективное количество ГМТА прямо пропорционально содержанию сероводорода и меркаптанов в обрабатываемом сырье и составляет от 10 до 100000 ppm. В преимущественном варианте осуществления способа применяемый нейтрализатор представляет собой около 40%-ный водный раствор ГМТА (пат. США №5213680, C10G 29/20, 1993 г.).Closest to the proposed invention is a method of purification of oil and oil products from hydrogen sulfide and mercaptans by treating the feedstock with an effective amount of hexamethylenetetramine (HMTA) at a temperature of 100-350 ° F. Moreover, the effective amount of HMTA is directly proportional to the content of hydrogen sulfide and mercaptans in the processed raw materials and ranges from 10 to 100,000 ppm. In an advantageous embodiment of the method, the used catalyst is about 40% aqueous solution of HMTA (US Pat. US No. 5213680, C10G 29/20, 1993).
В указанном способе применяется доступный и сравнительно недорогой реагент-нейтрализатор. Однако применяемый водный раствор ГМТА обладает невысокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам, в результате чего требуется проведение процесса при повышенных температурах (выше 80-100°С) и высоком расходе нейтрализатора (до 100 тыс. ppm). Это приводит к значительным энергозатратам на нагрев исходного сырья и снижению эффективности процесса в целом. Кроме того, известный нейтрализатор недостаточно технологичен для практического применения в промысловых условиях в зимнее время из-за сравнительно высокой температуры его застывания (минус 15°С). Эти недостатки препятствуют промышленному применению водных растворов ГМТА в качестве реагента-нейтрализатора для промысловой очистки сернистых нефтей и газов от сероводорода и легких меркаптанов.In this method, an affordable and relatively inexpensive neutralizing agent is used. However, the used aqueous solution of HMTA has a low reactivity with respect to hydrogen sulfide and light mercaptans, which requires the process to be carried out at elevated temperatures (above 80-100 ° C) and a high consumption of a catalyst (up to 100 thousand ppm). This leads to significant energy consumption for heating the feedstock and reduce the efficiency of the process as a whole. In addition, the known catalyst is not technologically advanced for practical use in field conditions in the winter due to the relatively high pour point (minus 15 ° C). These disadvantages impede the industrial use of aqueous solutions of HMTA as a neutralizing agent for the field purification of sulfur oils and gases from hydrogen sulfide and light mercaptans.
В основу настоящего изобретения положена задача создания на основе гексаметилентетрамина состава нейтрализатора, обладающего технологичностью (низкой температурой застывания) и высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам и обеспечивающего эффективную их нейтрализацию как при обычных, так и повышенных температурах. Другой задачей изобретения является повышение степени очистки углеводородного сырья от сероводорода и легких меркаптанов.The present invention is based on the task of creating, on the basis of hexamethylenetetramine, a neutralizer composition having processability (low pour point) and high reactivity with respect to hydrogen sulfide and light mercaptans and ensuring their effective neutralization both at ordinary and elevated temperatures. Another objective of the invention is to increase the degree of purification of hydrocarbons from hydrogen sulfide and light mercaptans.
Поставленная задача решается тем, что химический реагент-нейтрализатор сероводорода и легких меркаптанов, включающий гексаметилентетрамин и растворитель, в качестве растворителя содержит третичный аминоспирт и дополнительно содержит около 37%-ный раствор формальдегида - формалин и гидроксид и/или карбонат щелочного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the chemical reagent neutralizer of hydrogen sulfide and light mercaptans, including hexamethylenetetramine and a solvent, contains a tertiary amino alcohol as a solvent and additionally contains about 37% formaldehyde solution - formalin and alkali metal hydroxide and / or carbonate in the following ratio of components , wt.%:
В другом варианте изобретения нейтрализатор сероводорода и легких меркаптанов, включающий гексаметилентетрамин, третичный аминоспирт, формалин и гидроксид и/или карбонат щелочного металла, дополнительно содержит бактерицидный препарат, обладающий бактерицидным действием по отношению к сульфатвосстанавливающим бактериям (СВБ), при следующем соотношении компонентов, мас.%:In another embodiment of the invention, a neutralizer of hydrogen sulfide and light mercaptans, including hexamethylenetetramine, tertiary amino alcohol, formalin and hydroxide and / or alkali metal carbonate, further comprises a bactericidal preparation that has a bactericidal effect against sulfate-reducing bacteria (SBA), in the following ratio, wt. %:
В качестве третичного аминоспирта предлагаемый нейтрализатор преимущественно содержит триэтаноламин и/или метилдиэтаноламин, а в качестве гидроксида, карбоната щелочного металла - гидроксид, карбонат или бикарбонат натрия. В качестве бактерицида нейтрализатор преимущественно содержит бактерицидный препарат марки «Бакцид» на основе тримера этаноламина и/или «Сонцид» на основе 1,3-оксазолидина.As a tertiary amino alcohol, the proposed catalyst mainly contains triethanolamine and / or methyldiethanolamine, and as hydroxide, alkali metal carbonate - hydroxide, sodium carbonate or bicarbonate. As a bactericide, the neutralizer mainly contains a bactericidal preparation of the brand “Bacid” based on the ethanolamine trimer and / or “Soncid” based on 1,3-oxazolidine.
