JP3824457B2

JP3824457B2 - Mercury removal from liquid hydrocarbons

Info

Publication number: JP3824457B2
Application number: JP28766499A
Authority: JP
Inventors: 凡徳堺; 英俊大野; 淳間瀬
Original assignee: Idemitsu Kosan Co Ltd
Current assignee: Idemitsu Kosan Co Ltd
Priority date: 1998-11-16
Filing date: 1999-10-08
Publication date: 2006-09-20
Anticipated expiration: 2019-10-08
Also published as: JP2000212576A

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は液状炭化水素中の水銀除去法に関し、より詳しくは、水銀を含有する液状炭化水素から簡便な手段で、効率よく水銀を除去する方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
天然ガス田から液化石油ガスを除いて回収されるＮＧＬ（天然ガス液）中には、産地により異なるが数十〜数百ｐｐｂの水銀が含まれている。このような水銀を含んだ液状炭化水素をエチレン原料等化学原料として用いる場合、水銀は白金，パラジウム，銅，アルミニウムなどとアマルガムを生成して、水添触媒の劣化原因となったり、装置材料の腐食や強度低下につながることは知られており、水銀の除去技術の開発が強く望まれている。
【０００３】
ところで、特公平４−２８０４０号公報には、式ＭＭ’Ｓ（Ｍ及びＭ’はそれぞれ水素、アルカリ金属又はアンモニウム基を表し、それらはたがいに同一でも異なっていてもよい）で表される硫黄化合物で処理する工程と重金属の硫化物を含有する吸着剤に接触させる工程からなる方法が開示されている。しかし、工程が複雑であり、また吸着操作を含むため吸着剤の複雑な調製や運転条件の厳密な管理が必要である。さらに、吸着剤の調製においては、種々の因子により吸着剤の物性が変化し、その結果、炭化水素からの水銀除去工程に影響を与え、安定した水銀吸着のための吸着剤の調製は困難である。
【０００４】
特開平６−８９３３８号公報には、式ＭＭ’Ｓ_X（Ｍはアルカリ金属又はアンモニウム基、Ｍ’は水素、アルカリ金属、又はアンモニウム基を表し、ｘは１〜６の数を示す）で表す硫黄化合物で処理する方法が開示されている。しかし、処理温度が４０℃以下では、処理後の水銀濃度は３０〜１７０ｐｐｂと高く、１００〜１２０℃でも３０ｐｐｂになる場合があり満足できる数値ではない。
【０００５】
【発明が解決しようとする課題】
本発明は、上記観点からなされたもので、水銀を含有する液状炭化水素から簡便な手段で、効率よく水銀を除去する方法を提供することを目的とするものである。
【０００６】
【課題を解決するための手段】
本発明者らは、鋭意研究を重ねた結果、水銀を含有する液状炭化水素を、単体状水銀をイオン化する能力を有する物質、及び特定の硫黄化合物と接触させることにより上記の目的を効果的に達成しうることを見出し本発明を完成したものである。
【０００７】
すなわち、本発明は、水銀を含有する液状炭化水素を、単体状水銀をイオン化する能力を有する物質、及び式ＭＭ’Ｓ（Ｍ及びＭ’はそれぞれ水素、アルカリ金属又はアンモニウム基を表し、それらはたがいに同一でも異なっていてもよい）で表される硫黄化合物と接触させることを特徴とする液状炭化水素中の水銀除去法を提供するものである。
【０００８】
【発明の実施の形態】
以下に、本発明を詳細に説明する。
先ず、本発明において処理される水銀を含む液状炭化水素としては、常温で液体の炭化水素であればよく特に限定されない。
例えば原油，直留ナフサ，灯油，軽油，減圧留出油，常圧残渣油，天然ガスコンデンセートなどを挙げることができるが、特に天然ガスコンデンセート（ＮＧＬ）が好ましい。
【０００９】
本発明の方法で除去される水銀の形態は、単体状水銀，イオン状水銀どちらでも可である。
液状炭化水素中の水銀濃度は、特に限定されるものではないが、通常２〜１，０００Ｗ／Ｖｐｐｂ、好ましくは５〜１００Ｗ／Ｖｐｐｂである。
本発明は、上記の、水銀を含有する液状炭化水素を、単体状水銀をイオン化する能力を有する物質（以下、イオン化物質と略称する）、及び式ＭＭ’Ｓ（Ｍ及びＭ’はそれぞれ水素、アルカリ金属又はアンモニウム基を表し、それらはたがいに同一でも異なっていてもよい）で表される硫黄化合物と接触させることを特徴とするものである。
