JP2019507209A - 硫化水素スカベンジング添加剤組成物およびその使用方法 - Google Patents
硫化水素スカベンジング添加剤組成物およびその使用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2019507209A JP2019507209A JP2018535048A JP2018535048A JP2019507209A JP 2019507209 A JP2019507209 A JP 2019507209A JP 2018535048 A JP2018535048 A JP 2018535048A JP 2018535048 A JP2018535048 A JP 2018535048A JP 2019507209 A JP2019507209 A JP 2019507209A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- additive composition
- hydrogen sulfide
- derivative
- scavenging
- aliphatic tertiary
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Granted
Links
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
- B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/77—Liquid phase processes
- B01D53/78—Liquid phase processes with gas-liquid contact
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
- C10G29/22—Organic compounds not containing metal atoms containing oxygen as the only hetero atom
- C10G29/24—Aldehydes or ketones
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
- C10L1/14—Organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
- C10L1/14—Organic compounds
- C10L1/143—Organic compounds mixtures of organic macromolecular compounds with organic non-macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
- C10L1/14—Organic compounds
- C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
- C10L1/185—Ethers; Acetals; Ketals; Aldehydes; Ketones
- C10L1/1857—Aldehydes; Ketones
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
- C10L1/14—Organic compounds
- C10L1/22—Organic compounds containing nitrogen
- C10L1/222—Organic compounds containing nitrogen containing at least one carbon-to-nitrogen single bond
- C10L1/2222—(cyclo)aliphatic amines; polyamines (no macromolecular substituent 30C); quaternair ammonium compounds; carbamates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
- C10L1/14—Organic compounds
- C10L1/22—Organic compounds containing nitrogen
- C10L1/222—Organic compounds containing nitrogen containing at least one carbon-to-nitrogen single bond
- C10L1/2222—(cyclo)aliphatic amines; polyamines (no macromolecular substituent 30C); quaternair ammonium compounds; carbamates
- C10L1/2225—(cyclo)aliphatic amines; polyamines (no macromolecular substituent 30C); quaternair ammonium compounds; carbamates hydroxy containing
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/101—Removal of contaminants
- C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
- C10L3/103—Sulfur containing contaminants
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/20—Reductants
- B01D2251/208—Hydrocarbons
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/202—Alcohols or their derivatives
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
- B01D2252/20—Organic absorbents
- B01D2252/204—Amines
- B01D2252/20431—Tertiary amines
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/30—Sulfur compounds
- B01D2257/304—Hydrogen sulfide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/30—Sulfur compounds