Поставленная задача повышения степени очистки жидких и газообразных углеводородов от сероводорода и легких меркаптанов решается путем обработки исходного сырья - нефти, нефтепродуктов и углеводородных газов нейтрализатором вышеуказанного состава(ов), взятым из расчета не менее 3 г на 1 г нейтрализуемых сероводорода и/или легких меркаптанов, предпочтительно не менее 5 г/г. При этом обработку исходного сырья проводят при температуре 10-90°С, предпочтительно при 20-60°С, и атмосферном или повышенном давлении.The task of increasing the degree of purification of liquid and gaseous hydrocarbons from hydrogen sulfide and light mercaptans is solved by treating the feedstock - oil, oil products and hydrocarbon gases with a neutralizer of the above composition (s), taken from the calculation of at least 3 g per 1 g of neutralizable hydrogen sulfide and / or light mercaptans preferably at least 5 g / g. While processing the feedstock is carried out at a temperature of 10-90 ° C, preferably at 20-60 ° C, and atmospheric or elevated pressure.
Предлагаемые композиции в обычных условиях представляют собой однородную подвижную жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета плотностью в пределах 1,0-1,20 г/см3 и величиной показателя рН от 7,5 до 12 (в зависимости от содержания щелочного агента). Данное техническое решение позволяет получить по существу новую, более эффективную и всесезонную товарную форму реагента-нейтрализатора с температурой застывания минус 30-40°С и ниже, пригодную для применения в промысловых условиях на нефтегазодобывающих предприятиях в регионах с суровыми климатическими условиями, причем в качестве реагента комплексного действия - нейтрализатора сероводорода, легких меркаптанов, бактерицида и ингибитора коррозии в сероводородсодержащих средах.The proposed composition under normal conditions is a homogeneous mobile liquid from light yellow to dark brown in density with a density in the range of 1.0-1.20 g / cm 3 and a pH value of from 7.5 to 12 (depending on the content of alkaline agent ) This technical solution allows you to get essentially a new, more effective and all-season commodity form of a neutralizing agent with a pour point of minus 30-40 ° C and below, suitable for use in field conditions at oil and gas enterprises in regions with severe climatic conditions, and as a reagent complex action - a converter of hydrogen sulfide, light mercaptans, a bactericide and a corrosion inhibitor in hydrogen sulfide-containing environments.
В качестве исходного сырья для приготовления нейтрализатора преимущественно используют товарные гексаметилентетрамин (уротропин по ГОСТ 1381), формалин (по ГОСТ 1625 или ТУ 38.602-09-43-92), триэтаноламин (по ТУ 6-02-916-79), гидроксид натрия (едкий натр по ГОСТ 2263 или ГОСТ 11078) и бактерицидный препарат марки «Бакцид» (по ТУ 2484-010-05744685-96) или «Сонцид» (по ТУ 2458-012-00151816- 99). Бактерицид марки «Бакцид», содержащий тример на основе этаноламина общей формулы С9Н21N3О3, представляет собой жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета плотностью 1,10-1,20 г/см, показателем преломления 1,460-1,490 и рН водного раствора 9,5-10,5, и применяется в качестве бактериостатика длительного действия для защиты от микробного поражения водных растворов и эмульсий органических веществ, смазочно-охлаждающих жидкостей для обработки металлов (пат. РФ №2190008, С10М 173/02, 2002 г. и др.). Бактерицид марки «Сонцид» на основе 1,3-оксазолидина представляет собой подвижную жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета плотностью 1,00-1,08 г/см, показателем рН водного раствора 8,0-9,6, температурой застывания минус 30 - 40°С и содержанием общего азота 3,5-3,9 и применяется в нефтяной промышленности в составе защитных технологических жидкостей для подавления сульфатредуцирующей микрофлоры пластовых вод (пат. РФ №2166064, Е21В 41/02, 2001 г. и др.).Commodity hexamethylenetetramine (urotropin according to GOST 1381), formalin (according to GOST 1625 or TU 38.602-09-43-92), triethanolamine (according to TU 6-02-916-79), sodium hydroxide ( caustic soda according to GOST 2263 or GOST 11078) and a bactericidal preparation of the brand "Baktsid" (according to TU 2484-010-05744685-96) or "Sontsid" (according to TU 2458-012-00151816- 99). A bactericide of the brand "Bactic" containing a trimer based on ethanolamine of the general formula C 9 H 21 N 3 O 3 is a liquid from light yellow to light brown in color with a density of 1.10-1.20 g / cm, refractive index 1,460- 1.490 and an aqueous solution pH of 9.5-10.5, and is used as a long-term bacteriostatic to protect against microbial damage of aqueous solutions and emulsions of organic substances, cutting fluids for metal processing (US Pat. RF No. 2190008, C10M 173/02 , 2002, etc.). The bactericide of the brand "Soncid" based on 1,3-oxazolidine is a mobile liquid from light yellow to dark brown in density of 1.00-1.08 g / cm, pH of an aqueous solution of 8.0-9.6, temperature solidification minus 30 - 40 ° C and a total nitrogen content of 3.5-3.9 and is used in the oil industry as part of protective process fluids to suppress sulfate-reducing microflora of formation waters (US Pat. RF No. 2166064, ЕВВ 41/02, 2001, and other).
