KR20020086952A - Method for removing mercury from liquid hydrocarbon - Google Patents
Method for removing mercury from liquid hydrocarbon Download PDFInfo
- Publication number
- KR20020086952A KR20020086952A KR1020027013792A KR20027013792A KR20020086952A KR 20020086952 A KR20020086952 A KR 20020086952A KR 1020027013792 A KR1020027013792 A KR 1020027013792A KR 20027013792 A KR20027013792 A KR 20027013792A KR 20020086952 A KR20020086952 A KR 20020086952A
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- mercury
- liquid hydrocarbon
- sulfur compound
- crude oil
- sulfide
- Prior art date
Links
Classifications
-
- 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
- C10G29/06—Metal salts, or metal salts deposited on a carrier
- C10G29/10—Sulfides
Abstract
본 발명의 수은 제거 방법은, 순환 수단을 갖는 용기내에 수납된 이온상 수은을 함유하는 액상 탄화수소를 상기 용기에 순환시키면서, 상기 순환 수단의 흡인측 및/또는 토출측에 하기 화학식 1로 표시되는 황 화합물을 주입하고, 이온상 수은을 포함하는 액상 탄화수소를 황 화합물과 효율적으로 접촉시키는 것을 포함하는 것에 특징이 있다. 본 발명의 수은 제거 방법에 의해 이온상 수은을 간편하면서 효율적으로 액상 탄화수소로부터 제거할 수 있다.The mercury removal method of the present invention is a sulfur compound represented by the following formula (1) on the suction side and / or the discharge side of the circulation means while circulating a liquid hydrocarbon containing ionic mercury contained in a vessel having a circulation means to the vessel. Is injected, and the liquid hydrocarbon containing ionic mercury is efficiently contacted with a sulfur compound. By the mercury removal method of the present invention, ionic mercury can be removed from the liquid hydrocarbon simply and efficiently.
화학식 1Formula 1
M1-S-M2 M 1 -SM 2
상기 식에서,Where
M1및 M2는 각각 수소 원자, 알칼리 금속 또는 암모늄기를 나타낸다.M 1 and M 2 each represent a hydrogen atom, an alkali metal or an ammonium group.
Description
천연가스 산지에서 액화 석유가스를 제거하고 회수되는 NGL(natural gas liquid, 천연가스액)중에는, 산지에 따라 다르지만, 수십 내지 수백 ppb의 수은이 함유되어 있다고 알려져 있다. 이와 같은 수은을 함유하는 액상 탄화수소를, 에틸렌 원료 등의 화학 원료로 사용할 경우, 수은은 백금, 팔라듐, 구리, 알루미늄 등과 아말감을 형성하여 수소화 촉매의 열화 원인이 되거나, 장치 재료의 부식 또는 강도 저하를 초래할 우려가 있기 때문에, 수은의 제거 기술의 개발이 강력하게 요망되고 있다.Natural gas liquids (NGLs), which are removed by recovering liquefied petroleum gas from natural gas producing regions, are known to contain mercury in the range of tens to hundreds of ppb depending on the producing region. When such a liquid hydrocarbon containing mercury is used as a chemical raw material such as ethylene raw material, mercury forms amalgams such as platinum, palladium, copper, aluminum, etc., causing deterioration of the hydrogenation catalyst, or corrosion or deterioration of the device material. Since there exists a possibility of causing, development of the mercury removal technique is strongly desired.
수은 제거 기술로서는, 예컨대 수소화 처리 촉매 충전층이 제공된 수소화 처리 대역, 및 다공성 탄소 재료 충전층이 제공된 흡착 처리 대역으로 구성된 장치를 사용하여 수은을 흡착 제거하는 방법이 개시되어 있다(일본 특허공개공보 제98-251667호). 그러나, 상기 방법은 100 내지 400 ℃에서 수소화 처리한 후, 엄밀하게 제어된 비표면적, 세공 직경 등을 갖는 활성탄을 사용하여 흡착처리하는 방법으로서, 공정이 번잡할 뿐만 아니라, 흡착 조작을 포함하기 때문에 흡착제의 복잡한 조제 또는 운전 조건의 엄밀한 관리를 필요로 하는 등의 결점을 갖고 있다.As a mercury removal technique, the method of adsorption-removing mercury using the apparatus comprised, for example using the hydroprocessing zone provided with the hydroprocessing catalyst packed layer, and the adsorption process zone provided with the porous carbon material packed bed is disclosed (Japanese Patent Laid-Open Publication). 98-251667). However, the above method is a method of adsorption treatment using activated carbon having a hydrogenated treatment at 100 to 400 ° C., followed by a strictly controlled specific surface area, pore diameter, etc., because the process is not only complicated, but also includes an adsorption operation. The drawbacks include the complicated preparation of adsorbents or the strict management of operating conditions.