【００１０】
イオン化物質としては、例えば、硫酸鉄，塩化鉄，酸化鉄，硝酸鉄等の鉄化合物、硫酸銅，塩化銅，酸化銅，硝酸銅等の銅化合物、酸化バナジウム，硫化バナジウム，硫酸バナジウム等のバナジウム化合物、酸化マンガン，硫酸マンガン等のマンガン化合物、酸化ニッケル，硫酸ニッケル等のニッケル化合物、過酸化水素等の無機過酸化物、過酢酸等の有機過酸化物、空気中の酸素、原油タンクスラッジなどを挙げることができるが、中でも硫酸鉄，酸化鉄，酸化銅，酸化バナジウム，原油タンクスラッジが好ましい。原油タンクスラッジは、原油タンク底にあるスラッジをいい、元素分析値からみて、Ｆｅ，Ｓｉ，Ｎａ，Ａｌ，Ｐ，Ｚｎ，Ｃｕ，Ｃａ，Ｍｇ，Ｖ，Ｋ，Ｃｒ，Ｍｎ，Ｎｉ，Ｃ，Ｈ，Ｎ，Ｓ，Ｏ等の元素を含んでいる。該スラッジは、乾燥したものを使用してもよいし、若干前記の水分を含んでいるものを使用してもよい。
【００１１】
硫黄化合物は、一般式ＭＭ’Ｓで表され、Ｍ及びＭ’は同一又は異なり、それぞれ独立に、水素、アルカリ金属又はアンモニウム基である。ここで、アルカリ金属としては、例えば、ナトリウム、カリウム、リチウム又はセシウム等が挙げられる。
硫黄化合物の具体例としては、例えば、硫化水素，硫化ナトリウム、水硫化ナトリウム、硫化カリウム、水硫化カリウム，硫化アンモニウム等を挙げることができるが、中でも硫化水素，硫化ナトリウム、水硫化ナトリウムが好ましい。
硫黄化合物の形態は、固体の他、ガス状、水溶液、有機溶媒に溶解した溶液、であっても良い。
【００１２】
水銀を含有する液状炭化水素を、イオン化物質、及び硫黄化合物と接触させる順序については、先に該液状炭化水素をイオン化物質と接触させ、その後硫黄化合物と接触させてもよいし、あるいは水銀を含有する液状炭化水素をイオン化物質及び硫黄化合物とを同時に接触させてもよい。また、水銀を含有する液状炭化水素を硫黄化合物と接触させた後、それにイオン化物質を加えて更に接触させてもよい。
【００１３】
前記イオン化物質と、水銀を含む液状炭化水素の接触の際の割合は、重量で０．０００００１：１，０００〜１：１の範囲を任意に選択できるが、好ましくは０．０００１：１，０００〜１０：１，０００の範囲である。
前記硫黄化合物と、水銀を含む液状炭化水素の接触の際の割合は重量で、０．０００００１：１，０００〜１：１の範囲を任意に選択できるが、好ましくは０．０００１：１，０００〜１０：１，０００の範囲である。
前記硫黄化合物を含む水溶液と、水銀を含む液状炭化水素の接触の際の割合は重量で、０．０１：１，０００〜１，０００：０．１の範囲を任意に選択できるが、好ましくは１：１，０００〜５００：１，０００の範囲である。
【００１４】
上記の接触処理の温度については、常圧においては炭化水素の液状性を維持していればよく、通常０〜１００℃、圧力下においてもその液状性を保っていればよい。例えば１ＭＰａであれば０〜１８０℃の範囲を選択すればよい。
上記の接触処理の接触方法は、例えば、攪拌羽根による接触槽内での攪拌、ラインミキサーによる攪拌、容器自体の回転，振動による攪拌等を採用できる。また、その接触時間は３秒〜２４時間であり、２４時間を超えても問題ないが経済的に不利である。
【００１５】
炭化水素から除去された水銀は炭化水素及び水の液相から固形物として除かれる。その方法としてはデカンテーション、ろ過等の固液分離の手段を選択できる。または、そのまま容器の底に沈降させておいてもよい。
【００１６】
【実施例】
次に、本発明を実施例によりさらに詳しく説明するが、本発明はこれらの例によってなんら限定されるものではない。
〔予備試験１〕
水銀を含有するＮＧＬ（単体状水銀１９Ｗ／Ｖｐｐｂ，イオン状水銀８Ｗ／Ｖｐｐｂ）３重量部及び第１表に示した化合物０．００００６重量部を１００ｍｌのテフロン容器に入れ、常温で７時間マグネチックスターラーでＮＧＬ中の水銀形態を分析した。その結果を第１表に示す。
【００１７】
【表１】

【００１８】
〔予備試験２〕
水銀を含有するＮＧＬ（単体状水銀１９Ｗ／Ｖｐｐｂ，イオン状水銀８Ｗ／Ｖｐｐｂ）３重量部及び乾燥した原油タンクスラッジ０．０００６重量部を１００ｍｌのテフロン容器に入れ、常温で７時間マグネチックスターラーでＮＧＬ中の水銀形態を分析したところ単体状水銀はすべてイオン状に変化していた。
【００１９】
〔実施例１〕
硫化水素を１０Ｗ／Ｗｐｐｍ含有する水溶液１重量部と２７Ｗ／Ｖｐｐｂの水銀を含有するＮＧＬ３重量部及びそれぞれ硫酸第一鉄，硫酸第二鉄，硫化第二鉄，四三酸化鉄を含んだ４種類の鉄化合物０．００００６重量部を１００ｍｌのテフロン容器に入れ、常温で７時間マグネチックスターラーで攪拌後静置した。静置後、ＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところいずれも１Ｗ／Ｖｐｐｂ以下であった。
