NO173321B - Fremgangsmaate for fjerning av kvikksoelv fra et hydrokarbonutgangsmateriale - Google Patents
Fremgangsmaate for fjerning av kvikksoelv fra et hydrokarbonutgangsmateriale Download PDFInfo
- Publication number
- NO173321B NO173321B NO89890993A NO890993A NO173321B NO 173321 B NO173321 B NO 173321B NO 89890993 A NO89890993 A NO 89890993A NO 890993 A NO890993 A NO 890993A NO 173321 B NO173321 B NO 173321B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- mass
- catalyst
- mercury
- metal
- sulfur
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 title 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 58
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 54
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims abstract description 54
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 22
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims abstract description 18
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims abstract description 3
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 claims description 26
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 239000007858 starting material Substances 0.000 claims description 25
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 8
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000004332 silver Substances 0.000 claims description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 3
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- -1 clays Chemical compound 0.000 claims description 2
- 150000008116 organic polysulfides Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 claims 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 abstract 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000000047 product Substances 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 6
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- XFWJKVMFIVXPKK-UHFFFAOYSA-N calcium;oxido(oxo)alumane Chemical compound [Ca+2].[O-][Al]=O.[O-][Al]=O XFWJKVMFIVXPKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- BWFPGXWASODCHM-UHFFFAOYSA-N copper monosulfide Chemical compound [Cu]=S BWFPGXWASODCHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011491 glass wool Substances 0.000 description 3
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 3
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 3
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 3
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N Copper oxide Chemical compound [Cu]=O QPLDLSVMHZLSFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005751 Copper oxide Substances 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 2
- 229910000431 copper oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- OMZSGWSJDCOLKM-UHFFFAOYSA-N copper(II) sulfide Chemical compound [S-2].[Cu+2] OMZSGWSJDCOLKM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 2
- GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H sodium hexametaphosphate Chemical compound [Na]OP1(=O)OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])O1 GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 2
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 2
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000497 Amalgam Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RBFQJDQYXXHULB-UHFFFAOYSA-N arsane Chemical class [AsH3] RBFQJDQYXXHULB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 229940116318 copper carbonate Drugs 0.000 description 1
- GEZOTWYUIKXWOA-UHFFFAOYSA-L copper;carbonate Chemical compound [Cu+2].[O-]C([O-])=O GEZOTWYUIKXWOA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- MAHNFPMIPQKPPI-UHFFFAOYSA-N disulfur Chemical compound S=S MAHNFPMIPQKPPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000464 lead oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 150000002731 mercury compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910000480 nickel oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 description 1
- YEXPOXQUZXUXJW-UHFFFAOYSA-N oxolead Chemical compound [Pb]=O YEXPOXQUZXUXJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N oxonickel Chemical compound [Ni]=O GNRSAWUEBMWBQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 1
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004230 steam cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
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
- C10G67/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
- C10G67/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
- C10G67/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including a sorption process as the refining step in the absence of hydrogen
-
- 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
- C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
- C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
- C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
-
- 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
- C10G2300/205—Metal content
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en f remgangsmåte^ £©j^ 0 0 fjerning av kvikksølv fra et hydrokarbonutgangsmateriale.
Det er velkjent at flytende kondensater som er biprodukter ved gassproduksjon (naturgass og andre typer gasser) og råolje kan inneholde tallrike metallforbindelser i spormengder, vanlig-vis tilstede i form av organometalliske komplekser, hvor metallet danner bindinger med ett eller flere karbonatomer i det organometalliske radikalet.
Disse metallforbindelsene er gifter for de katalysatorer som brukes under omdannelsesprosesser for petroleum. Spesielt vil de forgifte hydrobehandling og hydrogeneringskatalysatorer ved at de progressivt avsettes på den aktive overflaten. Metallforbindelsene finnes spesielt i de tunge bunnfraksjonene ved destillasjonen av råolje (nikkel, vanadium, arsen, kvikksølv) eller i kondensater av naturgass (kvikksølv og arsen).
Varmecracking eller katalytisk cracking av de hydrokarbon-destillater som er nevnt ovenfor, f.eks. ved dampcracking for omdannelse til lettere hydrokarboner, muliggjør en eliminasjon av visse metaller (f.eks. nikkel og vanadium). På den annen side vil visse andre metaller (f.eks. kvikksølv, arsen o.l.) ofte danne flyktige forbindelser og/eller er flyktig i elementær tilstand (kvikksølv), og som derfor delvis vil gå over i de lettere destillatene og kan forgifte katalysatorene som brukes i de etterfølgende omdannelsesprosesser. Kvikksølv er også en risiko ved at dette metallet fremmer korrosjon ved dannelse av amalgamer, f.eks. med aluminiumsbaserte legeringer, da spesielt i de deler av prosessen som utføres ved så lave temperaturer at man får en kondensasjon av flytende kvikksølv (kryogen fraksjon-ering og i varmevekslere).
Det er allerede kjent en rekke fremgangsmåter for å fjerne kvikksølv eller arsen fra hydrokarboner som befinner seg i en gassfase. Dette dreier seg særlig om prosesser hvor man bruker faste masser og hvor fremgangsmåten kan dreie seg om adsorpsjon, innfangning, ekstraksjon eller metalloverføringsmasser.
Når det gjelder masser for fjerning av kvikksølv, så beskriver US-patent 3194629 masser som består av svovel eller endog jod avsatt på aktivt karbon.
US-patent 4094777 fra den foreliggende søker beskriver andre masser som i det minste delvis består av kobber i form av
I / OvJ^. I et sulfid og et mineralsk underlag. Slike masser kan også inneholde sølv.
Fransk patentsøknad 87-07442 fra den foreliggende søker, beskriver en spesifikk fremgangsmåte for fremstilling av slike masser.
Fransk patent 2534826 beskriver andre masser som består av elementært svovel og et mineralunderlag.
Når det gjelder fremgangsmåter for fjerning av arsen, beskriver blant annet tysk patent 2149993 en anvendelse av et metall fra gruppe VIII i det periodiske system (nikkel, platina og palladium).
US-patent 4069140 beskriver bruken av forskjellige absorberende masser. Det er blant annet beskrevet jernoksyd avsatt på et underlag. Bruken av blyoksyd er beskrevet i US-patent 3782076, mens bruken av kobberoksyd er beskrevet i US-patent 3812653.
