RU2348679C2 - Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти и состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения - Google Patents
Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти и состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2348679C2 RU2348679C2 RU2005106566/04A RU2005106566A RU2348679C2 RU 2348679 C2 RU2348679 C2 RU 2348679C2 RU 2005106566/04 A RU2005106566/04 A RU 2005106566/04A RU 2005106566 A RU2005106566 A RU 2005106566A RU 2348679 C2 RU2348679 C2 RU 2348679C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- hemiformal
- market
- mercaptans
- hydrogen sulfide
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 5
- -1 hydrocarbon nitrocompound Chemical class 0.000 title claims abstract description 5
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 title abstract description 15
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-M hydrosulfide Chemical compound [SH-] RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-M 0.000 title abstract 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- KJRCEJOSASVSRA-UHFFFAOYSA-N propane-2-thiol Chemical class CC(C)S KJRCEJOSASVSRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 27
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 claims description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 10
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 5
- LQNUZADURLCDLV-UHFFFAOYSA-N nitrobenzene Chemical compound [O-][N+](=O)C1=CC=CC=C1 LQNUZADURLCDLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005115 demineralization Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 56
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 21
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- SUVIGLJNEAMWEG-UHFFFAOYSA-N propane-1-thiol Chemical class CCCS SUVIGLJNEAMWEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical class SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical compound OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical class CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000011037 adipic acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000001361 adipic acid Substances 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KSPIHGBHKVISFI-UHFFFAOYSA-N Diphenylcarbazide Chemical compound C=1C=CC=CC=1NNC(=O)NNC1=CC=CC=C1 KSPIHGBHKVISFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- VHWYCFISAQVCCP-UHFFFAOYSA-N methoxymethanol Chemical compound COCO VHWYCFISAQVCCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к подготовке товарной нефти, а именно к способу нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти подачей раствора гемиформаля трубчатым перфорированным диспергатором, представляющим собой перфорированную трубку с отверстиями, которая вводится в технологический трубопровод на участке после процесса обессоливания перед концевой сепарационной установкой. Также изобретение касается состава смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения для нейтрализации сероводорода и метил-этилмеркаптанов в товарной нефти. Данное изобретение позволяет нейтрализовать в товарной нефти сероводород и меркаптаны без образования балласта и без нарушения процесса подготовки. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к области подготовки товарной нефти.
В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 "Нефть. Общие технические условия" с 1 января 2007 г. в нефти нормируется содержание сероводорода (до 20 ppm) и этил-метилмеркаптанов (до 40 ppm) для первого вида нефти (1, стр.4. табл.№4).
Между тем, анализ предлагаемых в настоящее время реагентов-нейтрализаторов сероводорода и этил-метилмеркаптанов, а также их опытно-промышленные испытания показывают, что использование их вызывает нарушения или в процессах подготовки нефти или при коммерческой сдаче нефти в систему АО "Транснефть".
Согласно заявке №2003129715/15 известен реагент-нейтрализатор на основе солей дикарбоновых кислот (адипиновой, янтарной, глутаровой и т.д.), при подаче в систему подготовки нефти он нарушает процесс разделения эмульсии нефть/вода, за счет этого повышается содержание нефтепродуктов в воде выше нормы. Продукты реакции сероводорода с основным компонентами реагента образуют балласт, т.е. нерастворимую в нефти, выпадающую в осадок примесь, что нормируется по ГОСТ Р 51858-2002 (1, стр.3, табл.3) до 0,05 мас.%. Например, натриевая соль адипиновой кислоты при реакции с сероводородом образует сульфид натрия и адипиновую кислоту
По материальному балансу реакции 1 ppm сероводорода при нейтрализации образует 6,64 ppm балласта. При использовании данного нейтрализатора в нефтегазодобывающем управлении с добычей нефти 10000 т в сутки и содержании сероводорода и легких меркаптанов 300 ppm (300 г/т) будет выпадать 20,0 т балласта в сутки, что составит 0,2% от общего веса нефти.
Известны патенты №2002120783/04, 99104020/04, 2000128403/03, 2160761. Все реагенты-нейтрализаторы на базе этаноламинов образуют соли (2, стр.146); в нефти они образуют гелеобразный осадок, т.е. в товарной нефти образуют балласт.
При анализе товарной нефти на содержание хлористых солей по ГОСТ 21534-76 этаноламины, а также амины, содержащие аминогруппу -NH2, окрашивают титруемый раствор, содержащий индикатор дифенилкарбазид, в ярко-желтый цвет, между тем необходимо определить границу титрования солей по достижению слабо-розового цвета.