Указанные виды исходного сырья производятся в промышленных масштабах и являются доступными продуктами, т.е. с точки зрения обеспеченности исходным сырьем предлагаемый нейтрализатор является промышленно применимым. Следует указать, что в качестве третичного аминоспирта могут быть использованы также метилдиэтаноламин и диметилэтаноламин, однако в настоящее время они являются сравнительно дорогостоящими продуктами и их использование приведет к удорожанию предлагаемого нейтрализатора. Следует также указать, что в качестве бактерицида предлагаемый нейтрализатор может содержать и другие известные бактерицидные препараты, обладающие эффективным бактерицидным действием по отношению к СВБ, в частности бактерицид марки «Сульфан» по ТУ 2458-003-42147065-ОП-99, а также аминоэфиры общей формулы (R-)n N(-CH2-О-R')m, где R и R'-алкил, изоалкил, алкенил; n=1 или 2, m=3-n (ж. «Нефтепереработка и нефтехимия», №10, 2000 г., с.36-38 и №1, 2002 г., с.40-42). Однако в настоящее время они в промышленном масштабе не производятся, поэтому не могут быть рекомендованы к промышленному использованию.These types of feedstock are produced on an industrial scale and are affordable products, i.e. from the point of view of the availability of raw materials, the proposed Converter is industrially applicable. It should be noted that methyldiethanolamine and dimethylethanolamine can also be used as a tertiary amino alcohol, however, at present they are relatively expensive products and their use will increase the cost of the proposed neutralizer. It should also be noted that, as a bactericide, the proposed neutralizer may contain other well-known bactericidal preparations that have an effective bactericidal effect against SVB, in particular, Sulfan brand bactericide according to TU 2458-003-42147065-OP-99, as well as common amino esters formulas (R-) n N (-CH 2 -O-R ') m , where R and R'-alkyl, isoalkyl, alkenyl; n = 1 or 2, m = 3-n (J. "Oil Refining and Petrochemicals", No. 10, 2000, p. 36-38 and No. 1, 2002, p. 40-42). However, at present they are not produced on an industrial scale, therefore, they cannot be recommended for industrial use.
Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике в данной области нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и наличию свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям «новизна» и «изобретательский уровень».An analysis of the known technical solutions selected in the search process showed that in science and technology in this area there is no object similar in terms of the claimed combination of features and the presence of properties, which allows us to conclude that its criteria are “novelty” and “inventive step”.
Для доказательства соответствия заявленного объекта критерию «промышленная применимость» ниже приведены конкретные примеры приготовления нейтрализатора (примеры 1-6) и способов его использования для очистки жидких и газообразных углеводородов от сероводорода и легких меркаптанов (примеры 7-13), а также для подавления роста СВБ и ингибирования сероводородной коррозии (примеры 14 и 15).To prove the compliance of the claimed object with the criterion of "industrial applicability" below are specific examples of the preparation of a neutralizer (examples 1-6) and methods of its use for cleaning liquid and gaseous hydrocarbons from hydrogen sulfide and light mercaptans (examples 7-13), as well as to suppress the growth of SSC and inhibition of hydrogen sulfide corrosion (examples 14 and 15).
Пример 1. В емкость, снабженную механической мешалкой, загружают 49 г триэтаноламина (ТЭА) и при перемешивании порциями вводят 35 г формалина и 1 г гидроксида натрия, а затем 15 г твердого гексаметилентетрамина (ГМТА). Смесь перемешивают до полного растворения ГМТА и получения однородного продукта.Example 1. In a vessel equipped with a mechanical stirrer, 49 g of triethanolamine (TEA) was charged and 35 g of formalin and 1 g of sodium hydroxide were added portionwise, followed by 15 g of solid hexamethylenetetramine (HMTA). The mixture is stirred until complete dissolution of the HMTA and obtain a homogeneous product.