Visse produkter beskrevet i tidligere patenter er riktignok relativt effektive for fjerning av kvikksølv og endog for fjerning av arsen fra gasser (f.eks. hydrogen) eller gass-blandinger (f.eks. naturgass), og spesielt når naturgassen inneholder store mengder av hydrokarboner som innbefatter 3 eller flere karbonatomer. Prøver utført av foreliggende søker viser imidlertid at de samme produkter er relativt ineffektive såsnart utgangsmaterialet inneholder forbindelser som er forskjellige fra de elementære metaller, f.eks. arsenikk, arsiner som består av hydrokarbonkjeder inneholdende to eller flere karbonatomer, eller når det gjelder kvikksølv, dimetyl-merkurid og andre kvikksølvforbindelser som inneholder hydrokarbonkjeder med fra to eller flere karbonatomer, og eventuelt andre ikke-metalliske elementer såsom svovel og nitrogen.
Hensikten ved foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en fremgangsmåte for fjerning av kvikksølv i et hydrokarbonutgangsmateriale som unngår de ulemper man har i de tidligere kjente fremgangsmåter.
Ifølge den foreliggende fremgangsmåte bringes en blanding av hydrogen og nevnte utgangsmateriale i kontakt med en katalysator inneholdende 0,1 til 60 vekt% av minst ett metall M fra gruppen bestående av nikkel, kobolt, jern og palladium på et underlag valgt fra gruppen bestående av aluminiumoksyd, silisiumdioksyd-aluminiumoksyd, silisiumdioksyd, zeolitter, leirer, aktivt karbon og aluminiumoksydsementer, med en hydrogengjennomstrømningshastighet på mellom 1 og 500 volumer (under normalbetingelser) pr. volum katalysator pr. time, og ved en temperatur på 13 0°C til 2 5 0°C, og bringes deretter i kontakt med en oppfangningsmasse inneholdende svovel eller et metallsulfid ved en temperatur på 0°C til 175°C hvis to reaktorer brukes, eller 13 0°C til 175°C hvis én reaktor brukes, hvorunder trykket varierer fra 1 til 50 absolutt bar, med en gjennomstrømnings-hastighet av utgangsmaterialet i forhold til oppfangningsmassen fra 1 til 50 volumer (væske) pr. massevolum og pr. time.
Når utgangsmaterialet også innbefatter arsen, så vil også dette metallet bli eliminert. Det er foretrukket å bruke et utgangsmateriale som i det minste delvis er i væskefase.
I foreliggende oppfinnelse har man også kunnet observere at for å holde en konstant konsentrasjon med hensyn til totalt svovel (elementær svovel og eventuelt et svovel-sulfid) i oppfangningsmassen, er det fordelaktig av man samtidig med utgangsmaterialet tilfører følgende:
- svovel i form av hydrogensulfid (H2S) og/eller
- svovel i form av et organisk polysulfid (f.eks. et dialkylpolysulfid).
Skjønt svovelet kan tilføres sammen med utgangsmaterialet (organisk polysulfid) og/eller med hydrogenet (H2S) over katalysatoren, er det mest foretrukket å tilføre svovelet mellom reaktoren som inneholder katalysatoren, og den reaktor som inneholder oppfangningsmassen, for dermed å begrense sulfid-eringsnivået til katalysatorens likevektsnivå.
Som en funksjon av driftsbetingelsene, og da spesielt med hensyn til partialtrykket av hydrogenet og/eller av vann (hvis vann er tilstede), så kan man justere mengden av det svovel som tilføres, noe som er velkjent fra industrien, for å kontrollere likevektene med hensyn til desulfidering av oppfangningsmassen
I / \J\J£. I
og for å opprettholde en konstant svovelkonsentrasjon i sistnevnte i forhold til de følgende likevektsligninger:
Svovelforbindelsen blir derfor fortrinnsvis tilført mellom reaktoren som inneholder katalysatoren og reaktoren som inneholder oppfangningsmassen.
Overraskende har man også oppdaget at i nærvær av høye arsenkonsentrasjoner eller i nærvær av høye "væske"-gjennom-gangshastigheter som ofte gir en ufullstendig oppfangning av arsen (f.eks. mindre enn 9 0%) på katalysatoren, så vil oppfangningsmassen for kvikksølv også funksjonere meget tilfreds-stillende for oppfangning av arsen. I det minste bør 50% av den totale katalysator-metallmengden være i redusert form.
Mengden av metall M med hensyn til katalysatorens totale vekt er fordelaktig mellom 5 og 60% og særlig mellom 5 og 30%. I forbindelse med en kombinasjon med palladium, bør mengden av dette metallet med hensyn til katalysatorens totale vekt være mellom 0,01 og 10% og fortrinnsvis mellom 0,05 og 5%.
Fremgangsmåter for fremstilling av katalysatorer som beskrevet ovenfor er i seg selv kjente og vil ikke bli beskrevet her.
Før bruk og hvis nødvendig, kan katalysatoren reduseres ved hjelp av hydrogen eller en gass inneholdende hydrogen ved temperaturer mellom 150 og 600°C.
Man kan anvende svovel avsatt på et underlag, f.eks. et kommersielt produkt som kalgon HGR, og generelt ethvert produkt bestående av svovel avsatt på aktivt karbon eller på et makro-porøst aluminiumoksyd, som oppfangningsmasse, slik det er beskrevet i fransk patent 2534826.
Man kan i tillegg anvende et metall P fra gruppen bestående av kobber, jern, sølv, og fortrinnsvis bruker man en kobber eller en kobber/sølv-kombinasjon, idet metallet P i det minste delvis foreligger i form av et sulfid.
Denne oppfangningsmassen kan fremstilles ved hjelp av den fremgangsmåte som er anbefalt i US-patent 4094777 fra foreliggende søker, eller ved å avsette kobberoksyd på aluminiumoksyd som deretter sulfideres med et organisk polysulfid, f.eks. slik det er beskrevet i fransk patentsøknad 87/07442.
Mengden av elementært svovel i elementær eller kombinert form som befinner seg i oppfangningsmassen, er fordelaktig mellom 1 og 40%, fortrinnsvis mellom 1 og 2 0 vektprosent.
Mengden av metall P som er kombinert eller ikke i form av et sulfid, er fortrinnsvis mellom 0,1 og 20% av oppfangningsmassens totale vekt.
Kombinasjonen av katalysatoren og oppfangningsmassen kan brukes enten i to reaktor eller i en enkel reaktor.