- B01D2257/306—Organic sulfur compounds, e.g. mercaptans
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
- C10L1/14—Organic compounds
- C10L1/22—Organic compounds containing nitrogen
- C10L1/234—Macromolecular compounds
- C10L1/238—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L2200/00—Components of fuel compositions
- C10L2200/04—Organic compounds
- C10L2200/0407—Specifically defined hydrocarbon fractions as obtained from, e.g. a distillation column
- C10L2200/043—Kerosene, jet fuel
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L2230/00—Function and purpose of a components of a fuel or the composition as a whole
- C10L2230/02—Absorbents, e.g. in the absence of an actual absorbent column or scavenger
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G OR C10K; LIQUIFIED PETROLEUM GAS; USE OF ADDITIVES TO FUELS OR FIRES; FIRE-LIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
- C10L2290/545—Washing, scrubbing, stripping, scavenging for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Emergency Medicine (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
本発明は、一般に、改善された硫化水素スカベンジング添加剤組成物およびその使用方法に関する。
特に、(a)グリオキサールおよび(b)少なくとも1種の脂肪族第3級アミンまたは少なくとも1種の脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体、またはこれらの混合物の組み合わせを含む、改善された硫化水素スカベンジング添加剤組成物、その使用方法、および炭化水素ストリームを含む炭化水素から硫化水素をスカベンジングするための方法に関する。
炭化水素または炭化水素ストリーム中の硫化水素の有毒性は産業においてよく知られ、年間かなりの出費および労力が費やされて、その含有量を安全なレベルまで減少させる。
米国特許第1,991,765号[US’765]は、水溶液中でのアルデヒドおよびヒドロスルフィドの反応の使用を開示した。その後、硫化水素を除去するかスカベンジするためのアルデヒドの使用が、多くの特許において報告された。主に、ホルムアルデヒド、またはグリオキサール、または他のアルデヒドと組み合わせたホルムアルデヒド、または他のアルデヒドと組み合わせたグリオキサールを含むアルデヒドが、硫化水素スカベンジャー/除去剤として使用されてきた。ホルムアルデヒドタイプの反応において、反応により、ホルムチオナール(例えばトリチアンなど)として知られる化学的複合物(chemical complex)が生成する。
非再生スカベンジャーによる硫化水素の除去において、スカベンジャーは硫化水素と反応して、無毒の化合物または炭化水素から除去可能な化合物を生成する。
しかしながら、この方法の主な問題は、水溶性生成物の形成をもたらすことであり、これは、約9のアルカリ性pH中でのみ安定であって、約4.5〜5.5の酸性pH中で分解するものであった。
この解決法の主な問題は、グリオキサールを極めて多量で用いる必要があることであり、これはまた、プロセスを極めて非経済的なものにする。この方法のさらなる問題は、好ましくないことに容器中に堆積して付着する傾向がある生成物をもたらし、それにより、さらなる抗付着添加剤が必要となることを意味することである。したがって、本発明の発明者によれば、この方法は経済的でも工業的に好ましいものでも利便性を有するものでもない。
したがって、改善された添加剤組成物の必要性がなお存在し、これは少なくとも:
実質的に低減された量のグリオキサール、
を含み、
また実質的に低減された量が要求され、
硫化水素およびメルカプタン、特に炭化水素または炭化水素ストリーム中の硫化水素を含む、硫黄含有化合物のスカベンジングに好適であり、
従来技術の上記問題の1つまたは2つ以上を克服し、
ここで、添加剤組成物は、グリオキサールのみからなる従来技術の組成物の硫化水素スカベンジング効率を増加させることができ、
ここで、添加剤組成物は、室温でのみならず、より高い温度でも硫黄含有化合物をスカベンジングすることができる。
したがって、本発明はまず、いかなる問題も生じさせずに、硫化水素およびメルカプタン、特に炭化水素または炭化水素ストリーム中の硫化水素を含む、硫黄含有化合物をスカベンジングするための改善された添加剤組成物を提供することにより、上記の存在する工業上の問題の1つまたは2つ以上に対する解決法を提供することを目的とし、ここで、添加剤組成物は、少なくとも:
実質的に低減された量のグリオキサール、
を含み、
また実質的に低減された量が要求され、
硫化水素およびメルカプタン、特に炭化水素または炭化水素ストリーム中の硫化水素を含む、硫黄含有化合物のスカベンジングに好適であり、
従来技術の上記問題の1つまたは2つ以上を克服し、
ここで、添加剤組成物は、グリオキサールのみからなる従来技術の組成物の硫化水素スカベンジング効率を増加させることができ、
ここで、添加剤組成物は、室温でのみならず、より高い温度でも硫黄含有化合物をスカベンジングすることができる。
したがって、本発明の主な目的は、硫化水素(H2S)およびメルカプタン、特に炭化水素または炭化水素ストリーム中の硫化水素(H2S)を含む、硫黄含有化合物のスカベンジングのための改善された添加剤組成物を提供することであり、これは少なくとも従来技術の上記で検討された問題の1つまたは2つ以上を減らし、ここで、添加剤組成物は:
実質的に低減された量のグリオキサール、
を含み、
また実質的に低減された量が要求され、
硫化水素およびメルカプタン、特に炭化水素または炭化水素ストリーム中の硫化水素を含む、硫黄含有化合物のスカベンジングに好適であり、
従来技術の上記問題の1つまたは2つ以上を克服し、
ここで、添加剤組成物は、グリオキサールのみからなる従来技術の組成物の硫化水素スカベンジング効率を増加させることができ、
ここで、添加剤組成物は、室温でのみならず、より高い温度でも硫黄含有化合物をスカベンジングする。
従来技術の上記問題を克服し、本発明の上記目的を達成することを目指して、本発明者は、硫化水素および/またはメルカプタンを含む硫黄含有化合物を含む炭化水素を少なくとも:
(a)グリオキサール;および
(b)少なくとも1種の脂肪族第3級アミンまたは少なくとも1種の脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体、またはこれらの混合物、
の組み合わせを含む添加剤組成物により処理する場合には、硫化水素を含む硫黄含有化合物がスカベンジされるか、または除去されることを見出した。
(a)グリオキサール;および
(b)少なくとも1種の脂肪族第3級アミンまたは少なくとも1種の脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体、またはこれらの混合物、
の組み合わせを含む。
(a)グリオキサール;および
(b)少なくとも1種の脂肪族第3級アミンまたは少なくとも1種の脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体、またはこれらの混合物、
の組み合わせを含む本発明の添加剤組成物を、硫化水素を含む硫黄含有化合物を含む炭化水素に添加することを含む。
(a)グリオキサール;および
(b)少なくとも1種の脂肪族第3級アミンまたは少なくとも1種の脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体、またはこれらの混合物、
の組み合わせを含む添加剤組成物を使用する方法に関し、前記方法は、硫化水素を含む硫黄含有化合物を含む炭化水素を本発明の添加剤組成物により処理することを含む。
(A)硫黄含有化合物を含む炭化水素;および
(B)硫化水素スカベンジング添加剤組成物、
を含み、
ここで、硫化水素スカベンジング添加剤組成物は、少なくとも:
(a)グリオキサール;および
(b)少なくとも1種の脂肪族第3級アミンまたは少なくとも1種の脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体、またはこれらの混合物、
の組み合わせを含み、
ここで、脂肪族第3級アミンまたは脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体は、本願において記載されるとおりのものである。
本発明の好ましい態様の1つに従い、脂肪族第3級アミンは、N,N,N’,N’−テトラキス(2−ヒドロキシエチル)エチレン−ジアミン(THEED)を含む。
本発明の好ましい態様の1つに従い、脂肪族第3級アミンは、N,N,N’,N’ テトラキス(2−ヒドロキシプロピル)エチレン−ジアミン(Quadrol(登録商標))を含む。
本発明の好ましい態様の1つに従い、脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体は、トリ−イソプロパノールアミンのプロピレンオキシド(PO)誘導体(PO−TIPA)を含む。
本発明の好ましい態様の1つに従い、脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体は、トリエタノールアミンのプロピレンオキシド(PO)誘導体(PO−TEA)を含む。
本発明の好ましい態様の1つに従い、脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体は、トリ−イソプロパノールアミンのエチレンオキシド(EO)誘導体(EO−TIPA)、トリ−イソプロパノールアミンのプロピレンオキシド(PO)誘導体(PO−TIPA)、トリエタノールアミンのエチレンオキシド(EO)誘導体(EO−TEA)、トリエタノールアミンのプロピレンオキシド(PO)誘導体(PO−TEA)、またはこれらの混合物を含む。
本発明の好ましい態様の1つに従い、炭化水素は、原油、燃料油、酸性ガス、アスファルトおよびに貯蔵タンク、容器およびパイプラインに含まれる精製された製品を含む、炭化水素ストリームを含む。
本発明のなお別の態様に従い、本発明は、硫黄含有化合物を含む炭化水素中の硫化水素をスカベンジングするための方法に関し、ここで、前記方法は、炭化水素を、本願において記載されるとおりの本発明の硫化水素スカベンジング添加剤組成物と接触させることを含む。
本発明の好ましい態様の1つに従い、硫化水素は、硫黄含有化合物およびメルカプタンを含む(include)か、または含む(comprise)。
本発明の好ましい態様の1つに従い、硫化水素のスカベンジングを、好適な温度で行ってもよい。
本発明者はさらに、本発明の添加剤組成物を用いる場合には、グリオキサールのみからなる添加剤よりずっと迅速に、炭化水素または炭化水素ストリーム中で硫黄含有化合物をスカベンジすることを見出した。
硫化水素をスカベンジングするためのグリオキサールの効率は、本発明の脂肪族第3級アミンまたは脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体、またはこれらの混合物(これは、本発明の「共添加剤(Co−Additive)」としても言及され得る)の添加により、室温でもおよび高温でも(例えば80℃などでも)両方で、実質的に増加する。
上記のとおり、より多量でのグリオキサールの使用の主な問題は、プロセスを、かなり非経済的で工業上好ましくなく不便なものにすることである。さらに、より多量のグリオキサールの使用により、水不溶性生成物がもたらされ、これは、好ましくないことに容器中に堆積して、それにより付着する。したがって、グリオキサールの必要量が、本発明の添加剤組成物では実質的に低減されるので、より多量のグリオキサールに関連する問題が克服される。
本発明の好ましい態様の1つに従い、脱塩装置を通過するか、または原油プロセシングシステム中で洗浄水で処理される場合には、添加剤組成物を使用して、原油から硫化水素およびメルカプタンを含む硫黄含有化合物をスカベンジしてもよい。
添加剤の分子量または平均分子量を、あらゆる既知の技法により、例えばゲル浸透クロマトグラフィー(GPC)などによりダルトンで測定してもよい。
本願において使用される略語は、以下の意味を有する:
THEEDは、脂肪族第3級アミンであり、その化学名は、N,N,N’,N’−テトラキス(2−ヒドロキシエチル)エチレン−ジアミン、または代替的に(2,2’,2’’,2’’’−(1,2−エタンジイルジニトリロ)テトラエタノール)としても知られ;
EO−TIPAまたはエトキシル化されたTIPAは、TIPAのエチレンオキシド(EO)誘導体であり、これを、1モルのTIPAを少なくとも1モルのエチレンオキシド(EO)と反応させることにより得てもよい。例えば、エトキシル化されたTIPAを、1モルのTIPAを1〜50モルのエチレンオキシド(EO)と反応させることにより得てもよい。種々の分子量のエチレンオキシドを使用してEO−TIPAを調製し、種々の分子量の所望の添加剤を得てもよい。例えば、添加剤は、400〜1200ダルトンの範囲の分子量を有してもよく、好ましくは700〜800ダルトンを使用してもよい。
EO−TEAまたはエトキシル化されたTEAは、TEAのエチレンオキシド(EO)誘導体であり、これを、1モルのTEAを少なくとも1モルのエチレンオキシド(EO)と反応させることにより得てもよい。例えば、エトキシル化されたTEAを、1モルのTEAを1〜50モルのエチレンオキシド(EO)と反応させることにより得てもよい。種々の分子量のエチレンオキシドを使用してEO−TEAを調製し、種々の分子量の所望の添加剤を得てもよい。例えば、添加剤は、400〜1300ダルトンの範囲の分子量を有してもよく、好ましくは900〜1300ダルトン、好ましくは1000〜1250ダルトンを使用してもよい。
DEAは、ジエタノールアミンであり;
TEPAは、テトラエチレンペンタアミンである。
本発明を、ここで本発明の範囲を限定することを意図しないが、本発明の利点および実施されるベストモードを例示することが組み込まれた、以下の例の補助により説明する。以下の例はまた、本発明のスカベンジング添加剤組成物の驚くべき効果を実証する。
H2S蒸気の濃度がブランクサンプル中で2000ppmに到達するまで、H2Sガスを100mlのケロセン中にパージした[ブランク−I]。得られた溶液に、以下の表に与えられたとおりの従来技術の添加剤および本発明の添加剤組成物の投入量を1分間振とうしながら添加し、H2Sスカベンジング能力を2時間後に室温(RT)でおよび80℃で測定した。結果を以下の表I〜VIに示す。
本発明の例において、使用されたグリオキサールは40%活性である。
[従来技術の組成物]
まず、上の表Vにおける実験データは、従来技術の組成物のH2Sスカベンジング効率は、より高い温度について低下することを確認する。
第2に、1000ppmの投入量によっても、H2Sの20%のスカベンジングのみが達成され得るものであったので、グリオキサール(のみ)からなる従来技術の組成物は、より高い温度でのH2Sスカベンジング効率を示さない。より低温でも、実質的に1000ppmのより高い投入量により、H2Sの70%のスカベンジングのみが達成された。
[本発明の添加剤であるが、単独で用いる場合]
本発明の添加剤であるTIPAを単独で用いる場合には、25ppmの投入量により、H2Sの5%のスカベンジングが達成され得るのみであったので、H2Sをスカベンジングする効率を示さない。したがって、本発明による本発明の添加剤自体(すなわち、単独で用いる場合)は、H2Sスカベンジング添加剤ではない。
[比較組成物]
500ppmのグリオキサール中の50ppmのMEAの添加によっても、グリオキサールのH2Sスカベンジング効率は、より高い温度で20%から40%に、より低い温度で60%から65%に単に増加したのみであるので、グリオキサールおよびMEAを含む比較組成物は、グリオキサール(のみ)からなる従来技術の組成物のH2Sスカベンジング効率の増加を示さない。
[比較組成物]
500ppmのグリオキサール中の50ppmのDEAの添加によっても、グリオキサールのH2Sスカベンジング効率は、より高い温度で極めてかろうじて20%から25%に増加し、より低い温度ではいかなる増加も全く示さず、すなわち、60%のままであったので、グリオキサールおよびDEAを含む比較組成物も、グリオキサール(のみ)からなる従来技術の組成物のH2Sスカベンジング効率の増加を示さなかった。
[比較組成物]
500ppmのグリオキサール中の50ppmのTEAの添加によっても、グリオキサールのH2Sスカベンジング効率は、より高い温度で極めてかろうじて20%から25%に増加し、より低い温度では極めてかろうじて60%から65%への増加を示したので、グリオキサールおよびTEAを含む比較組成物も、グリオキサール(のみ)からなる従来技術の組成物のH2Sスカベンジング効率の増加を示さなかった。
[比較組成物]
500ppmのグリオキサール中の50ppmのTEPAの添加によっても、グリオキサールのH2Sスカベンジング効率は、より高い温度で極めてかろうじて20%から40%に増加し、より低い温度では極めてかろうじて60%から65%への増加を示したので、グリオキサールおよびTEPAを含む比較組成物も、グリオキサール(のみ)からなる従来技術の組成物のH2Sスカベンジング効率の増加を示さなかった。
[本発明の組成物]
25または50ppmのTIPAの500ppmのグリオキサールへの単なる添加により、より高い温度で20%から500ppmの投入量について65%または70%にグリオキサール(のみ)からなる組成物のH2Sスカベンジング効率を増加させるので、グリオキサールおよびTIPAを含む本発明の組み合わせは、驚くべきことにおよび予測されないことに、相乗的であることが見出された。同様に、本発明の相乗効果がまたより低温であっても見られ、ここで、グリオキサールのH2Sスカベンジング効率は、50または100ppmのTIPAの500ppmのグリオキサールへの単なる添加により、60%から92%または95%に増加する。
[本発明の組成物]
25または50ppmのTHEEDの500ppmのグリオキサールへの単なる添加により、より低い温度でのみならず、より高い温度で20%から500ppmの投入量について70%または75%に、および25または50ppmのTIPAの500ppmのグリオキサールへの単なる添加により、室温で60%から90%または95%に、従来技術の組成物のH2Sスカベンジング効率を増加させるので、グリオキサールおよびTHEEDを含む本発明の組み合わせはまた、驚くべきことにおよび予測されないことに、相乗的であることが見出された。
[本発明の組成物]
50ppmのQuadrolの500ppmのグリオキサールへの単なる添加により、より高い温度で20%から500ppmの投入量について55%にグリオキサール(のみ)からなる組成物のH2Sスカベンジング効率を増加させるので、グリオキサールおよびQuadrolを含む本発明の組み合わせは、驚くべきことにおよび予測されないことに、相乗的であることが見出された。同様に、本発明の相乗効果がまたより低温であっても見られ、ここで、グリオキサールのH2Sスカベンジング効率は、50ppmのQuadrolの500ppmのグリオキサールへの添加により、60%から80%に増加する。