Пример 2. К 51,9 г метилдиэтаноламина (МДЭА) при перемешивании вводят 33 г формалина и 0,1 г карбоната натрия, а затем 15 г ГМТА. Смесь перемешивают до полного растворения ГМТА и получения однородного продукта.Example 2. To 51.9 g of methyldiethanolamine (MDEA), 33 g of formalin and 0.1 g of sodium carbonate are added with stirring, followed by 15 g of HMTA. The mixture is stirred until complete dissolution of the HMTA and obtain a homogeneous product.
Пример 3. К 54 г формалина при перемешивании вводят 1 г гидроксида натрия и 13 г ТЭА, а затем 22 г ГМТА. Смесь перемешивают до полного растворения ГМТА, и затем добавляют 10 г бактерицидного препарата «Бакцид» по ТУ 2484-010-05744685-96 и смесь дополнительно перемешивают до получения однородного продукта.Example 3. To 54 g of formalin, 1 g of sodium hydroxide and 13 g of TEA are added with stirring, followed by 22 g of HMTA. The mixture is stirred until complete dissolution of the HMTA, and then 10 g of the bactericidal preparation “Baktsid” according to TU 2484-010-05744685-96 is added and the mixture is further mixed until a homogeneous product is obtained.
Пример 4. К 58 г формалина при перемешивании вводят 1 г гидроксида натрия и 16 г ТЭА, а затем 20 г ГМТА. Смесь перемешивают до полного растворения ГМТА, и затем добавляют 5 г бактерицидного препарата "Сонцид" по ТУ 2458-012-00151816-99 и смесь дополнительно перемешивают до получения однородного продукта.Example 4. To 58 g of formalin, 1 g of sodium hydroxide and 16 g of TEA are added with stirring, followed by 20 g of HMTA. The mixture is stirred until complete dissolution of the HMTA, and then 5 g of the bactericidal preparation “Soncid” are added according to TU 2458-012-00151816-99 and the mixture is further mixed until a homogeneous product is obtained.
Пример 5. К 45 г формалина при перемешивании вводят 18 г ТЭА и 2 г гидроксида натрия, а затем - 5 г ГМТА. Смесь перемешивают до полного растворения ГМТА, и затем добавляют 30 г бактерицидного препарата "Бакцид" и смесь дополнительно перемешивают до получения однородного продукта.Example 5. To 45 g of formalin, 18 g of TEA and 2 g of sodium hydroxide are added with stirring, and then 5 g of HMTA. The mixture is stirred until complete dissolution of the HMTA, and then 30 g of the bactericidal preparation "Bactid" is added and the mixture is further mixed until a homogeneous product is obtained.
Пример 6. К 40 г формалина при перемешивании вводят 0,1 г ГМТА и 3 г гидроксида натрия, порциями добавляют 35 г бактерицидного препарата «Бакцид», а затем 21,9 г ТЭА и смесь дополнительно перемешивают до получения однородного продукта. Компонентный состав нейтрализаторов, полученных по примерам 1-6, приведен в таблице.Example 6. To 40 g of formalin, 0.1 g of HMTA and 3 g of sodium hydroxide are added with stirring, 35 g of the bactericidal preparation Bacticide are added in portions, then 21.9 g of TEA and the mixture is further mixed until a homogeneous product is obtained. The component composition of the neutralizers obtained in examples 1-6 are shown in the table.
Полученные композиции испытывают на температуру застывания по стандартной методике ГОСТ 20287. Результаты испытаний представлены в таблице. Здесь же для сравнения приведен результат испытания на температуру застывания нейтрализатора по прототипу (40%-го водного раствора ГМТА).The resulting compositions are tested for pour point according to the standard method GOST 20287. The test results are presented in the table. Here, for comparison, the test result for the pour point of the neutralizer according to the prototype (40% aqueous solution of HMTA) is given.
Полученные композиции в нормальных условиях представляют собой однородные подвижные жидкости от светло-желтого до коричневого цвета с характерным запахом формальдегида, плотностью 1,01-1,15 г/см3 и температурой застывания ниже минус 30°С.The resulting compositions under normal conditions are homogeneous mobile liquids from light yellow to brown in color with a characteristic odor of formaldehyde, density 1.01-1.15 g / cm 3 and pour point below minus 30 ° C.