Ошибка в определении границы титрования хлористых солей из-за дополнительного окраса может составить 50-180 мг/л. Норма для I группы нефти равна 100 мг/л.(1, стр.3, табл.3).
Согласно заявке №2003116365/04 известные нейтрализаторы, состоящие в основе из растворов солей нитритов (например, NaNO2), при реакции с сероводородом образуют щелочь и элементарную серу:
1 ppm сероводорода образует 3,3 ppm веществ (щелочь и сера) являющихся для нефти балластом.
Ввод в поток нефти реагентов-нейтрализаторов на различных стадиях обезвоживания нефти бесполезен из-за потерь реагента с отделяемой пластовой водой - все реагенты в силу своих свойств водорастворимые вещества и в отстойниках переходят в водную фазу - пластовую воду.
Пластовая вода, отделяемая при обезвоживании нефти, через систему поддержания пластового давления возвращается (закачивается) обратно в пласт. Тем самым реагент, перешедший в водную фазу, теряется безвозвратно.
Ввод реагента в товарную нефть, как описано выше, образует балласт.
Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти
Предложенный ниже способ нейтрализации сероводорода и этил-метилмеркаптанов в товарной нефти избавлен от приведенных выше недостатков.
При реакции нейтрализации сероводорода и этил-метилмеркаптанов с реагентом-нейтрализатором образуются вещества, растворимые в нефти, не образуют балласт и не нарушают процесс подготовки товарной нефти и сдачи в систему АО "Транснефть". Не требуется строительства специальных установок. Из оборудования используются стандартные насосы подачи реагентов и несложное вводное устройство.
Ввод реагента-нейтрализатора в товарную нефть осуществляется при помощи специально разработанного диспергатора, представляющего собой перфорированную трубку (см. чертеж) с отверстиями Д=0,5 мм. Количество отверстий рассчитывается индивидуально для конкретного режима подачи реагента, одно отверстие при подаче насосом типа НД пропускает 3 л реагента в час.
Ввод нейтрализатора через диспергатор необходим по следующим причинам:
а) сероводорода и меркаптанов в нефти сравнительно немного - для нефти с содержанием сероводорода и легких меркаптанов, в сумме равным 300 ppm, составляет 0,03 вес.% и распределены они во всем объеме, поэтому необходимо также распределить и нейтрализатор;
б) реакция нейтрализации без распределения реагента во всем объеме нефти не происходит - более тяжелый нейтрализатор (удельный вес около 1,0 кг/дм3), нерастворимый в нефти, выпадает в осадок в трубопроводах или в товарном парке. Для сравнения: удельный вес нефти в регионах, где необходим процесс нейтрализации,
| ОАО "Оренбургнефть", | НГДУ "Бугурусланнефть" | ρнефти=0,89 кг/дм3 |
| НГДУ "Бузулукнефть" | ρнефти=0,85 кг/дм3 | |
| ОАО "Татнефть" | НГДУ "Лениногорскнефть" | ρнефти=0,89 кг/дм3 |
| НГДУ "Нурлатнефть" | ρнефти=0,91 кг/дм3 | |
| ОАО "РИТЭК" | НГДУ "ТатРИТЭКнефть" | ρнефти=0,93 кг/дм3 |
В процессе подготовки нефть имеет температуру 40-60°С, тем самым удельный вес ее снижается еще на 10-15%.
в) Время для проведения реакции нейтрализации ограничено тем, что товарная нефть не задерживается на установках подготовки нефти, а направляется, как правило, сразу на плановую сдачу в систему АО "Транснефть".
Описание диспергатора
Ввод реагента-нейтрализатора в товарную нефть осуществляется при помощи специально разработанного диспергатора (см. чертеж), представляющего собой перфорированную трубку с Д=1/2" (4) с отверстиями Д=0,5 мм, которая вводится в технологический трубопровод (9) через задвижку (6) и стакан (5) с сальниковым устройством (3). Отверстия в трубке расположены равномерно по сечению трубопровода (9).
Количество отверстий в зоне перфорации (8) рассчитываются индивидуально для конкретного режима подачи реагента, одно отверстие при подаче насосом типа НД пропускает 3 л реагента в час.
Трубка 1/2" (4) вводится в трубопровод (9) до соприкосновения с нижней поверхностью, торец трубки (4) должен быть заглушен.