본 발명자들은 수은을 포함하는 액상 탄화수소로부터, 수은을 간편하게 제거하는 방법에 대해 연구를 거듭한 결과, 먼저 액상 탄화수소에 함유된 수은을 이온화 처리를 한 후, 특정 황 화합물과 접촉시킴으로써, 수은을 효율적으로 제거할 수 있는 방법을 제안하였다.The present inventors have conducted research on a method for easily removing mercury from a liquid hydrocarbon containing mercury. As a result, the mercury contained in the liquid hydrocarbon is first ionized and then contacted with a specific sulfur compound to efficiently contact mercury. We proposed a method that can be removed.
발명의 요약Summary of the Invention
본 발명은, 수은을 함유하는 액상 탄화수소로부터 특정 황 화합물을 사용하여 수은을 제거하는 방법에 있어서, 이온화된 수은을 간편한 방법으로 효율적으로 제거하는 공업적으로 유리한 방법을 제공하는 것을 목적으로 하는 것이다.It is an object of the present invention to provide an industrially advantageous method for efficiently removing ionized mercury by a simple method in a method for removing mercury using a specific sulfur compound from a liquid hydrocarbon containing mercury.
본 발명자들은, 상기 목적을 달성하기 위해 예의 연구를 거듭한 결과, 용기 내에 수납된 이온상 수은을 포함하는 액상 탄화수소로부터 상기 이온상 수은을 제거하되, 이온상 수은을 포함하는 액상 탄화수소를 순환 수단에 의해 상기 용기로 순환시키고, 상기 순환 수단의 흡인측 및/또는 토출측에 특정 황 화합물을 주입하고, 경우에 따라 용기 내의 액상 탄화수소를 기계적으로 교반함으로써 황 화합물을이온상 수은과 효과적으로 접촉시켜 상기 이온상 수은을 효과적으로 제거할 수 있음을 발견하였다. 본 발명은 이러한 지견에 따라 완성된 것이다.The present inventors have intensively researched to achieve the above object, and as a result, the ionic mercury is removed from the liquid hydrocarbon containing ionic mercury contained in the container, and the liquid hydrocarbon containing ionic mercury is transferred to the circulation means. By circulating the vessel, injecting a specific sulfur compound into the suction side and / or the discharge side of the circulation means, and optionally stirring the liquid hydrocarbon in the vessel to effectively contact the sulfur compound with the ionic phase mercury. It has been found that mercury can be effectively removed. The present invention has been completed in accordance with these findings.
즉, 본 발명은, 용기내에 수납되어 있는 이온상 수은을 포함하는 액상 탄화수소와 하기 화학식 1로 표시되는 황 화합물을 접촉시켜 상기 이온상 수은을 제거하되, 이온상 수은을 함유하는 액상 탄화수소를 순환 수단에 의해 상기 용기로 순환시키고, 상기 순환 수단의 흡인측 및/또는 토출측에 화학식 1의 황 화합물을 주입하고, 경우에 따라 용기 내의 이온상 수은을 함유하는 액상 탄화수소를 기계적으로 교반하는 것을 특징으로 하는, 액상 탄화수소로부터 수은을 제거하는 방법을 제공하는 것이다.That is, the present invention, while contacting the liquid hydrocarbon containing the ionic mercury contained in the container with the sulfur compound represented by the following formula (1) to remove the ionic mercury, circulating means for circulating the liquid hydrocarbon containing ionic mercury Circulating to the vessel by means of the step of injecting the sulfur compound of the formula (1) into the suction side and / or the discharge side of the circulation means, and optionally stirring the liquid hydrocarbon containing the ionic mercury in the vessel. And a method for removing mercury from liquid hydrocarbons.
상기 식에서,Where
M1및 M2는 각각 수소 원자, 알칼리 금속 또는 암모늄기를 나타내고, 이들은 서로 동일하거나 상이할 수 있다.M 1 and M 2 each represent a hydrogen atom, an alkali metal or an ammonium group, which may be the same or different from each other.
본 발명은 액상 탄화수소로부터 수은을 제거하는 방법에 관한 것이다. 더욱 상세하게는, 본 발명은, 용기내에 수납된 이온상 수은을 포함하는 액상 탄화수소로부터, 상기 이온상 수은을 간편한 방법으로 효율적으로 제거하는 공업적으로 유리한 방법에 관한 것이다.The present invention relates to a method for removing mercury from liquid hydrocarbons. More specifically, the present invention relates to an industrially advantageous method for efficiently removing the ionic mercury from a liquid hydrocarbon containing ionic mercury contained in a container in a simple manner.