Når man bruker to reaktorer, så kan disse plasseres i rekkefølge, dvs. at utgangsmaterialet først går gjennom reaktoren inneholdende katalysatoren, og deretter reaktoren inneholdende oppfangningsmassen.
Når man bruker en enkelt reaktor, kan katalysatoren og oppfangningsmassen plasseres eller arrangeres i to separate lag eller de kan blandes.
Avhengig av de mengder kvikksølv og/eller arsen (beregnet i elementær form), som forefinnes i utgangsmaterialet, så vil volumforholdet mellom katalysator og oppfangningsmasse variere mellom 1:10 og 5:1.
Når man bruker to separate reaktorer, så vil man i fremgangsmåten hvor man anvender katalysatoren bruke et temperaturområde fra 130 til 250°C, mer fordelaktig fra 130 til 220°C og mest foretrukket mellom 13 0 og 180"C.
Oppfangningsmassen har en temperatur fra 0 til 175°C, mer fordelaktig mellom 20 og 120 °C og mest fordelaktig mellom 20 og 90°C, og trykket over massen bør være fra 1 til 50 absolutt bar, mer fordelaktig fra 2 til 40 bar, og mest foretrukket fra 5 til 35 bar.
Når man bruker én reaktor, er det foretrukket å anvende et temperaturområde mellom 130 og 150°C.
Utgangsmaterialer som med stor fordel kan behandles ved hjelp av foreliggende oppfinnelse, kan inneholde fra 10"<3> til 1
I # *— I
mg kvikksølv pr. kg utgangsmateriale, og eventuelt fra IO"<2> til 10 mg arsen pr. kg utgangsmateriale.
Eksempel 1 (sammenligning)
5 kg av et makroporøst aluminiumoksydunderlag (fremstilt ved dampautoklavering av overgangsaluminiumoksyd) i form av perler med en diameter fra 2 til 4 mm, med et spesifikt over-flateareal på 160 m<2>/g og et totalt porevolum på 1,05 cm<3>/g, og et makroporevolum (porer med en diameter på mer enn 0,1 /im) på 0,4 cm<3>/g, ble impregnert med 2 0 vektprosent nikkel i form av en nitratvandig oppløsning. Etter tørking ved 120°C i 5 timer og varmeaktivering ved 4 50°C i to timer under luftstrøm, fikk man fremstilt 6,25 kg perler inneholdende 20 vektprosent nikkel. 50 cm<3> av katalysatoren ble så plassert i en reaktor av rustfritt stål med en diameter på 3 cm, og katalysatoren ble plassert i 5 like lag skilt fra hverandre ved hjelp av en liten dott glassull.
Katalysatoren ble så behandlet under nitrogen ved følgende betingelser:
Trykk: 2 bar
Hydrogenstrømningshastighet: 2 0 l/g
Temperatur: 4 00°C.
Behandlingstiden var 8 timer inntil minst 90% av nikkel-oksydet var omdannet til metallisk nikkel.
Et tungt kondensat av flytende gass med et kokepunkt fra
30 til 350"C og som inneholdt 50 ppb kvikksølv, ble så ført over katalysatoren med hydrogen i en nedfallende strøm ved følgende betingelser:
Tilsetning av utgangsmateriale: 500 cm<3>/t
Temperatur: 18 0"C
Hydrogentrykk: 3 0 bar
Hydrogengjennomstrømningshastighet: 2 l/t
Kondensatet og hydrogenet ble hensatt i 200 timer.
Resultatene av en kvikksølvanalyse av produktet etter 50, 100, 200 og 400 timer er angitt i tabell 1.
I løpet av 400 timers prøvetid var kvikksølvinnholdet som kom ut av reaktoren ca. 50 ppb.
Prøven ble så stoppet, og så ble katalysatoren tørket ved hjelp av nitrogen, og så ble den tatt ut lag for lag. Kvikksølv-innholdet i hvert av disse lagene ble så målt. Resultatene er satt sammen i tabell 2.
Det fremgår at denne katalysatoren har meget lav effektivitet med hensyn til å holde kvikksølv tilbake.
Eksempel 2 (sammenligning)
I dette eksempel fremstilte man en oppfangningsmasse bestående av kobbersulfid avsatt på et aluminiumoksydunderlag, på samme måte som beskrevet i US-patent 4094777 til den foreliggende søker. 50 cm<3> av denne massen ble så plassert i en reaktor som er identisk med den som er beskrevet i eksempel 1.
Arrangementet av massen i 5 separate lag og det totale volum er som i eksempel 1. Man førte så et tungt kondensat av flytende gass som beskrevet i eksempel 1 og inneholdende 50 ppb kvikksølv over massen i en nedfallende strøm ved følgende betingelser: Utgangsmaterialets gjennomstrømningshastighet: 500 cm<3>/t Totalt trykk: 3 0 absolutt bar
Temperatur: romtemperatur
Kondensatet ble ført gjennom massen i 400 timer. Resultatene av en kvikksølvanalyse av produktet etter 50, 100, 200 og 400 timer er angitt i tabell 1.
Det fremgår av resultatene at oppfangningsmassen ikke fører til en total fjerning av forurensningen under prøven.
Prøven ble så stoppet, og etter tørking av katalysatoren ved hjelp av nitrogen ble katalysatoren tatt ut lag for lag. Man målte så vekten av kvikksølv i hvert av lagene. Resultatene er angitt i tabell 2.
■ i W W £— I Et nærvær av kvikksølv i alle 5 lagene eller skiktene indikerer at det var en viss metning av oppfangningsmassen.
Eksempel 3 (ifølge foreliggende oppfinnelse)
Nikkelkatalysatoren fra eksempel 1 ble tilsatt en første reaktor ved hjelp av den teknikk som er beskrevet i nevnte eksempel. 50 cm<3> av oppfangningsmasse fra eksempel 2 ble tilsatt en annen reaktor som beskrevet i dette eksemplet.
Etter at katalysatoren var redusert som angitt i eksempel 1, ble de to reaktorene plassert i rekkefølge under hydrogen.
Det samme tunge kondensatet av en flytende gass fra eksempel 1 inneholdende 50 ppb kvikksølv ble så ført over katalysatoren og deretter over oppfangningsmassen i en nedfallende strøm under hydrogen.