Для расчета расположения центров отверстий внутренний диаметр трубопровода (9) делится на количество отверстий. При необходимости отверстия могут располагаться в два и более рядов, вертикально или по спирали. При установке трубки (4) в трубопровод (9) направление отверстий не имеет значения.
Высота стакана (5) должна быть равна сумме: диаметр трубопровода + высота патрубка с фланцами + высота задвижки с фланцами - это необходимо для того, чтобы перфорированную трубку можно было вытащить поверх задвижки не останавливая поток нефти.
Вентиль или кран подачи реагента (2) монтируется на быстроразъемных соединениях, для того чтобы при необходимости можно было быстро разобрать и вытащить трубку (4) на ревизию или замену.
Место подачи нейтрализатора определяется для каждой установки подготовки нефти конкретно, но есть общие определяющие факторы:
- в нефти не должно быть воды - иначе будет происходить снижение эффективности процесса нейтрализации за счет перехода нейтрализатора в водную фазу,
- подача реагента-нейтрализатора должна осуществляться на участке после процесса обессоливания в электродегидраторе, перед концевыми сепараторами. Подача перед концевыми сепараторами очень важна из-за того, что на этом участке поднимается нефть вертикально вверх на высоту 15 метров. В трубопроводе и далее, в концевом сепараторе, нефть вскипает из-за сепарации (выделения) газа из нефти. Тем самым этот участок является готовым реактором для процесса нейтрализации,
- роль концевых сепараторов могут выполнять и другие аппараты: резервуары или технологические, буферные емкости, в этом случае нейтрализатор необходимо подавать перед ними.
Состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения
Основа реагента-нейтрализатора - продукт взаимодействия параформальдегида и метанола - гемиформаль (3, стр.2730).
Формула: ОНСН2ОСН3, tкип.=111,0°С. Массовая растворимость параформа в метаноле может быть до 57,5 вес.% при 20°С.(4, стр.150),
Реакция гемиформаля с сероводородом аналогична реакции формальдегида с сероводородом (5, стр.7); продуктом реакции являются вещества, остающееся в нефти, фактически превращаясь в часть нефти:
| реакция с сероводородом | |
 |
|
| реакции с метил-этилмеркаптанами | |
 |
|
 |
|
| VI. По мат. балансу реакций (III-V) 1 ррм гемиформаля нейтрализует: | |
| Сероводорода | - 34:62=0.548 ppm |
| Метилмеркаптанов | - 48:62=0,774 ppm, |
| Этилмеркаптанов | - 62:62=1,000 ppm |
Балласт в нефти при данной форме реагента-нейтрализатора - растворе гемиформаля не образуется. Тем самым данный реагент предназначен для нейтрализации сероводорода и метил-этилмеркаптанов в товарной нефти.
Проведенные лабораторные испытания (табл.1) показывают, что скорость реакции гемиформаля с сероводородом (без диспергации) низка для реального применения в качестве нейтрализатора в системах подготовки нефти. Полная реакция нейтрализации при t=40°C занимает ≈48 часов.
| Таблица 1 | |||
| Наименование анализа* | Изменение концентрации | ||
| через 6 часов | через 24 часа | через 48 часов | |
| Содержание сероводорода начальное 72 ppm | 48,72 | 33,5 | 5,5 |
| * Анализ произведен в аккредитованной лаборатории коммерческого узла учета нефти ПСП ЗАО "Геология". | |||
С диспергацией время нейтрализации составляет не менее 3 часов.
Время нахождения товарной нефти на установках подготовки нефти от места ввода реагента до коммерческого узла учета различна, например:
| НГДУ "Бугурусланнефть" | Бобровский поток | 60 часов, |
| Покровский поток | 2 часа. |
Низкая скорость реакции гемиформаля с сероводородом в нефти обусловлена тем, что гемиформаль - гидрофильное вещество, а нефть - гидрофобное, друг в друге они нерастворимы.
При добавке в гемиформаль нитробензола -С6Н5NO3 (до 5 вес.%) процесс происходит во всей среде, обрабатываемой реагентом, не зависит от площади капли реагента и от процессов в зоне реакции, а зависит от концентрации H2S и гемиформаля (табл.2).
| Таблица 2 Состав реагента-нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов с ускоренной реакцией нейтрализации |
||||
| Наименование | Содержание параформа*, мас.% | Содержание нитробензола, мас.% | Содержание метанола, мас.% | Время реакции в потоке нефти, час |
| Состав реагента | до 57,5 | 5,0 | от 37,5 и выше | до 0,5 |
| *параформ марки А и С по ТУ 6-09-141-03-89. | ||||
Расчет необходимого количества нейтрализатора сероводорода и легких меркаптанов
Производится по приведенной ниже методике.