본 발명에서 처리되는 이온상 수은을 포함하는 액상 탄화수소로서는, 상온에서 액체의 탄화수소이면 좋고, 특별히 한정되지 않는다. 예컨대, 원유, 직류(straight run) 나프타, 등유, 경유, 감압 유출유(vacuum distillate), 상압잔사유(topped crude) 또는 천연 가스 콘덴세이트(NGL) 등을 들 수 있지만, 특히 천연가스 콘덴세이트가 바람직하다.The liquid hydrocarbon containing the ionic mercury treated in the present invention may be a liquid hydrocarbon at ordinary temperature, and is not particularly limited. For example, crude oil, straight run naphtha, kerosene, diesel oil, vacuum distillate, topped crude or natural gas condensate (NGL), etc., but natural gas condensate is particularly preferred. .
이들 액상 탄화수소에 포함된 수은의 형태는 단일체상, 이온상 수은 중 어느 하나일 수 있다. 단일체상 수은은 후술하는 이온화 처리에 의해 이온화되어 이온상 수은이 된다. 처리되는 액상 탄화수소 중의 수은 농도는 특별히 제한은 없지만, 보통 2 내지 1,000 ㎍/ℓ, 바람직하게는 5 내지 100 ㎍/ℓ이다.The form of mercury contained in these liquid hydrocarbons may be either monolithic or ionic mercury. Monolithic mercury is ionized by the ionization process mentioned later to become ionic mercury. The mercury concentration in the liquid hydrocarbon to be treated is not particularly limited but is usually 2 to 1,000 µg / l, preferably 5 to 100 µg / l.
상기 원유는 특별히 한정되는 것은 아니며, 예컨대 사우디아라비아산 원유, 아랍 에미레이트 연방산 원유, 나이지리아산 원유, 캐나다산 원유, 멕시코산 원유, 이란산 원유, 이라크산 원유, 중국산 원유, 쿠웨이트산 원유, 말레이시아산 원유, 베네수엘라산 원유, 미국산 원유, 오스트레일리아산 원유, 러시아산 원유, 리비아산 원유, 필리핀산 원유, 인도네시아산 원유, 노르웨이산 원유, 타이산 원유, 카타르산 원유, 아르헨티나산 원유, 영국산 원유, 일본산 원유 등 및 이들의 혼합 원유를 들 수 있다.The crude oil is not particularly limited, for example, Saudi Arabian crude oil, United Arab Emirates crude oil, Nigerian crude oil, Canadian crude oil, Mexican crude oil, Iranian crude oil, Iraqi crude oil, Chinese crude oil, Kuwait crude oil, Malaysian crude oil Crude oil, Venezuela crude oil, American crude oil, Australian crude oil, Russian crude oil, Libyan crude oil, Philippine crude oil, Indonesian crude oil, Norwegian crude oil, Thai crude oil, Qatar crude oil, Argentine crude oil, British crude oil, Japan Acid crude oil and these mixed crude oils are mentioned.
또한, 상기 직류 나프타, 등유, 경유, 감압 유출유 또는 상압 잔사유는 특별히 한정되는 것은 아니며, 상기 원유를 통상의 방법에 의해 처리한 것을 들 수 있다.In addition, the said direct current naphtha, kerosene, light oil, a vacuum distillate, or a normal-pressure residue oil is not specifically limited, What processed the said crude oil by a conventional method is mentioned.