〔実施例２〕
実施例１において、鉄化合物の代わりに酸化第二銅０．００００６重量部を用いたこと以外は同様にして実施したところ、ＮＧＬ中の水銀濃度は１Ｗ／Ｖｐｐｂ以下であった。
【００２０】
〔実施例３〕
それぞれ１００、５００、１，０００、１０，０００Ｗ／Ｗｐｐｂの硫化水素を含有する４種類の水溶液１重量部と２７Ｗ／Ｖｐｐｂの水銀を含有するＮＧＬ３重量部及び原油タンクスラッジ（乾燥）０．００００６重量部を１００ｍｌのテフロン容器に入れ、常温で７時間マグネチックスターラーで攪拌後静置した。静置後ＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ、いずれも１Ｗ／Ｖｐｐｂ以下であった。
〔実施例４〕
水硫化ナトリウムを１Ｗ／Ｗｐｐｍ含有する水溶液１重量部と２７Ｗ／Ｖｐｐｂの水銀を含有するＮＧＬ３重量部及び原油タンクスラッジ（乾燥）０．０００６重量部を１００ｍｌのテフロン容器に入れ、常温で７時間マグネチックスターラーで攪拌後静置した。静置後、ＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ１Ｗ／Ｖｐｐｂ以下であった。
【００２１】
〔実施例５〕
硫化ナトリウムを０．１Ｗ／Ｗｐｐｍ含有する水溶液１重量部と２７Ｗ／Ｖｐｐｂの水銀を含有するＮＧＬ３重量部及び原油タンクスラッジ（乾燥）０．０００６重量部を１００ｍｌのテフロン容器に入れ、常温で７時間マグネチックスターラーで攪拌後静置した。静置後、ＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ１Ｗ／Ｖｐｐｂ以下であった。
〔比較例１〕
実施例１において、硫化水素を含有する水溶液の代わりにイオン交換水を用いたこと以外は同様にして実施した。常温で７時間マグネチックスターラーで攪拌後、静置してＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ、いずれも２７Ｗ／Ｖｐｐｂのままであった。さらに、２４時間攪拌した後、静置してＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ、いずれも２７Ｗ／Ｖｐｐｂのままであった。
【００２２】
〔比較例２〕
実施例１において、硫化水素を含有する水溶液の代わりに海水を用いたこと以外は同様にして実施した。常温で７時間マグネチックスターラーで撹件後、静置してＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ、いずれも２７Ｗ／Ｖｐｐｂのままであった。さらに、２４時間攪拌した後、静置してＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ、いずれも２７Ｗ／Ｖｐｐｂのままであった。
〔比較例３〕
実施例１において、鉄化合物を添加しないこと以外は同様にして実施した。常温で７時間マグネチックスターラーで撹絆後、静置してＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ、２７Ｗ／Ｖｐｐｂのままであった。
【００２３】
〔実施例６〕
硫化水素ガス０．００００１５重量部と水銀を含有するＮＧＬ（水銀濃度２７Ｗ／Ｖｐｐｂ）３重量部及び四三酸化鉄０．００００３重量部を１００ｍｌのテフロン（登録商標）容器に入れ、常温で７時間攪拌後静置した。静置後、ＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ１Ｗ／Ｖｐｐｂ以下であった。
【００２４】
〔実施例７〕
実施例６において、四三酸化鉄の代わりに酸化第二銅０．００００６重量部を用いたこと以外は同様にした。静置後、ＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ１Ｗ／Ｖｐｐｂ以下であった。
〔実施例８〕
実施例６において、四三酸化鉄の代わりに原油タンクスラッジ０．００００３重量部を用いたこと以外は同様にした。静置後、ＮＧＬ中の水銀濃度を測定したところ１Ｗ／Ｖｐｐｂ以下であった。
【００２５】
【発明の効果】
本発明によれば、極めて簡単な手段により、液状炭化水素中の水銀濃度を１Ｗ／Ｖｐｐｂ以下に低減できる。[0001]
BACKGROUND OF THE INVENTION