Пример 7. Использование нейтрализатора по примеру 1 для нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти. В термостатированную реакционную колбу с мешалкой вводят 0,2 г нейтрализатора по примеру 1, затем загружают 100 мл (92 г) высокосернистой карбоновой нефти, содержащей 0,025 мас.% (250 ppm) сероводорода и 0,082 мас.% меркаптановой серы, в т.ч. 0,011 мас.% (110 ppm) легких метил-, этилмеркаптанов. Массовое соотношение нейтрализатор: сероводород + метил-, этилмеркаптаны в реакционной смеси составляет 6:1, т.е. удельный расход нейтрализатора (расходный коэффициент) составляет 6 г/г. Реакционную смесь перемешивают притемпературе 40°С в течение 3 ч и проводят количественный анализ нефти на содержание остаточных сероводорода и легких меркаптанов, и рассчитывают степень очистки нефти. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 100% и от легких метил-, этилмеркаптанов - 96%, т.е. предлагаемый нейтрализатор по примеру 1 обладает высокой реакционной способностью и при расходном коэффициенте 6 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов, что позволяет получить товарную нефть, соответствующую нормам ГОСТ Р 51858-2002 по содержанию сероводорода и метил-, этилмеркаптанов.Example 7. The use of the Converter according to example 1 to neutralize hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans in oil. 0.2 g of the catalyst of Example 1 is introduced into a thermostatic reaction flask with a stirrer, then 100 ml (92 g) of high sulfur carbon oil containing 0.025 wt.% (250 ppm) hydrogen sulfide and 0.082 wt.% Mercaptan sulfur, including . 0.011 wt.% (110 ppm) of light methyl, ethyl mercaptans. The mass ratio of the catalyst: hydrogen sulfide + methyl-, ethyl mercaptans in the reaction mixture is 6: 1, i.e. the specific consumption of the converter (consumption coefficient) is 6 g / g. The reaction mixture is stirred at a temperature of 40 ° C for 3 hours and a quantitative analysis of the oil for the content of residual hydrogen sulfide and light mercaptans is carried out, and the degree of oil purification is calculated. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 100% and from light methyl-, ethyl mercaptans - 96%, i.e. the proposed catalyst according to example 1 has a high reactivity and at a flow rate of 6 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans, which allows to obtain marketable oil that meets the standards of GOST R 51858-2002 on the content of hydrogen sulfide and methyl, ethyl mercaptans.
Пример 8. Испытание нейтрализатора по примеру 2 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 7, но при удельном расходе (расходном коэффициенте) нейтрализатора 5 г/г. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 100% и от легких метил-, этилмеркаптанов - 89%, т.е. нейтрализатор по примеру 2 при расходном коэффициенте 5 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 8. The test of the Converter according to example 2 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light methyl-, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 7, but with a specific consumption (flow coefficient) of the catalyst 5 g / g The degree of purification of oil from hydrogen sulfide is 100% and from light methyl, ethyl mercaptans - 89%, i.e. the Converter according to example 2 at a flow rate of 5 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans and allows you to get marketable oil in accordance with GOST R 51858.
Пример 9. Испытание нейтрализатора по примеру 3 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 7, но при комнатной температуре (22°С). Степень очистки нефти от сероводорода составляет 100% и от легких меркаптанов - 88%, т.е. нейтрализатор по примеру 3 при комнатной температуре и расходном коэффициенте 6 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 9. The test of the Converter according to example 3 on the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 7, but at room temperature (22 ° C). The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 100% and from light mercaptans - 88%, i.e. the Converter according to example 3 at room temperature and a flow rate of 6 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans and allows you to get marketable oil according to GOST R 51858.
Пример 10. Испытание нейтрализатора по примеру 4 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 7, но при температуре 22°С. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 100% и от легких меркаптанов - 87%, т.е. нейтрализатор по примеру 4 при комнатной температуре и расходном коэффициенте 6 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 10. The test of the Converter according to example 4 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 7, but at a temperature of 22 ° C. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 100% and from light mercaptans - 87%, i.e. the Converter according to example 4 at room temperature and a flow rate of 6 g / g provides effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans and allows you to get marketable oil according to GOST R 51858.
Пример 11. Испытание нейтрализатора по примеру 5 на эффективность нейтрализации сероводорода и легких метил-, этилмеркаптанов в нефти проводят аналогично и в условиях примера 7, но при температуре 60°С. Степень очистки нефти от сероводорода составляет 100% и от легких меркаптанов - 98%, т.е. нейтрализатор по примеру 5 при повышенной температуре и расходном коэффициенте 6 г/г обеспечивает эффективную нейтрализацию сероводорода и легких меркаптанов и позволяет получить товарную нефть по ГОСТ Р 51858.Example 11. The test of the Converter according to example 5 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide and light methyl, ethyl mercaptans in oil is carried out similarly and in the conditions of example 7, but at a temperature of 60 ° C. The degree of oil purification from hydrogen sulfide is 100% and from light mercaptans - 98%, i.e. the Converter according to example 5 at an elevated temperature and a flow rate of 6 g / g provides an effective neutralization of hydrogen sulfide and light mercaptans and allows to obtain marketable oil according to GOST R 51858.