본 발명에 있어서는, 상기 액상 탄화수소 중의 수은은 제거처리하기 전에 이온화되어 있는 것이 필요하다. 이온화하는 방법에 대해서는 특별히 제한은 없지만, 상기 액상 탄화수소를 단일체상 수은에 대한 이온화능을 갖는 물질과 접촉시킴으로써, 단일체상 수은을 이온화할 수 있다. 여기에서, 수은 이온화능을 갖는 물질로서는, 예컨대 황산 철, 염화 철, 황화 철, 산화 철, 질산 철 등의 철 화합물; 황산 구리, 염화 구리, 산화 구리, 질산 구리, 황화 구리 등의 구리 화합물; 산화 바나듐, 황화 바나듐, 황산 바나듐 등의 바나듐 화합물; 산화 망간, 황화 망간, 황산 망간 등의 망간 화합물; 산화 니켈, 황화 니켈, 황산 니켈 등의 니켈 화합물; 과산화 수소 등의 무기 과산화물; 과아세트산 등의 유기 과산화물; 공기 중의 산소, 원유 탱크 슬러지 등을 들 수 있다. 이들은 단독으로 사용할 수 있고, 2종 이상을 조합하여 사용할 수 있다. 상기 원유 탱크 슬러지란 원유 탱크 바닥에 있는 슬러지를 말하며, 원소로서는, Fe, Si, Na, Al, P, Zn, Cu, Ca, Mg, V, K, Cr, Mn, Ni, C, H, N, O, S 등이 함유되어 있다.In the present invention, mercury in the liquid hydrocarbon needs to be ionized prior to the removal treatment. Although there is no restriction | limiting in particular about the method of ionizing, Monomer mercury can be ionized by contacting the said liquid hydrocarbon with the substance which has the ionization ability with respect to monomer mercury. Here, examples of the material having mercury ionization ability include iron compounds such as iron sulfate, iron chloride, iron sulfide, iron oxide, and iron nitrate; Copper compounds such as copper sulfate, copper chloride, copper oxide, copper nitrate and copper sulfide; Vanadium compounds such as vanadium oxide, vanadium sulfide and vanadium sulfate; Manganese compounds such as manganese oxide, manganese sulfide and manganese sulfate; Nickel compounds such as nickel oxide, nickel sulfide and nickel sulfate; Inorganic peroxides such as hydrogen peroxide; Organic peroxides such as peracetic acid; Oxygen in air, crude oil tank sludge, etc. are mentioned. These can be used independently and can be used in combination of 2 or more type. The crude oil tank sludge means sludge at the bottom of the crude oil tank, and the elements include Fe, Si, Na, Al, P, Zn, Cu, Ca, Mg, V, K, Cr, Mn, Ni, C, H, N , O, S and the like.
또한, 산화 망간 등의 망간 화합물은 분말상, 파쇄상, 원주상, 구상, 섬유상, 벌집상(honeycomb form) 등 어느 형상으로도 사용할 수 있다. 또한, 실리카, 알루미나, 실리카-알루미나, 제올라이트, 세라믹, 유리, 수지 또는 활성탄 등에 담지시킨 형태로서 사용할 수도 있다. 담지량은 특별히 한정되지 않지만, 담체에 대해 0.1 내지 30 중량%가 바람직하다.In addition, manganese compounds, such as manganese oxide, can be used in any form, such as powder form, crushed form, columnar form, spherical form, fibrous form, honeycomb form. It can also be used as a form supported on silica, alumina, silica-alumina, zeolite, ceramic, glass, resin, or activated carbon. The supported amount is not particularly limited, but is preferably 0.1 to 30% by weight based on the carrier.
액상 탄화수소와 상기 수은 이온화능을 갖는 물질을 접촉시켜 단일체상 수은을 이온화 처리할 때의 조건으로서는, 특별히 제한은 없지만, 처리 온도는 보통 -50 내지 100 ℃, 바람직하게는 0 내지 60 ℃이며, 압력은 기본적으로는 처리 온도에 있어서 액상을 유지하는 압력일 수 있다. 수은 이온화능을 갖는 물질은 액상 탄화수소 중의 단일체상 수은 1몰당, 바람직하게는 1 내지 10,000몰 사용된다.There is no restriction | limiting in particular as conditions when ionizing a monolithic mercury by contacting a liquid hydrocarbon and the substance which has the mercury ionization ability, The processing temperature is usually -50-100 degreeC, Preferably it is 0-60 degreeC, and the pressure May basically be the pressure at which the liquid phase is maintained at the treatment temperature. A material having mercury ionization ability is used per mole of monolithic mercury in liquid hydrocarbon, preferably 1 to 10,000 moles.
본 발명에 있어서는, 이렇게 하여 이온화처리된 이온상 수은을 포함하는 액상 탄화수소는 용기에 수용되고, 상기 이온상 수은의 제거 처리가 이루어진다. 용기로서는, 예컨대 원유용, 나프타용, 콘덴세이트용 탱크 등을 들 수 있는데, 특별히 한정되는 것은 아니다. 또한, 이들 용기 내에는 물이 존재할 수 있다.In this invention, the liquid hydrocarbon containing the ionized mercury ionized in this way is accommodated in a container, and the said ion phase mercury removal process is performed. As a container, although the tank for crude oil, the naphtha, and the condensate is mentioned, it is not specifically limited, for example. In addition, water may be present in these containers.
본 발명에 있어서, 액상 탄화수소 중의 이온상 수은의 제거에 사용되는 황 화합물은 화학식 1로 표시되는 화합물이다.In the present invention, the sulfur compound used for the removal of the ionic mercury in the liquid hydrocarbon is a compound represented by the formula (1).
화학식 1Formula 1
M1-S-M2 M 1 -SM 2
상기 식에서,Where
M1및 M2는 각각 수소 원자, 알칼리 금속 또는 암모늄기를 나타내고, 이들은 서로 동일하거나 상이할 수 있다.M 1 and M 2 each represent a hydrogen atom, an alkali metal or an ammonium group, which may be the same or different from each other.