The present invention relates to a method for removing mercury from liquid hydrocarbons, and more particularly to a method for efficiently removing mercury from liquid hydrocarbons containing mercury by simple means.
[0002]
[Prior art]
NGL (natural gas liquid) recovered by removing liquefied petroleum gas from a natural gas field contains several tens to several hundreds ppb of mercury, depending on the production area. When such mercury-containing liquid hydrocarbons are used as chemical raw materials such as ethylene raw materials, mercury generates amalgams with platinum, palladium, copper, aluminum, etc., which may cause deterioration of the hydrogenation catalyst, It is known to lead to corrosion and strength reduction, and development of mercury removal technology is strongly desired.
[0003]
By the way, in Japanese Patent Publication No. 4-28040, sulfur represented by the formula MM ′S (M and M ′ each represent hydrogen, an alkali metal or an ammonium group, which may be the same or different). A method comprising a step of treating with a compound and a step of contacting with an adsorbent containing a heavy metal sulfide is disclosed. However, since the process is complicated and includes an adsorption operation, complicated preparation of the adsorbent and strict management of operating conditions are required. Furthermore, in the preparation of the adsorbent, the physical properties of the adsorbent change due to various factors. As a result, the mercury removal process from hydrocarbons is affected, and it is difficult to prepare an adsorbent for stable mercury adsorption. is there.
[0004]
In JP-A-6-89338, it is represented by the formula MM ′S _X (M represents an alkali metal or ammonium group, M ′ represents hydrogen, an alkali metal, or an ammonium group, and x represents a number of 1 to 6). A method of treating with a sulfur compound is disclosed. However, when the processing temperature is 40 ° C. or lower, the mercury concentration after the processing is as high as 30 to 170 ppb, and even at 100 to 120 ° C., it may be 30 ppb, which is not a satisfactory value.