Driftsbetingelsene var som følger:
Gjennomstrømningshastighet for
utgangsmaterialet (justert til innfangnings massen): 500 cm<3>/t
Nikkelkatalysator
Temperatur: 180°C
Hydrogentrykk: 3 0 absolutt bar
Hydrogenhastighet: 2 l/t
Kobbersulfidoppfangningsmasse
Temperatur: 20°C
Hydrogentrykk: 3 0 absolutt bar
Hydrogengjennomstrømningshastighet: 2 l/t
Kondensatet ble ført gjennom reaktorene i 400 timer. Resultatet av en kvikksølvanalyse av produktet etter 50, 100, 200 og 400 timer er angitt i tabell 1.
Man kan overraskende observere at forbindelsen mellom en katalysator og en oppfangningsmasse gjør at man tilfreds-stillende får fjernet forurensningene fra kondensatet.
Prøven ble så stoppet, og etter tørking av katalysatoren og oppfangningsmassen ble sistnevnte tatt ut lag for lag.
Man målte innholdet av kvikksølv i hvert av lagene. De resultater som angår oppfangningsmassen er angitt i tabell 2, idet man ikke kunne påvise noen spor av kvikksølv på katalysatoren.
Det skal bemerkes av over 90% av kvikksølvet sitter i det første laget av oppfangningsmassen, dvs. 1/5 av denne. Den gjenværende 4/5 av massen er stadig tilgjengelig for fiksering av kvikksølv etter 4 00 timers drift. Man kan således forvente lange perioder med effektiv funksjonering.
Eksempel 4 ifølge foreliggende oppfinnelse.
Man brukte samme fremgangsmåte som i eksempel 3, men man brukte et tungt kondensat av en flytende gass inneholdende 400 ppb kvikksølv.
Oppfangningsmassens effektivitet, såvel som gradienten av kvikksølvkonsentrasjonen er i alt vesentlig de samme som angitt i eksempel 3.
Eksempel 5 ifølge foreliggende oppfinnelse.
Nikkelkatalysatoren fra eksempel 1 ble tilsatt en reaktor ved hjelp av den teknikk som er beskrevet i dette eksempel.
En oppfangningsmasse inneholdende 13 vektprosent svovel på aktivt karbon (Calgon HGR type) fremstilt som beskrevet i US-patent 3194629 ble så tilsatt en annen reaktor identisk med den første.
Oppfangningsmassen ble plassert i 5 separate lag som beskrevet i eksempel 1, og det totale volum var det samme som for katalysatoren i den første reaktoren.
Etter at katalysatoren var redusert som beskrevet i eksempel 1, ble de to reaktorene plassert i rekkefølge under hydrogen.
Man førte det samme kondensatet inneholdende 50 ppb kvikksølv under de samme betingelser som beskrevet i eksempel 3 gjennom begge reaktorer. Forsøket ble utført i 400 timer.
Resultatet av kvikksølvanalysene av produktet etter 50, 100, 200 og 400 timer er angitt i tabell 1.
Prøven ble så stoppet etter 4 00 timers drift. Katalysatoren og oppfangningsmassen ble tørket og tatt ut som beskrevet i eksempel 3.
I I w t— I Vektinnholdet av kvikksølv i hvert av lagene av oppfangningsmassen er angitt i tabell 2.
Eksempel 6 (ifølge foreliggende oppfinnelse)
Man brukte samme fremgangsmåte som i eksempel 5, bortsett fra at man brukte 50 cm<3> av en katalysator inneholdende 20 vektprosent nikkel og 80 vektprosent kalsiumaluminat.
Resultatene av kvikksølvanalysene av produktet etter 50, 100, 200 og 400 timer er angitt i tabell 1.
Prøven ble stoppet etter 400 timers drift, og katalysatoren og oppfangningsmassen ble tørket og tatt ut som angitt i eksempel 3.
Vektinnholdet av kvikksølv i hvert av oppfangningsmassens lag er angitt i tabell 2.
Eksempel 7 (ifølge foreliggende oppfinnelse)
Man brukte samme fremgangsmåte som i eksempel 3, bortsett fra at det tunge kondensatet av flytende gass ble erstattet av en nafta som kokte fra 50 til 180° og som inneholdt 5 ppm arsen og 50 ppb kvikksølv og at man brukte 100 cm<3> nikkelkatalysator i steden for 50 cm<3>.
Resultatene fra kvikksølvanalysene av produktet etter 50, 100, 200 og 400 timer er angitt i tabell 2.
Man kan se at bruken av en katalysator og en inngangnings-masse gjør at man effektivt får fjernet arsen og kvikksølv fra nevnte nafta.
Etter tørking og uttak av reaktorer som angitt i eksempel 3, målte man vektinnholdet av arsen og kvikksølv i hvert lag.
Det fremgår at 90% av arsenet har festet seg på første katalysatorlag, mens 90% av kvikksølvet har festet seg i det første laget fra oppfangningsmassen.
Eksempel 8 (ifølge foreliggende oppfinnelse)
Man brukte samme fremgangsmåte som i eksempel 7, bortsett fra at gjennomstrømningshastigheten for utgangsmaterialet ble justert til 1 l/time (LHSV 20).
Eksempel 9 (ifølge foreliggende oppfinnelse)
Man brukte fremgangsmåten fra eksempel 7, bortsett fra at gjennomstrømningshastigheten for utgangsmaterialet justert i forhold til oppfangningsmassen, var 250 cm<3>/time (LHSV 5).
Kvikksølv- og arsenanalysene er angitt i tabell 1.
Vektinnholdet av arsen og kvikksølv i hvert av lagene fra katalysatoren og oppfangningsmassen er angitt i tabell 2.
Det fremgår at rensningen med hensyn til kvikksølv og arsen ikke varierer når LHSV-forholdet endrer seg.
Eksempel 10 (ifølge foreliggende oppfinnelse)
I dette eksempel brukte man 100 cm<3> av en katalysator inneholdende 2 0 vektprosent nikkel og 5 vektprosent palladium på et aluminiumoksydunderlag, og denne katalysator ble tilsatt en første reaktor av rustfritt stål med en diameter på 3 cm, og katalysatoren ble plassert i fem like lag skilt fra hverandre ved hjelp av litt glassull. 50 cm<3> av en oppfangningsmasse fremstilt ved å sulfidere en forløper inneholdende 10 vektprosent kobber på et aluminiumoksydunderlag med et organisk polysulfid ble tilsatt en annen reaktor identisk med den første. Denne massen ble også oppdelt i fem like lag.
Etter at katalysatoren var redusert som angitt i eksempel 1, men ved en maksimal temperatur på 350°C, ble de to reaktorene plassert i rekkefølge under hydrogen.