1. На узле учета установки подготовки товарной нефти по ГОСТ Р50802-95 (хроматографический метод) определяют количество сероводорода и легких меркаптанов, например:
| содержание H2S | =300 ppm, |
| содержание метилмеркаптана | =10 ppm, |
| содержание этилмеркаптана | =20 ppm. |
2. Количество гемиформаля, необходимого для снижения сероводорода и этил-метилмеркаптанов в товарной нефти до содержания 20 ррм равно:
на 
округлено 511 ppm,
где 0,548 - расход гемиформаля на 1 ppm H2S. (VI) Метил- и этилмеркаптаны прореагируют параллельно с сероводородом, поэтому расход реагента-нейтрализатора необходимо просчитать и на них:
где 0,774 - расход гемиформаля на 1 ppm H2S. (VI)
где 1,0 - расход гемиформаля на 1 ppm H2S. (VI)
В сумме необходимо затратить 511+13+20=544 ppm нейтрализатора или 544 г на 1 т нефти. Расчет производился для реагента-нейтрализатора с содержанием гемиформаля=100%. Для предприятия с суточной сдачей нефти, равной 10000 т, дозировка реагента-нейтрализатора будет равна:
суточная 10000 т × 544 г/т = 5440000 г или 5440 кг;
часовая 5440 кг: 24 ч = 226,7 кг/ч.
Источники информации
1. ГОСТ Р 51858-2002 НЕФТЬ "Общие технические условия" ИПК Издательство стандартов, Москва, Колодезный пер.14.
2. Органическая химия. А.А.Петров, Х.В.Бальян, А.Т.Трощенко. Издание третье, "ВЫСШАЯ ШКОЛА", Москва, 1973 г.
3. Л.В.Коган. ЖПХ, №12, 1979 г. "Изучение состояния водно-метанольных растворов формальдегида методом ЯМР".
4. Формальдегид. С.К.Огородников, Ленинград, "Химия", 1984 г.
5. 02.00.13 - Нефтехимия /Гафиатуллин, Ригат Рухович/. - Уфа, 2000. - 21 с: ил., табл. - Библиогр.: с.19-20 (11 назв). - б\ц. "Разработка экологических и ресурсосберегающих процессов переработки сероводорода".
Claims (2)
1. Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти подачей раствора гемиформаля трубчатым перфорированным диспергатором, представляющим собой перфорированную трубку с отверстиями, которая вводится в технологический трубопровод на участке после процесса обессоливания перед концевой сепарационной установкой.
2. Состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения для нейтрализации сероводорода и метил-этилмеркаптанов в товарной нефти, содержащий в качестве углеводородного нитросоединения, ускоряющего реакцию, нитробензол в количестве до 5 мас.%.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005106566/04A RU2348679C2 (ru) | 2005-03-09 | 2005-03-09 | Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти и состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения |
| RU2005106566/04K RU2548655C2 (ru) | 2005-03-09 | 2005-03-09 | Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти и состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005106566/04A RU2348679C2 (ru) | 2005-03-09 | 2005-03-09 | Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти и состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005106566A RU2005106566A (ru) | 2006-08-20 |
| RU2348679C2 true RU2348679C2 (ru) | 2009-03-10 |
Family
ID=37060239
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005106566/04K RU2548655C2 (ru) | 2005-03-09 | 2005-03-09 | Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти и состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения |
| RU2005106566/04A RU2348679C2 (ru) | 2005-03-09 | 2005-03-09 | Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти и состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005106566/04K RU2548655C2 (ru) | 2005-03-09 | 2005-03-09 | Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти и состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (2) | RU2548655C2 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2478687C1 (ru) * | 2012-02-01 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Химинвест+" | Состав для подготовки товарной нефти |
| RU2614014C1 (ru) * | 2015-10-12 | 2017-03-22 | Александр Юрьевич Копылов | Нейтрализатор сернистых соединений и способ его использования |
| WO2020160043A1 (en) * | 2019-01-31 | 2020-08-06 | Ecolab Usa Inc. | Alcohol-based hemi-formyls for hydrogen sulfide scavenging |
| US11085002B2 (en) | 2015-04-22 | 2021-08-10 | Championx Usa Inc. | Development of a novel high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide |
| US11339118B2 (en) | 2013-01-30 | 2022-05-24 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11499108B2 (en) | 2019-01-23 | 2022-11-15 | Championx Usa Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a Michael acceptor |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BE544721A (ru) * | 1955-01-28 | |||
| RU2160761C1 (ru) * | 1999-11-24 | 2000-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья | Способ дезодорирующей очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов |
-
2005
- 2005-03-09 RU RU2005106566/04K patent/RU2548655C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-03-09 RU RU2005106566/04A patent/RU2348679C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГОСТ Р 51858-2002 НЕФТЬ. ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2478687C1 (ru) * | 2012-02-01 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Химинвест+" | Состав для подготовки товарной нефти |
| US11339118B2 (en) | 2013-01-30 | 2022-05-24 | Ecolab Usa Inc. | Hydrogen sulfide scavengers |
| US11085002B2 (en) | 2015-04-22 | 2021-08-10 | Championx Usa Inc. | Development of a novel high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide |
| RU2614014C1 (ru) * | 2015-10-12 | 2017-03-22 | Александр Юрьевич Копылов | Нейтрализатор сернистых соединений и способ его использования |
| US11499108B2 (en) | 2019-01-23 | 2022-11-15 | Championx Usa Inc. | Complete removal of solids during hydrogen sulfide scavenging operations using a scavenger and a Michael acceptor |
| WO2020160043A1 (en) * | 2019-01-31 | 2020-08-06 | Ecolab Usa Inc. | Alcohol-based hemi-formyls for hydrogen sulfide scavenging |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005106566A (ru) | 2006-08-20 |
| RU2548655C2 (ru) | 2015-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2470987C1 (ru) | Нейтрализатор сероводорода и способ его получения | |
| RU2348679C2 (ru) | Способ нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в товарной нефти и состав смеси гемиформаля и углеводородного нитросоединения | |
| Riesenfeld et al. | Glucose absorption and starch digestion in the intestine of the chicken | |
| RU2490311C1 (ru) | Нейтрализатор сероводорода | |
| TW201540653A (zh) | 含硫化合物去除用之組成物 | |
| DE102004017628A1 (de) | Verfahren zur Aufarbeitung von aromatische Nitroverbindungen enthaltenden Abwässern | |
| CN102936051A (zh) | 一种用络合萃取法对二萘酚废水处理的工艺 | |
| CA3070600C (en) | Compositions and methods for remediating hydrogen sulfide and other contaminants in hydrocarbon based liquids and aqueous solutions without the formation of precipitates or scale | |
| Grinfeld et al. | Micronuclei in red blood cells of the newt Pleurodeles waltl after treatment with benzo (a) pyrene: dependence on dose, length of exposure, posttreatment time, and uptake of the drug | |
| RU2220756C2 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| US9994472B2 (en) | Treatment of the wastewater from isophorone production comprising neutralization, filtration and a downstream chemical oxidation process and subsequent reduction | |
| RU2262975C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| US9718791B2 (en) | Facile method for preparation of sodium 5-nitrotetrazolate using a flow system | |
| RU2417247C1 (ru) | Способ очистки нефти от сероводорода | |
| RU2218974C1 (ru) | Способ подготовки сероводород- и меркаптансодержащей нефти | |
| PT2352718E (pt) | Método para reduzir a formação de subprodutos de dinitrobenzeno em produtos de mononitrobenzeno | |
| RU2196804C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| RU2522459C1 (ru) | Нейтрализатор сероводорода и способ его использования | |
| CN101455950A (zh) | 一种磺酸盐表面活性剂的制备方法及用途 | |
| US2029960A (en) | Process of water purification | |
| RU2666354C2 (ru) | Состав для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах и улучшения показателя медной пластинки в нефтяных дистиллятах | |
| Challenger et al. | 13. The interaction of betaine with primary aromatic amines, organic disulphides, and sodium sulphite | |
| CN105152975A (zh) | 一种乙酰氧肟酸的合成方法 | |
| RU2269566C1 (ru) | Способ подготовки сероводородсодержащей нефти | |
| RU45457U1 (ru) | Установка исследования скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120310 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20131210 |
|
| RZ4A | Other changes in the information about an invention | ||
| MF4A | Cancelling an invention patent |