상기 화학식 1에 있어서, M1및 M2중의 알칼리 금속으로서는, 나트륨, 칼륨, 리튬, 세슘 등을 들 수 있다. 상기 화학식 1로 표시되는 황 화합물의 예로서는, 황화 수소, 황화 나트륨, 수황화 나트륨, 황화 칼륨, 수황화 칼륨, 황화 암모늄, 수황화 암모늄 등을 들 수 있다. 이들은 단독으로 사용할 수 있고, 2종 이상을 조합하여 사용할 수 있지만, 이들 중에서 황화 수소, 황화 나트륨 및 수황화 나트륨이 바람직하다.In the formula (1), examples of the alkali metal in M 1 and M 2 include sodium, potassium, lithium, cesium and the like. Examples of the sulfur compound represented by the formula (1) include hydrogen sulfide, sodium sulfide, sodium hydrosulfide, potassium sulfide, potassium hydrosulfide, ammonium sulfide and ammonium hydrosulfide. These may be used alone or two or more kinds thereof may be used in combination, but among them, hydrogen sulfide, sodium sulfide and sodium hydrosulfide are preferred.
본 발명에 있어서는, 상기 용기내에 수납되어 있는 이온상 수은을 포함하는 액상 탄화수소와 상기 화학식 1로 표시되는 황 화합물을 접촉시켜 이온상 수은을 액상 탄화수소에 불용성인 고체 수은 화합물로 변환시킨 후, 상기 고체상 수은 화합물을 여과, 침강 등에 의해 제거한다. 이 때, 상기 황 화합물과 이온상 수은의 접촉 효율을 높이기 위해서, 순환 수단에 의해 이온상 수은을 포함하는 액상 탄화수소를 상기 용기에 순환시키고, 상기 순환 수단의 흡인측 및/또는 토출측에 황 화합물을 주입한다. 순환 수단은 액상 탄화수소를 상기 용기로부터 흡인하고, 상기 용기에 토출하기 위한 펌프 및 액상 탄화수소를 통과시키기 위한 배관으로 이루어진다. 보통, 흡인구는 용기의 저부 근방에, 토출구는 용기의 상부 근방에 설치된다. 순환 속도는 보통 1 내지 5,000 ㎥/h이다.In the present invention, the liquid hydrocarbon containing the ionic mercury contained in the container and the sulfur compound represented by the formula (1) are contacted to convert the ionic mercury into a solid mercury compound that is insoluble in the liquid hydrocarbon, and then the solid phase Mercury compounds are removed by filtration, sedimentation and the like. At this time, in order to improve the contact efficiency between the sulfur compound and the ionic mercury, a circulating means circulates the liquid hydrocarbon containing the ionic mercury into the container, and a sulfur compound is added to the suction side and / or the discharge side of the circulation means. Inject. The circulation means comprises a pump for sucking liquid hydrocarbons from the vessel, and a pipe for passing the liquid hydrocarbon and a pipe for passing the liquid hydrocarbon. Usually, the suction port is provided near the bottom of the container, and the discharge port is provided near the top of the container. The circulation rate is usually 1 to 5,000 m 3 / h.
상기 배관은 기존의 용기의 공급용 또는 배출용의 배관 일부를 전용하는 것이 가능하며, 인출용 배관의 일부를 전용하는 것이 가능하고, 또한 원유 공급 등에 보통 실시되고 있는 원유 중의 수분리 조작을 위한 순환 라인을 전용하는 것도 가능하다.The pipe may be dedicated to a part of a pipe for supplying or discharging an existing container, and may be used to divert a part of the pipe for drawing, and also for circulation of water separation operation in crude oil which is usually performed for crude oil supply. It is also possible to dedicate the line.
황 화합물의 주입 방법으로서는 특별히 제한은 없으며, 예컨대 황 화합물로서 황화 수소를 사용하는 경우에는 그대로 주입할 수 있고, 황화 수소를 용해시킨 수용액의 형태로, 또는 황화 수소를 원유, 나프타, 등유, 경유, 중유 등의 액상 유기물에 용해시킨 용액의 형태로 주입할 수 있다. 또한, 황 화합물로서, 황화 나트륨등의 실온에서 고체상인 것을 사용할 경우에는, 이것을 용해시킨 수용액의 형태로 주입할 수 있다.There is no restriction | limiting in particular as a injection method of a sulfur compound, For example, when hydrogen sulfide is used as a sulfur compound, it can inject | pour directly as it is, and in the form of the aqueous solution which melt | dissolved hydrogen sulfide, or hydrogen sulfide as crude oil, naphtha, kerosene, diesel, It can be injected in the form of a solution dissolved in liquid organic substances such as heavy oil. In addition, when using a solid thing at room temperature, such as sodium sulfide, as a sulfur compound, it can inject in the form of the aqueous solution which melt | dissolved this.