[0005]
[Problems to be solved by the invention]
The present invention has been made from the above viewpoint, and an object of the present invention is to provide a method for efficiently removing mercury from liquid hydrocarbons containing mercury by simple means.
[0006]
[Means for Solving the Problems]
As a result of extensive research, the present inventors have effectively achieved the above object by bringing mercury-containing liquid hydrocarbons into contact with substances having the ability to ionize elemental mercury and specific sulfur compounds. The present invention has been completed by finding out what can be achieved.
[0007]
That is, the present invention relates to a liquid hydrocarbon containing mercury, a substance having the ability to ionize elemental mercury, and the formula MM ′S (M and M ′ represent hydrogen, alkali metal or ammonium group, respectively, The present invention provides a method for removing mercury in liquid hydrocarbons, characterized by contacting with a sulfur compound represented by the same or different.
[0008]
DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
The present invention is described in detail below.
First, the liquid hydrocarbon containing mercury to be treated in the present invention is not particularly limited as long as it is a hydrocarbon that is liquid at room temperature.
For example, crude oil, straight-run naphtha, kerosene, light oil, vacuum distillate oil, atmospheric residue oil, natural gas condensate and the like can be mentioned, and natural gas condensate (NGL) is particularly preferable.
[0009]
The form of mercury removed by the method of the present invention can be either elemental mercury or ionic mercury.
The mercury concentration in the liquid hydrocarbon is not particularly limited, but is usually 2 to 1,000 W / Vppb, preferably 5 to 100 W / Vppb.
The present invention relates to the above-described liquid hydrocarbon containing mercury, a substance capable of ionizing elemental mercury (hereinafter abbreviated as ionized substance), and a formula MM ′S (M and M ′ are hydrogen, It represents an alkali metal or ammonium group, which may be the same or different from each other) and is contacted with a sulfur compound represented by the following.
[0010]
The ionized material, such as iron sulfate, iron chloride, acid iron, iron compounds such as iron nitrate, copper sulfate, copper chloride, copper oxide, copper compounds such as copper nitrate, vanadium oxide, vanadium sulfide, such as vanadium sulfate vanadium compounds, manganese compounds such as manganese oxide, sulfate, manganese, nickel oxide, nickel compounds such as sulfuric acid nickel, inorganic peroxides such as hydrogen peroxide, organic peroxides such as peracetic acid, oxygen in the air, oil it can be exemplified such as a tank sludge, among them iron sulfate, acid iron, copper oxide, vanadium oxide, oil tank sludge are preferred. Crude oil tank sludge refers to sludge at the bottom of the crude oil tank. From the viewpoint of elemental analysis values, Fe, Si, Na, Al, P, Zn, Cu, Ca, Mg, V, K, Cr, Mn, Ni, C, It contains elements such as H, N, S, and O. As the sludge, a dried one may be used, or one containing a slight amount of the above moisture may be used.
[0011]
The sulfur compound is represented by the general formula MM ′S, and M and M ′ are the same or different and are each independently hydrogen, an alkali metal or an ammonium group. Here, examples of the alkali metal include sodium, potassium, lithium, cesium, and the like.
Specific examples of the sulfur compound include hydrogen sulfide, sodium sulfide, sodium hydrosulfide, potassium sulfide, potassium hydrosulfide, and ammonium sulfide. Among them, hydrogen sulfide, sodium sulfide, and sodium hydrosulfide are preferable.
The form of the sulfur compound may be a solid, a gas, an aqueous solution, or a solution dissolved in an organic solvent.
[0012]
Regarding the order in which the liquid hydrocarbon containing mercury is brought into contact with the ionized substance and the sulfur compound, the liquid hydrocarbon may be first contacted with the ionized substance and then contacted with the sulfur compound or containing mercury. The liquid hydrocarbon to be produced may be brought into contact with the ionized substance and the sulfur compound at the same time. Further, after contacting a liquid hydrocarbon containing mercury with a sulfur compound, an ionized substance may be added thereto and further contacted.