表VIにおける実験データはまた、グリオキサールの(およびTEAの)H2Sスカベンジング効率は、(またはTEAのプロポキシル化による)PO−TEAの添加により増加することを確認する。
上記の例は、相乗効果、すなわち、従来技術に対する本発明の驚くべき予測されない効果を確認する。
上記の知見によりまた、本発明の組成物が、従来技術のおよび比較添加剤および組成物に対し、技術的利点および驚くべき効果を有することが確認される。
本発明を、本発明の範囲を限定することを意図しない上記の例の補助により説明してきたが、単なる例示的なものであることが留意され得る。
本願において用いられる用語「約」は、特許請求の範囲に記載された範囲を拡張することを意図するものではないが、組み入れられて、本発明の分野の許容し得る実験誤差のみを含むものであることが留意され得る。
本発明の好ましい態様の1つに従い、硫黄含有化合物は、硫化水素およびメルカプタンを含む(include)か、または含む(comprise)。
EO−TIPAまたはエトキシル化されたTIPAは、TIPAのエチレンオキシド(EO)誘導体であり、これを、1モルのTIPAを少なくとも1モルのエチレンオキシド(EO)と反応させることにより得てもよい。例えば、エトキシル化されたTIPAを、1モルのTIPAを1〜50モルのエチレンオキシド(EO)と反応させることにより得てもよい。種々の分子量のエチレンオキシドを使用してEO−TIPAを調製し、種々の分子量の所望の添加剤を得てもよい。例えば、添加剤は、400〜1200ダルトン、好ましくは700〜800ダルトンの範囲の分子量を有してもよい。
EO−TEAまたはエトキシル化されたTEAは、TEAのエチレンオキシド(EO)誘導体であり、これを、1モルのTEAを少なくとも1モルのエチレンオキシド(EO)と反応させることにより得てもよい。例えば、エトキシル化されたTEAを、1モルのTEAを1〜50モルのエチレンオキシド(EO)と反応させることにより得てもよい。種々の分子量のエチレンオキシドを使用してEO−TEAを調製し、種々の分子量の所望の添加剤を得てもよい。例えば、添加剤は、400〜1300ダルトン、好ましくは900〜1300ダルトン、好ましくは1000〜1250ダルトンの範囲の分子量を有してもよい。
[本発明の組成物]
25または50ppmのTHEEDの500ppmのグリオキサールへの単なる添加により、より低い温度でのみならず、より高い温度で20%から500ppmの投入量について70%または75%に、および25または50ppmのTHEEDの500ppmのグリオキサールへの単なる添加により、室温で60%から90%または95%に、従来技術の組成物のH2Sスカベンジング効率を増加させるので、グリオキサールおよびTHEEDを含む本発明の組み合わせはまた、驚くべきことにおよび予測されないことに、相乗的であることが見出された。
Claims (16)
- 硫黄含有化合物を含む炭化水素中で硫化水素をスカベンジングするための硫化水素スカベンジング添加剤組成物であって、ここで、該添加剤組成物は、少なくとも:
(a)グリオキサール;および
(b)少なくとも1種の脂肪族第3級アミンまたは少なくとも1種の脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体、またはこれらの混合物、
の組み合わせを含む、
添加剤組成物。 - 脂肪族第3級アミンが、トリ−イソプロパノールアミン(TIPA)を含む、請求項1に記載の添加剤組成物。
- 脂肪族第3級アミンが、N,N,N’,N’−テトラキス(2−ヒドロキシエチル)エチレン−ジアミン(THEED)を含む、請求項1または2に記載の添加剤組成物。
- 脂肪族第3級アミンが、N,N,N’,N’−テトラキス(2−ヒドロキシプロピル)エチレン−ジアミン(Quadrol(登録商標))を含む、請求項1〜3のいずれか一項に記載の添加剤組成物。
- 脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体が、トリ−イソプロパノールアミンのエチレンオキシド(EO)誘導体(EO−TIPA)を含む、請求項1〜4のいずれか一項に記載の添加剤組成物。
- 脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体が、トリ−イソプロパノールアミンのプロピレンオキシド(PO)誘導体(PO−TIPA)を含む、請求項1〜5のいずれか一項に記載の添加剤組成物。
- 脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体が、トリエタノールアミンのエチレンオキシド(EO)誘導体(EO−TEA)を含む、請求項1〜6のいずれか一項に記載の添加剤組成物。
- 脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体は、トリエタノールアミンのプロピレンオキシド(PO)誘導体(PO−TEA)を含む、請求項1〜7のいずれか一項に記載の添加剤組成物。
- 脂肪族第3級アミンが、トリ−イソプロパノールアミン(TIPA)、N,N,N’,N’−テトラキス(2−ヒドロキシエチル)エチレン−ジアミン(THEED)、N,N,N’,N’ テトラキス(2−ヒドロキシプロピル)エチレン−ジアミン(Quadrol(登録商標))、またはこれらの混合物を含む、請求項1〜8のいずれか一項に記載の添加剤組成物。
- 脂肪族第3級アミンの酸化物処理された誘導体が、トリ−イソプロパノールアミンのエチレンオキシド(EO)誘導体(EO−TIPA)、トリ−イソプロパノールアミンのプロピレンオキシド(PO)誘導体(PO−TIPA)、トリエタノールアミンのエチレンオキシド(EO)誘導体(EO−TEA)、トリエタノールアミンのプロピレンオキシド(PO)誘導体(PO−TEA)、またはこれらの混合物を含む、請求項1〜9のいずれか一項に記載の添加剤組成物。
- 組成物が、トリエタノールアミン(TEA)、モノエタノールアミン(MEA)、ジエタノールアミン(DEA)、およびテトラエチレンペンタアミン(TEPA)を含まない、請求項1〜10のいずれか一項に記載の添加剤組成物。
- 炭化水素が、原油、燃料油、酸性ガス、アスファルトおよびに貯蔵タンク、容器およびパイプラインに含まれる精製された製品を含む、炭化水素ストリームを含む、請求項1〜11のいずれか一項に記載の添加剤組成物。
- 硫化水素含有化合物が、硫黄含有化合物、またはメルカプタン、またはこれらの混合物を含む、請求項1〜12のいずれか一項に記載の添加剤組成物。
- 硫化水素をスカベンジングするための組成物であって、ここで、前記組成物は:
(a)硫黄含有化合物を含む炭化水素;および
(b)硫化水素スカベンジング添加剤組成物、
を含み、
ここで、硫化水素スカベンジング添加剤組成物は、少なくとも:
(A)グリオキサール;および
(B)少なくとも1種の脂肪族第3級アミンまたはその酸化物処理された誘導体、または脂肪族第3級アミンおよびその酸化物処理された誘導体の混合物、
の組み合わせを含み、
ここで、脂肪族第3級アミンまたはその酸化物処理された誘導体は、請求項1〜13のいずれか一項に記載されたものである、
組成物。 - 硫黄含有化合物を含む炭化水素中の硫化水素をスカベンジングするための方法であって、ここで、前記方法は、炭化水素を、硫化水素スカベンジング添加剤組成物と接触させることを含み、ここで、硫化水素スカベンジング添加剤組成物は、請求項1〜13にいずれか一項に記載されたとおりのものである、方法。
- 硫黄含有化合物を含む炭化水素中の硫化水素をスカベンジングするための硫化水素スカベンジング添加剤組成物を使用する方法であって、ここで、前記方法は、炭化水素に、請求項1〜13にいずれか一項に記載された硫化水素スカベンジング添加剤組成物を添加することを含む、方法。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IN201621000398 | 2016-01-05 | ||
| IN201621000398 | 2016-01-05 | ||
| PCT/IB2016/058008 WO2017118896A1 (en) | 2016-01-05 | 2016-12-26 | Hydrogen sulfide scavenging additive composition and method of use thereof |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2019507209A true JP2019507209A (ja) | 2019-03-14 |
| JP6586529B2 JP6586529B2 (ja) | 2019-10-02 |
Family
ID=57915020
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2018535048A Expired - Fee Related JP6586529B2 (ja) | 2016-01-05 | 2016-12-26 | 硫化水素スカベンジング添加剤組成物およびその使用方法 |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11377600B2 (ja) |
| EP (1) | EP3400087B1 (ja) |
| JP (1) | JP6586529B2 (ja) |
| KR (1) | KR102048218B1 (ja) |
| CN (1) | CN108430603B (ja) |
| AU (1) | AU2016384296B9 (ja) |
| BR (1) | BR112018013492B1 (ja) |
| CA (1) | CA3010550C (ja) |
| MY (1) | MY184443A (ja) |
| PH (1) | PH12018550083A1 (ja) |
| SG (1) | SG11201804926RA (ja) |
| WO (1) | WO2017118896A1 (ja) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MY184443A (en) | 2016-01-05 | 2021-04-01 | Dorf Ketal Chemicals India Private Ltd | Hydrogen sulfide scavenging additive composition and method of use thereof |
| MX2018008420A (es) * | 2016-01-08 | 2018-08-15 | Innophos Inc | Composiciones secuestrantes para especies de azufre. |
| JP2020143170A (ja) * | 2017-06-29 | 2020-09-10 | 株式会社クラレ | アスファルト中の含硫黄化合物除去用の組成物 |
| GB201813645D0 (en) * | 2018-08-22 | 2018-10-03 | Innospec Ltd | Methods, products & uses relating thereto |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS58124519A (ja) * | 1982-01-18 | 1983-07-25 | エクソン・リサ−チ・アンド・エンヂニアリング・コムパニ− | 強塩基性第三級アミノ化合物によるガス状混合物からの硫化水素の除去法 |
| JPH07258664A (ja) * | 1994-03-18 | 1995-10-09 | Kansai Electric Power Co Inc:The | ガス中の硫化水素を選択的に除去する方法 |
| US20120329930A1 (en) * | 2011-06-21 | 2012-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Hydrogen sulfide scavenger for use in hydrocarbons |
| US20130004393A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic Method for Enhanced H2S/Mercaptan Scavenging |
| JP2013501126A (ja) * | 2009-08-04 | 2013-01-10 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | 精製炭化水素流から硫化水素を除去する方法 |
| JP2013544305A (ja) * | 2010-11-22 | 2013-12-12 | ドルフ ケタール ケミカルズ(インド)プライベート リミテッド | 炭化水素流中の硫化水素を除去するための添加組成及び方法 |
| US20140029510A1 (en) * | 2011-04-15 | 2014-01-30 | Kyocera Corporation | Mobile communication terminal and search method |