상기 화학식 1로 표시되는 황 화합물의 사용량은 액상 탄화수소에 포함된 수은 1몰에 대해 바람직하게는 1 내지 10,000몰, 더욱 바람직하게는 100 내지 5,000몰이며, 액상 탄화수소를 순환시키면서 1 내지 300 시간에 걸쳐 전량을 주입하는것이 바람직하다. 전량을 주입한 후, 액상 탄화수소의 순환을 추가로 1 내지 300 시간 계속하는 것이 바람직하다.The amount of the sulfur compound represented by Chemical Formula 1 is preferably 1 to 10,000 moles, more preferably 100 to 5,000 moles, per 1 mole of mercury contained in the liquid hydrocarbon, and over 1 to 300 hours while circulating the liquid hydrocarbon. It is desirable to inject the whole amount. After injecting the whole amount, it is preferable to continue the circulation of the liquid hydrocarbon for 1 to 300 hours.
이 황 화합물을 이온상 수은과 접촉시킬 때의 조건으로서는 특별히 제한은 없지만, 온도는 바람직하게는 -50 내지 100 ℃, 더욱 바람직하게는 0 내지 60 ℃의 범위이며, 압력은 기본적으로는 처리 온도에 있어서 액상을 유지하는 압력일 수 있다.There is no restriction | limiting in particular as a condition at the time of making this sulfur compound contact with ionic mercury, Although temperature is preferably in the range of -50-100 degreeC, More preferably, it is the range of 0-60 degreeC, and a pressure is basically a process temperature. Pressure to maintain the liquid phase.
본 발명에 있어서는, 추가로 용기내의 액상 탄화수소를 기계적으로 교반함으로써, 황 화합물과 이온상 수은의 접촉 효율을 한층 향상시킬 수 있다.In this invention, the contact efficiency of a sulfur compound and ionic mercury can be improved further by mechanically stirring liquid hydrocarbon in a container.
다음에, 본 발명을 실시예에 의해 더욱 상세히 설명하고 있지만, 본 발명은 이들 예에 의해 어떠한 한정도 되지 않는다.Next, although an Example demonstrates this invention still in detail, this invention is not limited at all by these examples.
실시예 1Example 1
이온상 수은 15.3 ㎍/ℓ를 포함하는 액상 탄화수소(밀도 0.7363 g/㎤(15 ℃) 38,000 ㎥가 들어간 탱크에, 액상 탄화수소 순환용 배관을 설치하였다. 상기 배관의 중간에 용량 15 ㎥/h의 펌프를 배치하고, 상기 펌프를 가동시키면서 상기 펌프의 흡인측에 황화 수소를 4.8 ㎏/h으로 주입하였다. 황화 수소를 21.4 시간 주입한 후, 추가로 24 시간 액상 탄화수소를 순환시켰다. 이 때의 온도는 20 ℃이며, 압력은 상압이었다. 액상 탄화수소의 순환과 동시에, 탱크에 부착된 교반기를 가동시켜서 교반하였다.In a tank containing 38,000 m 3 of liquid hydrocarbon (density 0.7363 g / cm 3 (15 ° C.)) containing 15.3 μg / l of ionic mercury, a liquid hydrocarbon circulation pipe was installed. A pump having a capacity of 15 m 3 / h in the middle of the pipe Hydrogen sulfide was injected at a suction side of the pump at 4.8 kg / h while the pump was running, and hydrogen sulfide was injected for 21.4 hours, followed by further circulating liquid hydrocarbons for 24 hours. The pressure was atmospheric pressure at 20 DEG C. At the same time as the circulation of the liquid hydrocarbon, the stirrer attached to the tank was operated and stirred.
또한, 탱크내의 액상 탄화수소의 액면 높이는 탱크 저부로부터 12 m이었다. 탱크에 부착된 교반기의 가동 및 액상 탄화수소의 순환 종료 직후에, 탱크 저부로부터 1 m의 위치로부터, 액상 탄화수소의 일부를 꺼내어 0.5 ㎛의 필터를 사용하여 여과하였다. 여액 중의 수은 농도는 1 ㎍/ℓ이었다.In addition, the liquid level of the liquid hydrocarbon in a tank was 12 m from the tank bottom. Immediately after operation of the stirrer attached to the tank and completion of the circulation of the liquid hydrocarbon, a part of the liquid hydrocarbon was taken out from the tank bottom at a position of 1 m and filtered using a 0.5 µm filter. The mercury concentration in the filtrate was 1 μg / l.