Man førte en nafta med egenskaper som angitt i eksempel 7 og inneholdende 5 ppm arsen og 50 ppb kvikksølv over katalysatoren og så over oppfangningsmassen i en nedfallende strøm under hydrogen.
Man anvendte følgende driftsbetingelser: Utgangsmaterialets gjennomstrømningshastighet (justert i forhold til oppfangningsmassen): 500 cm<3>/time
For katalysatoren:
Temperatur: 100°C
Hydrogentrykk: 3 0 absolutt bar
Hydrogenhastighet: 2 l/time
For oppfangningsmassen:
Temperatur: 60°C
Hydrogentrykk: 3 0 absolutt bar
Hydrogenhastighet: 2 l/time
Nafta ble ført gjennom reaktorene i 400 timer. Resultatene av kvikksølvanalysene av produktet etter 50, 100, 200 og 400 timer er angitt i tabell 1.
Etter tørking og uttak av reaktorene ble innholdet av arsen og kvikksølv i hvert lag målt, både for katalysatoren og oppfangningsmassen.
Resultatene er angitt i tabell 2.
Det fremgår at effektiviteten med hensyn til fjerning av kvikksølv og arsen på alle punkter lar seg sammenligne med den katalysator og masse som er beskrevet i eksempel 7. Ved å tilsette palladium til nikkelet i katalysatoren gjør det mulig å anvende lavere temperaturer.
Eksempel 11 (ifølge foreliggende oppfinnelse)
I dette eksempelet fremstilte man 50 cm<3> av en masse inneholdende en blanding av metallisk nikkel, kobbersulfid og aluminiumoksydsement, og denne virker både som en katalysator og en oppfangningsmasse.
Først fremstilte man 100 g findispergert kobbersulfid ved å reagere basisk kobberkarbonat med en 3 0 vektprosents opp-løsning av ditertiononylpolysulfid (kommersielt produkt TPS 37, som markedsføres av Elf Aquitaine). Den fremstilte pasta ble tørket under nitrogen ved 150°C i 16 timer, og så aktivert under vanndamp ved 150°C i 5 timer. Dampstrømmen var 100 volumer pr. volum tørket produkt.
Man fremstilte så separat 1000 g Raney depyroforisert nikkel (Procatalysis NiPS2).
De to produktene ble blandet med 5000 g kommersielt kalsiumaluminat (Secar 80) og vann. Den fremstilte pastaen ble ekstrudert i 2,5 mm's ringer, ble modnet i 16 timer i en venti-lert ovn under en blanding av nitrogen og 10% vanndamp ved 80°C, så tørket under nitrogen ved 120°C i 5 timer og til slutt aktivert ved 4 00°C under nitrogen i 2 timer.
Det fremstilte produktet som besto av ekstrudatene med en diameter fra 2,1 til 2,3 mm i diameter og en lengde på mindre enn 5 mm, inneholdt 14,3% CuS, 14,3% nikkel og 71,4% kalsiumaluminat.
Den blandete massen ble tilsatt en reaktor av rustfritt stål med en diameter på 3 cm og plassert i 5 like lag skilt fra hverandre ved hjelp av litt glassull.
En nafta som beskrevet i eksempel 7 inneholdende 5 ppm arsen og 50 ppb kvikksølv ble så ført gjennom massen i en nedfallende strøm under hydrogen.
Man anvendte følgende driftsbetingelser: Gjennomstrømningshastighet for utgangsmaterialet: 500 cm<3>/t Temperatur: 8 0"C
Hydrogentrykk: 3 0 bar
Hydrogenhastighet: 2 l/t
Prøven ble utført i 4 00 timer. Resultatene av analysene på produktet er angitt i tabell 1.
Etter tørking og uttak av reaktorene målte man innholdet av arsen og kvikksølv i hvert lag, og resultatene er angitt i tabell 2.
Claims (8)
1. Fremgangsmåte for fjerning av kvikksølv fra et hydrokarbonutgangsmateriale,
karakterisert ved at en blanding av hydrogen og nevnte utgangsmateriale bringes i kontakt med en katalysator inneholdende 0,1 til 60 vekt% av minst ett metall M fra gruppen bestående av nikkel, kobolt, jern og palladium på et underlag valgt fra gruppen bestående av aluminiumoksyd, silisiumdioksyd-aluminiumoksyd, silisiumdioksyd, zeolitter, leirer, aktivt karbon og aluminiumoksydsementer med en hydrogengjennom-strømningshastighet på mellom 1 og 500 volumer (under normalbetingelser) pr. volum katalysator pr. time og ved en temperatur på 130°C til 250°C, og bringes deretter i kontakt med en oppfangningsmasse inneholdende svovel eller et metallsulfid ved en temperatur på 0°C til 175°C hvis to reaktorer brukes, eller 13 0°C til 175°C hvis én reaktor brukes, hvorunder trykket varierer fra 1 til 50 absolutt bar, med en gjennomstrømnings-hastighet av utgangs-materialet i forhold til oppfangningsmassen fra 1 til 50 volumer (væske) pr. massevolum og pr. time.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at oppfangningsmassen inneholder fra 1 til 40% svovel i forhold til oppfangningsmassens totalvekt.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert ved at oppfangningsmassen også inneholder fra 0,1 til 20 vektprosent av minst ett metall P valgt fra gruppen bestående av kobber, jern og sølv, og hvor metallet P i det minste delvis foreligger i form av et sulfid.
4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1-3, karakterisert ved at katalysatormetallet (M) er nikkel og hvor oppfangningsmassens metall (P) er kobber.
5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1-4, karakterisert ved at metallene M, P og svovelet er tilstede i den samme faste massen som fungerer både som katalysator og oppfangningsmasse.
6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1-4, karakterisert ved at katalysatoren og oppfangningsmassen er plassert i to forskjellige reaktorer, og at katalysatorvolumet i forhold til oppfangningsmassens volum varierer fra 1:10 til 5:1.
7. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1-6, karakterisert ved at utgangsmaterialet foruten kvikksølv også inneholder arsen.
8. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1-7, karakterisert ved at man holder en konstant konsentrasjon av totalt svovel i oppfangningsmassen ved å tilføre en svovelforbindelse valgt fra gruppen bestående av hydrogensulfid og minst ett organisk polysulfid sammen med utgangsmaterialet.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR8803258A FR2628338B1 (fr) | 1988-03-10 | 1988-03-10 | Procede pour l'elimination du mercure dans les hydrocarbures |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO890993D0 NO890993D0 (no) | 1989-03-08 |
NO890993L NO890993L (no) | 1989-09-11 |
NO173321B true NO173321B (no) | 1993-08-23 |
NO173321C NO173321C (no) | 1993-12-01 |
Family
ID=9364217
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO890993A NO173321C (no) | 1988-03-10 | 1989-03-08 | Fremgangsm}te for fjerning av kvikks!lv fra et hydrokarbonutgangsmateriale |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4911825A (no) |
EP (1) | EP0332526B1 (no) |
JP (1) | JP3038390B2 (no) |
CN (1) | CN1021409C (no) |
AT (1) | ATE75767T1 (no) |
AU (1) | AU612244B2 (no) |
CA (1) | CA1335270C (no) |
DE (1) | DE68901407D1 (no) |
DZ (1) | DZ1327A1 (no) |
FR (1) | FR2628338B1 (no) |
MY (1) | MY104718A (no) |
NO (1) | NO173321C (no) |
Families Citing this family (60)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4946582A (en) * | 1988-01-22 | 1990-08-07 | Mitsui Petrochemical Industries, Ltd. | Method of removing mercury from hydrocarbon oils |
US5401392A (en) * | 1989-03-16 | 1995-03-28 | Institut Francais Du Petrole | Process for eliminating mercury and possibly arsenic in hydrocarbons |
US4933159A (en) * | 1989-11-02 | 1990-06-12 | Phillips Petroleum Company | Sorption of trialkyl arsines |
EP0541554A1 (en) * | 1990-04-04 | 1993-05-19 | Exxon Chemical Patents Inc. | Mercury removal by dispersed-metal adsorbents |
FR2666343B1 (fr) * | 1990-08-29 | 1992-10-16 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'elimination du mercure des installations de vapocraquage. |
FR2668465B1 (fr) * | 1990-10-30 | 1993-04-16 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'elimination de mercure ou d'arsenic dans un fluide en presence d'une masse de captation de mercure et/ou d'arsenic. |
US5085844A (en) * | 1990-11-28 | 1992-02-04 | Phillips Petroleum Company | Sorption of trialkyl arsines |
WO1993012201A1 (en) * | 1991-12-09 | 1993-06-24 | Dow Benelux N.V. | Process for removing mercury from organic media |
FR2690923B1 (fr) * | 1992-05-11 | 1994-07-22 | Inst Francais Du Petrole | Procede de captation de mercure et d'arsenic dans une coupe d'hydrocarbure. |
FR2698372B1 (fr) * | 1992-11-24 | 1995-03-10 | Inst Francais Du Petrole | Procédé d'élimination de mercure et éventuellement d'arsenic dans des hydrocarbures. |
FR2701270B1 (fr) * | 1993-02-08 | 1995-04-14 | Inst Francais Du Petrole | Procédé d'élimination du mercure dans les hydrocarbures par passage sur un catalyseur présulfuré. |
FR2701269B1 (fr) * | 1993-02-08 | 1995-04-14 | Inst Francais Du Petrole | Procédé d'élimination d'arsenic dans des hydrocarbures par passage sur une masse de captation présulfurée. |
BE1007049A3 (nl) * | 1993-05-05 | 1995-02-28 | Dsm Nv | Werkwijze voor het verwijderen van kwik. |
US5777188A (en) * | 1996-05-31 | 1998-07-07 | Phillips Petroleum Company | Thermal cracking process |
US6117333A (en) * | 1997-04-22 | 2000-09-12 | Union Oil Company Of California | Removal of hydrocarbons, mercury and arsenic from oil-field produced water |
US6350372B1 (en) | 1999-05-17 | 2002-02-26 | Mobil Oil Corporation | Mercury removal in petroleum crude using H2S/C |
FR2803597B1 (fr) * | 2000-01-07 | 2003-09-05 | Inst Francais Du Petrole | Procede de captation du mercure et d'arsenic d'une coupe d'hydrocarbures distillee |
US6797178B2 (en) * | 2000-03-24 | 2004-09-28 | Ada Technologies, Inc. | Method for removing mercury and mercuric compounds from dental effluents |
US6793805B2 (en) * | 2000-05-05 | 2004-09-21 | Institut Francais du Pétrole | Process for capturing mercury and arsenic comprising evaporation then condensation of a hydrocarbon-containing cut |
FR2808532B1 (fr) * | 2000-05-05 | 2002-07-05 | Inst Francais Du Petrole | Procede de captation de mercure et d'arsenic comprenant une evaporation puis une condensation de la charge hydrocarbonnee |
DE10045212A1 (de) * | 2000-09-13 | 2002-03-28 | Seefelder Mestechnik Gmbh & Co | Verfahren zur Bestimmung von Quecksilber |
US6719828B1 (en) | 2001-04-30 | 2004-04-13 | John S. Lovell | High capacity regenerable sorbent for removal of mercury from flue gas |
US6942840B1 (en) | 2001-09-24 | 2005-09-13 | Ada Technologies, Inc. | Method for removal and stabilization of mercury in mercury-containing gas streams |
US7183235B2 (en) * | 2002-06-21 | 2007-02-27 | Ada Technologies, Inc. | High capacity regenerable sorbent for removing arsenic and other toxic ions from drinking water |
US7361209B1 (en) | 2003-04-03 | 2008-04-22 | Ada Environmental Solutions, Llc | Apparatus and process for preparing sorbents for mercury control at the point of use |
WO2005032394A2 (en) * | 2003-10-01 | 2005-04-14 | Ada Technologies, Inc. | System for removing mercury and mercuric compounds from dental wastes |
WO2005042130A1 (en) * | 2003-10-31 | 2005-05-12 | Metal Alloy Reclaimers, Inc Ii | Process for reduction of inorganic contaminants from waste streams |
US7666318B1 (en) * | 2005-05-12 | 2010-02-23 | Ferro, LLC | Process, method and system for removing mercury from fluids |