[0013]
The ratio of the ionized substance and the liquid hydrocarbon containing mercury can be arbitrarily selected from the range of 0.000001: 1,000 to 1: 1 by weight, preferably 0.0001: 1,000. -10: 1,000.
The ratio of the sulfur compound to the liquid hydrocarbon containing mercury can be arbitrarily selected in the range of 0.000001: 1,000 to 1: 1 by weight, preferably 0.0001: 1,000. -10: 1,000.
The ratio of the aqueous solution containing the sulfur compound and the liquid hydrocarbon containing mercury can be arbitrarily selected in the range of 0.01: 1,000 to 1,000: 0.1 by weight, preferably The range is 1: 1,000 to 500: 1,000.
[0014]
About the temperature of said contact processing, the liquid property of a hydrocarbon should just be maintained at a normal pressure, and what is necessary is just to maintain the liquid property also under 0-100 degreeC and a pressure normally. For example, if it is 1 MPa, the range of 0-180 degreeC should just be selected.
As the contact method of the above contact treatment, for example, stirring in a contact tank by a stirring blade, stirring by a line mixer, rotation of the container itself, stirring by vibration, and the like can be adopted. Moreover, the contact time is 3 second-24 hours, and even if it exceeds 24 hours, there is no problem, but it is economically disadvantageous.
[0015]
Mercury removed from the hydrocarbon is removed as a solid from the liquid phase of the hydrocarbon and water. As the method, solid-liquid separation means such as decantation and filtration can be selected. Or you may make it settle to the bottom of a container as it is.
[0016]
【Example】
EXAMPLES Next, although an Example demonstrates this invention further in detail, this invention is not limited at all by these examples.
[Preliminary test 1]
3 parts by weight of NGL containing mercury (elementary mercury 19 W / Vppb, ionic mercury 8 W / Vppb) and 0.00006 parts by weight of the compound shown in Table 1 are placed in a 100 ml Teflon container, and magnetically at room temperature for 7 hours. The mercury form in NGL was analyzed with a stirrer. The results are shown in Table 1.
[0017]
[Table 1]

[0018]
[Preliminary test 2]
3 parts by weight of NGL containing mercury (single mercury 19W / Vppb, ionic mercury 8W / Vppb) and 0.0006 parts by weight of dried crude oil tank sludge are placed in a 100 ml Teflon container and placed at room temperature with a magnetic stirrer for 7 hours. When the mercury form in NGL was analyzed, all the elemental mercury was changed to ionic form.
[0019]
[Example 1]
4 parts containing 1 part by weight of aqueous solution containing 10 W / Wppm of hydrogen sulfide and 3 parts by weight of NGL containing 27 W / Vppb of mercury, and ferrous sulfate, ferric sulfate, ferric sulfide, and triiron tetroxide, respectively. 0.00006 part by weight of this iron compound was placed in a 100 ml Teflon container, and stirred at room temperature for 7 hours with a magnetic stirrer and allowed to stand. After standing, when the mercury concentration in NGL was measured, all were 1 W / Vppb or less.
[Example 2]
In Example 1, when it carried out similarly except having used 0.00006 weight part of cupric oxide instead of the iron compound, the mercury concentration in NGL was 1 W / Vppb or less.
[0020]
Example 3
1 part by weight of four aqueous solutions containing 100, 500, 1,000, 10,000 W / Wppb hydrogen sulfide, 3 parts by weight of NGL containing 27 W / Vppb of mercury, and 0.00006 weight of crude oil tank sludge (dry) The portion was placed in a 100 ml Teflon container, and stirred at room temperature for 7 hours with a magnetic stirrer and allowed to stand. When the mercury concentration in NGL was measured after standing, all were 1 W / Vppb or less.
Example 4
1 part by weight of an aqueous solution containing 1 W / Wppm of sodium hydrosulfide, 3 parts by weight of NGL containing 27 W / Vppb of mercury, and 0.0006 part by weight of crude oil tank sludge (dried) are placed in a 100 ml Teflon container and magnetized for 7 hours at room temperature. The mixture was allowed to stand after stirring with a tic stirrer. After standing, the mercury concentration in NGL was measured and found to be 1 W / Vppb or less.