또한, 탱크에 부착된 교반기의 가동 및 액상 탄화수소 순환용의 펌프의 가동을 정지하고 나서 10일 경과 후에, 탱크 저부로부터 1 m의 곳에서 채취한 액상 탄화수소 중의 수은 농도는 여과 조작 없이 1 ㎍/ℓ이었다.Also, 10 days after the operation of the stirrer attached to the tank and the operation of the pump for circulating the liquid hydrocarbon were stopped, the concentration of mercury in the liquid hydrocarbon collected at 1 m from the bottom of the tank was 1 μg / l without filtration. It was.
본 발명에 따르면, 용기내에 수납된 이온상 수은을 포함하는 액상 탄화수소로부터, 상기 이온상 수은을 매우 간편한 방법으로, 효율적이고 공업적으로 유리하게 제거할 수 있다.According to the present invention, the ionic mercury can be removed efficiently and industrially advantageously from a liquid hydrocarbon containing ionic mercury contained in a container by a very simple method.
Claims (7)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2001037972A JP2002241767A (en) | 2001-02-15 | 2001-02-15 | Method for removing mercury from liquid hydrocarbon |
JPJP-P-2001-00037972 | 2001-02-15 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
KR20020086952A true KR20020086952A (en) | 2002-11-20 |
KR100825152B1 KR100825152B1 (en) | 2008-04-24 |
Family
ID=18901030
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
KR1020027013792A KR100825152B1 (en) | 2001-02-15 | 2001-10-19 | Method for removing mercury from liquid hydrocarbon |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20030075484A1 (en) |
JP (1) | JP2002241767A (en) |
KR (1) | KR100825152B1 (en) |
CN (1) | CN1423687A (en) |
AU (1) | AU2001295976B2 (en) |
MY (1) | MY129007A (en) |
WO (1) | WO2002064705A1 (en) |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080207443A1 (en) * | 2007-02-28 | 2008-08-28 | Kishor Purushottam Gadkaree | Sorbent comprising activated carbon, process for making same and use thereof |
US7998898B2 (en) * | 2007-10-26 | 2011-08-16 | Corning Incorporated | Sorbent comprising activated carbon, process for making same and use thereof |
US8741243B2 (en) | 2007-05-14 | 2014-06-03 | Corning Incorporated | Sorbent bodies comprising activated carbon, processes for making them, and their use |
EP2205338A2 (en) * | 2007-08-29 | 2010-07-14 | Corning Incorporated | Process for removing toxic metals from a fluid stream |
US20090297885A1 (en) * | 2008-05-30 | 2009-12-03 | Kishor Purushottam Gadkaree | Composite Comprising An Inorganic Substrate With A Coating Comprising Activated Carbon And Metal Sulfide |
US8124213B2 (en) * | 2008-05-30 | 2012-02-28 | Corning Incorporated | Flow-through sorbent comprising a metal sulfide |
US8691722B2 (en) * | 2008-07-03 | 2014-04-08 | Corning Incorporated | Sorbent comprising activated carbon particles, sulfur and metal catalyst |
US8080156B2 (en) * | 2008-08-11 | 2011-12-20 | Conocophillips Company | Mercury removal from crude oil |
GB0905896D0 (en) * | 2009-04-06 | 2009-05-20 | Univ Belfast | Process for removing metals from hydrocarbons |
US8790510B2 (en) | 2009-10-29 | 2014-07-29 | Phillips 66 Company | Mercury removal with amine sorbents |
CA2818273A1 (en) * | 2010-11-19 | 2012-05-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
US20120125820A1 (en) * | 2010-11-19 | 2012-05-24 | Sujin Yean | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
US8721874B2 (en) * | 2010-11-19 | 2014-05-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
US8721873B2 (en) * | 2010-11-19 | 2014-05-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
US8728303B2 (en) * | 2010-11-19 | 2014-05-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
CA2872808A1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-11-21 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ method and system for removing heavy metals from produced fluids |
US9447675B2 (en) | 2012-05-16 | 2016-09-20 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ method and system for removing heavy metals from produced fluids |
CN104736678A (en) * | 2012-05-16 | 2015-06-24 | 雪佛龙美国公司 | Process, method, and system for removing mercury from fluids |
US9523043B2 (en) * | 2013-09-16 | 2016-12-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
MY175927A (en) * | 2015-03-03 | 2020-07-15 | Petroliam Nasional Berhad Petronas | Process for removing heavy metals from hydrocarbons |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5401392A (en) * | 1989-03-16 | 1995-03-28 | Institut Francais Du Petrole | Process for eliminating mercury and possibly arsenic in hydrocarbons |