US20070092418A1 (en) * | 2005-10-17 | 2007-04-26 | Chemical Products Corporation | Sorbents for Removal of Mercury from Flue Gas |
EP2035136A1 (de) * | 2006-06-21 | 2009-03-18 | Basf Se | Absorptionsmasse und verfahren zur entfernung von quecksilber |
MX2009005354A (es) * | 2006-11-21 | 2009-06-05 | Dow Global Technologies Inc | Metodo para remocion de mercurio de alimentaciones de hidrocarburos. |
US7553792B2 (en) * | 2007-06-05 | 2009-06-30 | Amcol International Corporation | Sulfur-impregnated and coupling agent-reacted organoclay mercury and/or arsenic ion removal media |
US7910005B2 (en) * | 2007-06-05 | 2011-03-22 | Amcol International Corporation | Method for removing mercury and/or arsenic from contaminated water using an intimate mixture of organoclay and elemental sulfur |
US7871524B2 (en) * | 2007-06-05 | 2011-01-18 | Amcol International Corporation | Method for removing merury and/or arsenic from water using a silane coupling agent reacted organoclay |
US20080302733A1 (en) | 2007-06-05 | 2008-12-11 | Amcol International Corporation | Coupling agent-reacted mercury removal media |
US8025160B2 (en) * | 2007-06-05 | 2011-09-27 | Amcol International Corporation | Sulfur-impregnated organoclay mercury and/or arsenic ion removal media |
US7510992B2 (en) * | 2007-06-05 | 2009-03-31 | Amcol International Corporation | Sulfur-impregnated and coupling agent-reacted organoclay mercury and/or arsenic ion removal media |
WO2009112440A1 (de) * | 2008-03-10 | 2009-09-17 | Basf Se | Verfahren zur abtrennung von quecksilber aus kohlenwasserstoffströmen |
JP2010111770A (ja) * | 2008-11-06 | 2010-05-20 | Japan Energy Corp | 精製炭化水素油の製造方法および精製炭化水素油 |
JP2010111771A (ja) * | 2008-11-06 | 2010-05-20 | Japan Energy Corp | 精製炭化水素油の製造方法および精製炭化水素油 |
GB0900965D0 (en) * | 2009-01-21 | 2009-03-04 | Johnson Matthey Plc | Sorbents |
US8535422B2 (en) | 2009-01-26 | 2013-09-17 | St. Cloud Mining Company | Metal contaminant removal compositions and methods for making and using the same |
AU2010270695B2 (en) | 2009-07-06 | 2016-02-25 | Cruickshank, Cecilia A. | Media for removal of contaminants from fluid streams and method of making and using same |
FR2959240B1 (fr) | 2010-04-23 | 2014-10-24 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'elimination des especes mercuriques presentes dans une charge hydrocarbonee |
EP2433708A1 (en) * | 2010-09-24 | 2012-03-28 | ConocoPhillips Company - IP Services Group | Supported Silver Sulfide Sorbent |
KR101796792B1 (ko) * | 2011-02-09 | 2017-11-13 | 에스케이이노베이션 주식회사 | 촉매를 이용하여 수소화 처리 반응을 통해 황 및 수은이 포함된 탄화수소 원료로부터 이들을 동시에 제거하는 방법 |
US9381492B2 (en) * | 2011-12-15 | 2016-07-05 | Clariant Corporation | Composition and process for mercury removal |
US8876958B2 (en) * | 2011-12-15 | 2014-11-04 | Clariant Corporation | Composition and process for mercury removal |
US8876952B2 (en) | 2012-02-06 | 2014-11-04 | Uop Llc | Method of removing mercury from a fluid stream using high capacity copper adsorbents |
FR2987368B1 (fr) * | 2012-02-27 | 2015-01-16 | Axens | Procede d'elimination de mercure contenu dans une charge hydrocarbure avec recycle d'hydrogene |
US8734740B1 (en) | 2013-03-15 | 2014-05-27 | Clariant Corporation | Process and composition for removal of arsenic and other contaminants from synthetic gas |
JP6076854B2 (ja) | 2013-08-07 | 2017-02-08 | Jxエネルギー株式会社 | 炭化水素油中の水銀の除去方法 |
CN105126557B (zh) * | 2014-05-30 | 2017-03-01 | 北京三聚环保新材料股份有限公司 | 一种硫化铜脱汞剂的制备方法 |
CN104785278A (zh) * | 2015-03-25 | 2015-07-22 | 江苏佳华新材料科技有限公司 | 一种脱汞催化剂及其制备方法 |
FR3039161B1 (fr) | 2015-07-24 | 2019-01-25 | IFP Energies Nouvelles | Procede de traitement de coupes hydrocarbures comprenant du mercure |
FR3039164B1 (fr) | 2015-07-24 | 2019-01-25 | IFP Energies Nouvelles | Procede d'elimination de mercure d'une charge hydrocarbonee lourde en amont d'une unite de fractionnement |
FR3039163B1 (fr) | 2015-07-24 | 2019-01-25 | IFP Energies Nouvelles | Procede d'eliminiation du mercure d'une charge en aval d'une unite de fractionnement |
LU93013B1 (en) | 2016-04-04 | 2017-11-08 | Cppe Carbon Process & Plant Eng S A En Abrege Cppe S A | Process for the removal of heavy metals from fluids |
LU93014B1 (en) | 2016-04-04 | 2017-10-05 | Ajo Ind S A R L | Catalyst mixture for the treatment of waste gas |
LU93012B1 (en) | 2016-04-04 | 2017-11-08 | Cppe Carbon Process & Plant Eng S A En Abrege Cppe S A | Sulfur dioxide removal from waste gas |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3069350A (en) * | 1959-07-14 | 1962-12-18 | Socony Mobil Oil Co Inc | Reforming naphthas containing deleterious amounts of nitrogen or arsenic |
US3043574A (en) * | 1959-11-02 | 1962-07-10 | William E Leibing | Fuel supply system for engine |
JPS501477A (no) * | 1973-05-12 | 1975-01-09 | ||
US4069140A (en) * | 1975-02-10 | 1978-01-17 | Atlantic Richfield Company | Removing contaminant from hydrocarbonaceous fluid |
JPS5251756A (en) * | 1975-10-23 | 1977-04-25 | Kurita Water Ind Ltd | Method of treating wastewater containing heavy metals |
DE2656803C2 (de) * | 1975-12-18 | 1986-12-18 | Institut Français du Pétrole, Rueil-Malmaison, Hauts-de-Seine | Verfahren zur Entfernung von in einem Gas oder in einer Flüssigkeit vorhandenem Quecksilber |
DE2644721A1 (de) * | 1976-10-04 | 1978-04-06 | Metallgesellschaft Ag | Verfahren zur entfernung von chemischen verbindungen des arsens und/oder des antimons |
US4101631A (en) * | 1976-11-03 | 1978-07-18 | Union Carbide Corporation | Selective adsorption of mercury from gas streams |