Пример 12. Испытание нейтрализатора по примеру 6 на эффективность нейтрализации сероводорода в мазуте проводят аналогично и в условиях примера 7, но при температуре 70°С. Степень очистки мазута от сероводорода составляет 100%, т.е. предлагаемый нейтрализатор обеспечивает эффективную очистку нефтепродуктов (мазута) от сероводорода.Example 12. The test of the Converter according to example 6 for the effectiveness of the neutralization of hydrogen sulfide in fuel oil is carried out similarly and in the conditions of example 7, but at a temperature of 70 ° C. The degree of purification of fuel oil from hydrogen sulfide is 100%, i.e. the proposed converter provides effective purification of petroleum products (fuel oil) from hydrogen sulfide.
Пример 13. Использование нейтрализатора по примеру 3 для очистки нефтяного газа от сероводорода. В стеклянный насадочный абсорбер, заполненный кольцами Рашига, диаметром 20 мм и высотой 500 мм загружают 40 мл нейтрализатора по примеру 3. Затем при комнатной температуре и атмосферном давлении пропускают через абсорбер нефтяной газ, содержащий 2,5 об.% сероводорода и 2 об.% диоксида углерода. Отходящий с верха абсорбера очищенный газ пропускают через склянку Дрекселя с 10%-ным водным раствором едкого натра для поглощения остаточного сероводорода. По окончании опыта раствор щелочи анализируют на содержание сульфидной серы методом потенциометрического титрования и рассчитывают остаточную концентрацию сероводорода в очищенном газе и степень очистки газа. Степень очистки газа от сероводорода составляет 99,99%. При этом вспенивания нейтрализатора и образования твердых продуктов реакции не наблюдается. Следовательно, предлагаемый нейтрализатор пригоден для селективной очистки газа от сероводорода, поскольку содержащийся в нефтяном газе диоксид углерода практически не реагирует с применяемым нейтрализатором.Example 13. The use of the Converter according to example 3 for the purification of petroleum gas from hydrogen sulfide. In a glass nozzle absorber filled with Rashig rings, with a diameter of 20 mm and a height of 500 mm, 40 ml of the neutralizer are loaded as in Example 3. Then, at room temperature and atmospheric pressure, oil gas containing 2.5 vol.% Hydrogen sulfide and 2 vol.% Is passed through the absorber. carbon dioxide. The purified gas leaving the top of the absorber is passed through a Drexel flask with a 10% aqueous solution of sodium hydroxide to absorb residual hydrogen sulfide. At the end of the experiment, the alkali solution is analyzed for sulfide sulfur content by potentiometric titration and the residual concentration of hydrogen sulfide in the purified gas and the degree of gas purification are calculated. The degree of gas purification from hydrogen sulfide is 99.99%. In this case, the foaming of the catalyst and the formation of solid reaction products is not observed. Therefore, the proposed catalyst is suitable for the selective purification of gas from hydrogen sulfide, since the carbon dioxide contained in the petroleum gas practically does not react with the catalyst used.
Сравнительный эксперимент показал, что при очистке нефтяного газа в условиях примера 13 с применением известного нейтрализатора (40%-го водного раствора гексаметилентетрамина) степень очистки газа от сероводорода составляет 83%, т.е. при обычных температурах известный нейтрализатор обладает невысокой реакционной способностью и не обеспечивает эффективную очистку нефтяного газа от сероводорода.A comparative experiment showed that when cleaning oil gas in the conditions of example 13 using a known neutralizer (40% aqueous solution of hexamethylene tetramine), the degree of gas purification from hydrogen sulfide is 83%, i.e. at ordinary temperatures, the known catalyst has a low reactivity and does not provide an effective purification of petroleum gas from hydrogen sulfide.
Пример 14. Испытание нейтрализатора на эффективность подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Лабораторные испытания нейтрализатора по примерам 3-6 на эффективность подавления роста СВБ проводят по известной методике «Оценка зараженности нефтепромысловых сред и бактерицидного действия реагентов относительно сульфатвосстанавливающих бактерий. Лабораторные, стендовые и опытно-промышленные испытания». РД 03-00147275-067-2001. Уфа. ДООО «БашНИПИнефть» ОАО «Башнефть». 2001. 17 с. При проведении лабораторных испытаний используют накопительную культуру с содержанием СВБ 106 кл/мл.Example 14. Testing the Converter on the effectiveness of suppressing the growth of sulfate-reducing bacteria (SBA). Laboratory tests of the neutralizer according to examples 3-6 for the effectiveness of suppressing the growth of SVB are carried out according to the well-known method “Assessment of infection of oilfield media and the bactericidal action of reagents with respect to sulfate-reducing bacteria. Laboratory, bench and pilot tests. ” RD 03-00147275-067-2001. Ufa DOOO "BashNIPIneft" of OJSC "Bashneft". 2001.17 p. In laboratory tests, an accumulative culture is used with an SVB content of 10 6 cells / ml.