FR2644472B1 (en) * | 1989-03-16 | 1991-06-21 | Inst Francais Du Petrole | PROCESS FOR THE REMOVAL OF MERCURY AND POSSIBLY ARSENIC IN HYDROCARBONS |
JPH0343495A (en) * | 1989-07-12 | 1991-02-25 | Jgc Corp | Process for removing mercury |
JPH0674429B2 (en) * | 1990-01-22 | 1994-09-21 | ドン リー サン | Final disposal method and equipment for various waste oils |
JP2611900B2 (en) * | 1992-06-05 | 1997-05-21 | 財団法人生産開発科学研究所 | Method for removing halogenated aromatic compounds from hydrocarbon oil |
JPH0740917A (en) * | 1993-07-21 | 1995-02-10 | Kioritz Corp | Packing apparatus |
JP2649024B2 (en) * | 1995-07-27 | 1997-09-03 | 太陽石油株式会社 | Method for removing mercury from liquid hydrocarbons |
JP3824457B2 (en) * | 1998-11-16 | 2006-09-20 | 出光興産株式会社 | Mercury removal from liquid hydrocarbons |
-
2001
- 2001-02-15 JP JP2001037972A patent/JP2002241767A/en active Pending
- 2001-10-17 MY MYPI20014824A patent/MY129007A/en unknown
- 2001-10-19 US US10/257,474 patent/US20030075484A1/en not_active Abandoned
- 2001-10-19 CN CN01808104A patent/CN1423687A/en active Pending
- 2001-10-19 WO PCT/JP2001/009196 patent/WO2002064705A1/en active Application Filing
- 2001-10-19 KR KR1020027013792A patent/KR100825152B1/en not_active IP Right Cessation
- 2001-10-19 AU AU2001295976A patent/AU2001295976B2/en not_active Ceased
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
KR100825152B1 (en) | 2008-04-24 |
CN1423687A (en) | 2003-06-11 |
JP2002241767A (en) | 2002-08-28 |
AU2001295976B2 (en) | 2006-07-27 |
WO2002064705A1 (en) | 2002-08-22 |
US20030075484A1 (en) | 2003-04-24 |
MY129007A (en) | 2007-03-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR100825152B1 (en) | Method for removing mercury from liquid hydrocarbon | |
US6537443B1 (en) | Process for removing mercury from liquid hydrocarbons | |
KR100809192B1 (en) | Process for removing mercury from liquid hydrocarbon | |
US20030127362A1 (en) | Selective hydroprocessing and mercaptan removal | |
EP0198730B1 (en) | Regeneration process of a used catalyst by an aqueous hydrogen peroxide solution stabilized by an organic compound | |
US7223332B1 (en) | Reactor and process for mercaptan oxidation and separation in the same vessel | |
JP6062943B2 (en) | Removal of mercury and secondary mercury compounds from crude oil streams | |
CA1151095A (en) | Process for removing the nitrogen impurities from a hydrocarbon mixture | |
KR102586688B1 (en) | Use of peroxy acids/hydrogen peroxide to remove metal components from petroleum and hydrocarbon streams for downstream applications | |
RU2092434C1 (en) | Method and apparatus for purifying white phosphorus | |
US3562151A (en) | Demetalation with cyanide ion | |
JP2002212572A (en) | Method for removing mercury from liquid hydrocarbon | |
JPH01188586A (en) | Removing method for mercury in hydrocarbon base oil | |
US3684700A (en) | Iron removal | |
JP2002129172A (en) | Method for removing mercury from liquid hydrocarbon | |
US2331622A (en) | Method for reconditioning used solutizer solutions | |
WO1998010045A1 (en) | Method of refining waste oils (petroleum products) | |
US2028473A (en) | Process of treating metallic salt solutions | |
JPS63218791A (en) | Hydrotreatment of heavy oil | |
SU1313866A1 (en) | Method for removing mercaptans from light oil products | |
Christianson et al. | Desalting Crude Petroleum: A Review of the Literature | |
JPS6011954B2 (en) | How to remove iron from petroleum-based mineral oil | |
JPH05247472A (en) | Removal of heavy metal from hydrocarbon oil | |
RO116271B1 (en) | Process for purifying waste water resulted from crude-oil production | |
JPH0823024B2 (en) | Method for removing mercury in hydrocarbon oils |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
N231 | Notification of change of applicant | ||
A201 | Request for examination | ||
E902 | Notification of reason for refusal | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant | ||
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20130321 Year of fee payment: 6 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20140319 Year of fee payment: 7 |
|
FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20160318 Year of fee payment: 9 |
|
LAPS | Lapse due to unpaid annual fee |