DE2726490A1 (de) * | 1977-06-11 | 1978-12-21 | Metallgesellschaft Ag | Verfahren zur entfernung des arsens und/oder antimons |
US4462896A (en) * | 1982-10-26 | 1984-07-31 | Osaka Petrochemical Industries Ltd. | Method of removing arsenic in hydrocarbons |
CA1216136A (en) * | 1983-03-03 | 1987-01-06 | Toshio Aibe | Method for removal of poisonous gases |
US4474896A (en) * | 1983-03-31 | 1984-10-02 | Union Carbide Corporation | Adsorbent compositions |
US4708853A (en) * | 1983-11-03 | 1987-11-24 | Calgon Carbon Corporation | Mercury adsorbent carbon molecular sieves and process for removing mercury vapor from gas streams |
US4605812A (en) * | 1984-06-05 | 1986-08-12 | Phillips Petroleum Company | Process for removal of arsenic from gases |
DE3561499D1 (en) * | 1985-03-13 | 1988-03-03 | Japan Pionics | Method of cleaning exhaust gases |
US4593148A (en) * | 1985-03-25 | 1986-06-03 | Phillips Petroleum Company | Process for removal of arsine impurities from gases containing arsine and hydrogen sulfide |
US4719006A (en) * | 1985-07-31 | 1988-01-12 | Amoco Corporation | Process and system continuously removing arsenic from shale oil with a catalyst and regenerating the catalyst |
US4709118A (en) * | 1986-09-24 | 1987-11-24 | Mobil Oil Corporation | Removal of mercury from natural gas and liquid hydrocarbons utilizing downstream guard chabmer |
US4814152A (en) * | 1987-10-13 | 1989-03-21 | Mobil Oil Corporation | Process for removing mercury vapor and chemisorbent composition therefor |
-
1988
- 1988-03-10 FR FR8803258A patent/FR2628338B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1988-12-28 JP JP63335696A patent/JP3038390B2/ja not_active Expired - Lifetime
-
1989
- 1989-02-28 DZ DZ890029A patent/DZ1327A1/fr active
- 1989-03-06 AT AT89400626T patent/ATE75767T1/de not_active IP Right Cessation
- 1989-03-06 DE DE8989400626T patent/DE68901407D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1989-03-06 EP EP89400626A patent/EP0332526B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1989-03-07 MY MYPI89000276A patent/MY104718A/en unknown
- 1989-03-08 NO NO890993A patent/NO173321C/no not_active IP Right Cessation
- 1989-03-09 AU AU31178/89A patent/AU612244B2/en not_active Ceased
- 1989-03-10 CA CA000593383A patent/CA1335270C/fr not_active Expired - Fee Related
- 1989-03-10 CN CN89102150A patent/CN1021409C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1989-03-10 US US07/321,706 patent/US4911825A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1021409C (zh) | 1993-06-30 |
CN1037466A (zh) | 1989-11-29 |
DE68901407D1 (de) | 1992-06-11 |
EP0332526A1 (fr) | 1989-09-13 |
MY104718A (en) | 1994-05-31 |
US4911825A (en) | 1990-03-27 |
NO890993L (no) | 1989-09-11 |
JPH01231920A (ja) | 1989-09-18 |
AU3117889A (en) | 1989-09-14 |
NO890993D0 (no) | 1989-03-08 |
JP3038390B2 (ja) | 2000-05-08 |
FR2628338B1 (fr) | 1991-01-04 |
CA1335270C (fr) | 1995-04-18 |
AU612244B2 (en) | 1991-07-04 |
DZ1327A1 (fr) | 2004-09-13 |
NO173321C (no) | 1993-12-01 |
FR2628338A1 (fr) | 1989-09-15 |
ATE75767T1 (de) | 1992-05-15 |
EP0332526B1 (fr) | 1992-05-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO173321B (no) | Fremgangsmaate for fjerning av kvikksoelv fra et hydrokarbonutgangsmateriale | |
JP2578514B2 (ja) | 液体炭化水素化合物中の水銀の除去方法 | |
CA2660334C (en) | Method for the elimination of oxygen, nitrogen oxides, acetylenes, and/or dienes from hydrogen-rich olefin-containing gas mixtures | |
CA2138562C (en) | Mercury removal from liquid hydrocarbon fraction | |
US4593148A (en) | Process for removal of arsine impurities from gases containing arsine and hydrogen sulfide | |
NO180121B (no) | Fremgangsmåte for fjerning av kvikksölv og eventuelt arsen i hydrokarboner | |
CA2008611A1 (en) | Method for removing mercury from hydrocarbon oil by high temperature reactive adsorption | |
KR100499972B1 (ko) | 아세틸렌계 화합물의 흡착에 의한 올레핀의 정제 및 흡착제의 재생 | |
US7993513B2 (en) | Two-step process for desulphurizing olefinic gasolines comprising arsenic | |
NO330703B1 (no) | Kombinert fremgangsmate for forbedret hydrogenbehandling av dieseldrivstoffer | |
SA97180754B1 (ar) | التكرير التقطيري distillation refining الحفزي catalytic | |
US4645587A (en) | Process for removing silicon compounds from hydrocarbon streams | |
US5384040A (en) | Process for the elimination of mercury and possibly arsenic from hydrocarbons | |
US5401392A (en) | Process for eliminating mercury and possibly arsenic in hydrocarbons | |
WO2015074127A1 (pt) | Processo e catalisador para produção de hidrogênio | |
KR101533584B1 (ko) | 가스 스트림으로부터 메르캅탄의 제거를 위한 티오에테르화 프로세스 | |
AU662052B2 (en) | A process for the recovery of mercury and arsenic in a hydrocarbon cut | |
US4033861A (en) | Reduced nitrogen content of hydrocarbon fraction by catalytic polymerization | |
NO126306B (no) | ||
US20020139720A1 (en) | Process for capturing mercury and arsenic comprising evaporation then condensation of a hydrocarbon-containing cut | |
GB2387391A (en) | Removal of mercury from hydrocarbons using organic sulphur compounds or amalgam-forming metals | |
WO2015136491A1 (en) | A process for the removal of sodium from di-sulfide oil | |
JPH0649458A (ja) | 炭化水素中の水銀化合物の分解方法及び除去方法 | |
US20020139721A1 (en) | Process for capturing mercury and arsenic in a distilled hydrocarbon cut | |
RU2764737C1 (ru) | Способ очистки бензола и бензольной фракции от сернистых и непредельных соединений |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN SEPTEMBER 2002 |