Проведенные испытания показали, что нейтрализатор по примерам 3-6 при концентрациях 100-300 мг/л обеспечивает полное подавление роста СВБ в нефтепромысловой воде. Сравнительные испытания в идентичных условиях показали, что 40%-ный водный раствор ГМТА (прототип) при концентрациях 100-300 мг/л не обеспечивает полного подавления роста СВБ. Следовательно, предлагаемый нейтрализатор, в отличие от прототипа, обладает высокой бактерицидной активностью по отношению к СВБ и может быть использован в качестве эффективного бактерицида для подавления роста СВБ в нефтепромысловых средах.The tests showed that the neutralizer according to examples 3-6 at concentrations of 100-300 mg / l provides a complete suppression of the growth of SRB in oilfield water. Comparative tests under identical conditions showed that a 40% aqueous solution of HMTA (prototype) at concentrations of 100-300 mg / l does not fully suppress the growth of SVB. Therefore, the proposed Converter, in contrast to the prototype, has a high bactericidal activity against SVB and can be used as an effective bactericide to inhibit the growth of SVB in oilfield environments.
Пример 15. Испытание нейтрализатора на антикоррозионную эффективность. Защитное действие нейтрализатора по примеру 3 оценивают по известной методике «Методика оценки коррозионной агрессивности нефтепромысловых сред и защитного действия ингибиторов коррозии при помощи коррозиметров». РД 39-3-611-81. Уфа. ВНИИСПТнефть. 1982. 34 с. При коррозионных испытаниях в качестве агрессивной среды используют модель пластовой воды по ГОСТ 9.506 плотностью 1,12 г/см3 при концентрации сероводорода 100 мг/л. Модель пластовой воды предварительно обескислороживают инертным газом. Продолжительность испытаний - 6 ч.Example 15. The test catalyst for anticorrosive effectiveness. The protective effect of the neutralizer according to example 3 is evaluated according to the well-known methodology "Methodology for assessing the corrosiveness of oilfield environments and the protective effect of corrosion inhibitors using corrosion meters." RD 39-3-611-81. Ufa VNIISPTneft. 1982. 34 p. In corrosion tests, a reservoir water model according to GOST 9.506 with a density of 1.12 g / cm 3 and a hydrogen sulfide concentration of 100 mg / l is used as an aggressive medium. The formation water model is first deoxygenated with an inert gas. Test duration - 6 hours.
Проведенные коррозионные испытания показали, что при концентрациях 50-200 мг/л нейтрализатор по примеру 3 обеспечивает защитный эффект в пределах 70-86%, т.е. предлагаемый нейтрализатор обладает защитным действием в сероводородсодержащей среде и, следовательно, может быть использован в качестве ингибитора сероводородной коррозии.Corrosion tests showed that at concentrations of 50-200 mg / l, the Converter according to example 3 provides a protective effect in the range of 70-86%, i.e. the proposed catalyst has a protective effect in a hydrogen sulfide-containing medium and, therefore, can be used as an inhibitor of hydrogen sulfide corrosion.
Из представленных в таблице данных видно, что предлагаемый нейтрализатор имеет низкую температуру застывания (минус 30-40°С и ниже), следовательно, обладает более высокой технологичностью и пригоден для применения в зимнее время в регионах с суровыми климатическими условиями. Представленные в примерах 7-13 данные показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает высокой реакционной способностью по отношению к сероводороду и легким меркаптанам и обеспечивает эффективную их нейтрализацию в углеводородных средах как при обычных, так и повышенных температурах. Приведенные в примерах 14 и 15 данные показывают, что предлагаемый нейтрализатор обладает также высокой бактерицидной активностью по отношению к СВБ и проявляет защитное действие в сероводородсодержащей среде и, следовательно, может быть использован в качестве бактерицида-ингибитора сероводородной коррозии в нефтепромысловых средах.From the data presented in the table it can be seen that the proposed converter has a low pour point (minus 30-40 ° C and below), therefore, has a higher adaptability and is suitable for use in the winter in regions with severe climatic conditions. The data presented in examples 7-13 show that the proposed catalyst has a high reactivity with respect to hydrogen sulfide and light mercaptans and ensures their effective neutralization in hydrocarbon media at both ordinary and elevated temperatures. The data presented in examples 14 and 15 show that the proposed catalyst also has high bactericidal activity against SVB and exhibits a protective effect in a hydrogen sulfide-containing medium and, therefore, can be used as a bactericidal inhibitor of hydrogen sulfide corrosion in oilfield environments.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005133545/04A RU2302523C1 (en) | 2005-10-20 | 2005-10-20 | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005133545/04A RU2302523C1 (en) | 2005-10-20 | 2005-10-20 | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2302523C1 true RU2302523C1 (en) | 2007-07-10 |
Family
ID=38316701