[0021]
Example 5
1 part by weight of an aqueous solution containing 0.1 W / Wppm of sodium sulfide, 3 parts by weight of NGL containing 27 W / Vppb of mercury, and 0.0006 part by weight of crude oil tank sludge (dried) are placed in a 100 ml Teflon container for 7 hours at room temperature. The mixture was allowed to stand after stirring with a magnetic stirrer. After standing, the mercury concentration in NGL was measured and found to be 1 W / Vppb or less.
[Comparative Example 1]
In Example 1, it implemented similarly except having used ion-exchange water instead of the aqueous solution containing hydrogen sulfide. After stirring with a magnetic stirrer at room temperature for 7 hours, the mixture was allowed to stand and the mercury concentration in NGL was measured. As a result, all remained 27 W / Vppb. Furthermore, after stirring for 24 hours, it was left still and the mercury concentration in NGL was measured. As a result, all remained 27 W / Vppb.
[0022]
[Comparative Example 2]
In Example 1, it implemented similarly except having used seawater instead of the aqueous solution containing hydrogen sulfide. After stirring with a magnetic stirrer at room temperature for 7 hours, the mixture was allowed to stand and the mercury concentration in NGL was measured, and all remained 27 W / Vppb. Furthermore, after stirring for 24 hours, it was left still and the mercury concentration in NGL was measured. As a result, all remained 27 W / Vppb.
[Comparative Example 3]
In Example 1, it implemented similarly except not adding an iron compound. After stirring with a magnetic stirrer at room temperature for 7 hours, the mixture was allowed to stand and the mercury concentration in NGL was measured. As a result, it was still 27 W / Vppb.
[0023]
Example 6
Put 0.000015 parts by weight of hydrogen sulfide gas, 3 parts by weight of NGL containing mercury (mercury concentration 27 W / Vppb) and 0.00003 parts by weight of iron tetroxide in a 100 ml Teflon (registered trademark) container, and at room temperature for 7 hours. The mixture was allowed to stand after stirring. After standing, the mercury concentration in NGL was measured and found to be 1 W / Vppb or less.
[0024]
[Example 7 ]
In Example 6, it carried out similarly except having used 0.00006 weight part of cupric oxide instead of triiron tetraoxide. After standing, the mercury concentration in NGL was measured and found to be 1 W / Vppb or less.
[Example 8 ]
In Example 6, the same procedure was followed except that 0.00003 parts by weight of crude oil tank sludge was used instead of triiron tetroxide. After standing, the mercury concentration in NGL was measured and found to be 1 W / Vppb or less.
[0025]
【The invention's effect】
According to the present invention, the mercury concentration in the liquid hydrocarbon can be reduced to 1 W / Vppb or less by extremely simple means.

Claims

Liquid hydrocarbons containing mercury are converted into iron sulfate, iron chloride, iron oxide, iron nitrate, copper sulfate, copper chloride, copper oxide, copper nitrate, vanadium oxide, vanadium sulfate, manganese oxide, manganese sulfate, nickel oxide, nickel sulfate. Selected from hydrogen peroxide, peracetic acid, oxygen in the air and crude oil tank sludge , with the ability to ionize elemental mercury, and the formula MM'S, where M and M 'are hydrogen, alkali metal or ammonium groups, respectively And they may be the same or different from each other). A method for removing mercury in liquid hydrocarbons,

The method for removing mercury in a liquid hydrocarbon according to claim 1, wherein the sulfur compound is an aqueous solution containing the sulfur compound.

Substance capable of ionizing elemental mercury is, iron sulfate, acid iron, copper oxide, vanadium oxide, mercury removal method in the liquid hydrocarbon according to claim 1 or 2 are those selected from a crude oil tank sludge .

The method for removing mercury in a liquid hydrocarbon according to any one of claims 1 to 3, wherein the sulfur compound represented by the formula MM'S is selected from hydrogen sulfide, sodium sulfide and sodium hydrosulfide.