| WO2015141535A1 (ja) * | 2014-03-17 | 2015-09-24 | 株式会社クラレ | 含硫黄化合物除去用の組成物 |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1991765A (en) | 1932-01-23 | 1935-02-19 | Dupont Viscoloid Company | Aldehyde-hydrogen sulphide reaction product |
| US4680127A (en) | 1985-12-13 | 1987-07-14 | Betz Laboratories, Inc. | Method of scavenging hydrogen sulfide |
| DE4002132A1 (de) | 1990-01-25 | 1991-08-01 | Hoechst Ag | Verfahren zum abfangen von schwefelwasserstoff mit glyoxal |
| US5698171A (en) * | 1996-01-10 | 1997-12-16 | Quaker Chemical Corporation | Regenerative method for removing sulfides from gas streams |
| US6294220B1 (en) * | 1999-06-30 | 2001-09-25 | Alpha Metals, Inc. | Post-treatment for copper on printed circuit boards |
| US6666975B1 (en) | 2002-10-04 | 2003-12-23 | Ge Betz, Inc. | Method of reducing hydrogen sulfide odor emissions from an aqueous medium |
| US7268100B2 (en) * | 2004-11-29 | 2007-09-11 | Clearwater International, Llc | Shale inhibition additive for oil/gas down hole fluids and methods for making and using same |
| PE20121139A1 (es) * | 2009-05-05 | 2012-08-27 | Dorf Ketal Chemicals India Private Ltd | Metodo de depurar sulfuro de hidrogeno de una corriente de hidrocarburos |
| US20120067783A1 (en) * | 2010-09-21 | 2012-03-22 | Gregory Kaplan | Hydrogen sulfide scavenger compositions, methods for making and processes for removing hydrogen sulfide from liquid hydrocarbon media |
| SG11201403026XA (en) * | 2011-12-09 | 2014-07-30 | Dorf Ketal Chemicals India Private Ltd | Improved additives composition for control and inhibition of polymerization of aromatic vinyl monomers, and method of use thereof |
| WO2014210166A1 (en) * | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Ecolab Usa Inc. | Epoxide-based hydrogen sulfide scavengers |
| MY184443A (en) | 2016-01-05 | 2021-04-01 | Dorf Ketal Chemicals India Private Ltd | Hydrogen sulfide scavenging additive composition and method of use thereof |
-
2016
- 2016-12-26 MY MYPI2018001251A patent/MY184443A/en unknown
- 2016-12-26 US US16/067,013 patent/US11377600B2/en active Active
- 2016-12-26 WO PCT/IB2016/058008 patent/WO2017118896A1/en active Application Filing
- 2016-12-26 JP JP2018535048A patent/JP6586529B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2016-12-26 CN CN201680077938.0A patent/CN108430603B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2016-12-26 CA CA3010550A patent/CA3010550C/en active Active
- 2016-12-26 KR KR1020187019024A patent/KR102048218B1/ko active Active
- 2016-12-26 BR BR112018013492-9A patent/BR112018013492B1/pt active IP Right Grant
- 2016-12-26 SG SG11201804926RA patent/SG11201804926RA/en unknown
- 2016-12-26 EP EP16831756.8A patent/EP3400087B1/en active Active
- 2016-12-26 AU AU2016384296A patent/AU2016384296B9/en active Active
-
2018
- 2018-06-11 PH PH12018550083A patent/PH12018550083A1/en unknown
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS58124519A (ja) * | 1982-01-18 | 1983-07-25 | エクソン・リサ−チ・アンド・エンヂニアリング・コムパニ− | 強塩基性第三級アミノ化合物によるガス状混合物からの硫化水素の除去法 |