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005133545/04A RU2302523C1 (en) | 2005-10-20 | 2005-10-20 | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2302523C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459861C2 (en) * | 2010-09-06 | 2012-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПЛАСТНЕФТЕХИМ" | Neutraliser/absorbent for hydrogen sulphide and volatile mercaptans |
| RU2479615C2 (en) * | 2011-07-12 | 2013-04-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
| RU2517709C1 (en) * | 2013-02-13 | 2014-05-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
| RU2522459C1 (en) * | 2013-04-05 | 2014-07-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
| RU2646757C1 (en) * | 2017-08-02 | 2018-03-07 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственный центр "Химтехно" | Neutralizer of hydrocarbon |
| WO2018183158A1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-10-04 | Ecolab USA, Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
| CN108643882A (en) * | 2018-05-04 | 2018-10-12 | 西安凯尔文石化助剂制造有限公司 | A kind of H in crude oil2The removing method of S |
| US11518947B2 (en) | 2017-03-29 | 2022-12-06 | Ecolab Usa Inc. | Dispersion of hexamine in non-aqueous glycerine |
-
2005
- 2005-10-20 RU RU2005133545/04A patent/RU2302523C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459861C2 (en) * | 2010-09-06 | 2012-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПЛАСТНЕФТЕХИМ" | Neutraliser/absorbent for hydrogen sulphide and volatile mercaptans |
| RU2479615C2 (en) * | 2011-07-12 | 2013-04-20 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser |
| RU2517709C1 (en) * | 2013-02-13 | 2014-05-27 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
| RU2522459C1 (en) * | 2013-04-05 | 2014-07-10 | Ахматфаиль Магсумович Фахриев | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
| WO2018183158A1 (en) * | 2017-03-29 | 2018-10-04 | Ecolab USA, Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
| US10633602B2 (en) | 2017-03-29 | 2020-04-28 | Ecolab Usa Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
| US11292971B2 (en) | 2017-03-29 | 2022-04-05 | Ecolab Usa Inc. | Dissolution of hexamine in non-aqueous solvent |
| US11518947B2 (en) | 2017-03-29 | 2022-12-06 | Ecolab Usa Inc. | Dispersion of hexamine in non-aqueous glycerine |
| RU2646757C1 (en) * | 2017-08-02 | 2018-03-07 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственный центр "Химтехно" | Neutralizer of hydrocarbon |
| CN108643882A (en) * | 2018-05-04 | 2018-10-12 | 西安凯尔文石化助剂制造有限公司 | A kind of H in crude oil2The removing method of S |
| CN108643882B (en) * | 2018-05-04 | 2023-03-28 | 西安凯尔文石化助剂制造有限公司 | H in crude oil 2 Method for eliminating S |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2302523C1 (en) | Hydrogen sulfide and/or light-weight mercaptan neutralizing agent and method of neutralizer usage | |
| US5462721A (en) | Hydrogen sulfide scavenging process | |
| RU2418036C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method of using said neutraliser | |
| US20080056974A1 (en) | Fast, high capacity hydrogen sulfide scavengers | |
| EP0938363B1 (en) | Method for removing sulfides from fluid streams | |
| RU2510615C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser | |
| AU719046B2 (en) | Bisoxazolidine hydrogen sulfide scavenger | |
| RU2490311C1 (en) | Hydrogen sulphide scavenger | |
| RU2318864C1 (en) | Hydrogen sulfide and mercaptan neutralizer | |
| US8357306B2 (en) | Non-nitrogen sulfide sweeteners | |
| CA2175847A1 (en) | Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon | |
| NO300697B1 (en) | Process for selectively reducing the content of hydrogen sulfide and organic sulfides in gaseous and / or liquid hydrocarbon streams | |
| RU2470987C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for production thereof | |
| MX2013000507A (en) | Use of alpha-amino ethers for the removal of hydrogen sulfide from hydrocarbons. | |
| CN111356514A (en) | Composition and method for eliminating hydrogen sulfide and mercaptan | |
| RU2466175C2 (en) | Hydrogen sulfide neutraliser and method of its usage | |
| CA2177408C (en) | Abatement of hydrogen sulfide with an aldehyde ammonia trimer | |
| RU2430956C2 (en) | Hydrogen sulphide and mercaptan neutraliser and method of using said neutraliser | |
| RU2496853C9 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser, and method of its use | |
| EP0882778A2 (en) | Composition and method for sweetening gaseous or liquid hydrocarbons, aqueous systems and mixtures thereof | |
| RU2517709C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof | |
| RU2290427C1 (en) | Neutralizing agent of sulfurous compounds in petroleum, petroleum field media, petroleum pool waters and drilling fluids | |
| RU2349627C2 (en) | Hydrogen sulphide and/or low-molecular mercaptan remover and method of using it | |
| RU2230095C1 (en) | Method of removing hydrogen sulfide from crude oil | |
| RU2470988C1 (en) | Hydrogen sulphide neutraliser and method for use thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20120307 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20120307 Effective date: 20130828 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191021 |