| JPH07258664A (ja) * | 1994-03-18 | 1995-10-09 | Kansai Electric Power Co Inc:The | ガス中の硫化水素を選択的に除去する方法 |
| JP2013501126A (ja) * | 2009-08-04 | 2013-01-10 | ゼネラル・エレクトリック・カンパニイ | 精製炭化水素流から硫化水素を除去する方法 |
| JP2013544305A (ja) * | 2010-11-22 | 2013-12-12 | ドルフ ケタール ケミカルズ(インド)プライベート リミテッド | 炭化水素流中の硫化水素を除去するための添加組成及び方法 |
| US20140029510A1 (en) * | 2011-04-15 | 2014-01-30 | Kyocera Corporation | Mobile communication terminal and search method |
| US20120329930A1 (en) * | 2011-06-21 | 2012-12-27 | Baker Hughes Incorporated | Hydrogen sulfide scavenger for use in hydrocarbons |
| US20130004393A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Synergistic Method for Enhanced H2S/Mercaptan Scavenging |
| WO2015141535A1 (ja) * | 2014-03-17 | 2015-09-24 | 株式会社クラレ | 含硫黄化合物除去用の組成物 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA3010550A1 (en) | 2017-07-13 |
| CA3010550C (en) | 2021-06-22 |
| JP6586529B2 (ja) | 2019-10-02 |
| PH12018550083A1 (en) | 2019-03-18 |
| CN108430603B (zh) | 2021-05-25 |
| KR20180099709A (ko) | 2018-09-05 |
| BR112018013492B1 (pt) | 2023-01-10 |
| AU2016384296A1 (en) | 2018-07-05 |
| KR102048218B1 (ko) | 2019-11-25 |
| AU2016384296B9 (en) | 2019-05-23 |
| AU2016384296B2 (en) | 2019-05-16 |
| US20190010403A1 (en) | 2019-01-10 |
| CN108430603A (zh) | 2018-08-21 |
| BR112018013492A2 (pt) | 2018-12-04 |
| SG11201804926RA (en) | 2018-07-30 |
| US11377600B2 (en) | 2022-07-05 |
| MY184443A (en) | 2021-04-01 |
| EP3400087B1 (en) | 2020-02-19 |
| WO2017118896A1 (en) | 2017-07-13 |
| EP3400087A1 (en) | 2018-11-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2818492C (en) | Additive composition and method for scavenging hydrogen sulfide in hydrocarbon streams | |
| JP5863642B2 (ja) | 炭化水素ストリームから硫化水素を捕捉する方法 | |
| JP6586529B2 (ja) | 硫化水素スカベンジング添加剤組成物およびその使用方法 | |
| EP3566762A2 (en) | Methods and compositions for scavenging sulfides and carbon dioxide from petroleum and natural gas | |
| KR102166888B1 (ko) | 질소 기반 황화수소 스캐빈저 및 이의 사용 방법 | |
| CA2985628A1 (en) | Foam control of gas sweetening processes | |
| WO2025141442A1 (en) | H2s scavenging compositions and methods of use | |
| CA3040750A1 (en) | Methods and compositions for scavenging sulfides and carbon dioxide from petroleum and natural gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20180905 |
|
| A529 | Written submission of copy of amendment under article 34 pct |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A529 Effective date: 20180830 |
|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20180905 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20190619 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20190702 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20190819 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20190903 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20190909 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6586529 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |