RU2671486C2 - Процесс, способ и система для удаления тяжелых металлов из флюидов - Google Patents
Процесс, способ и система для удаления тяжелых металлов из флюидов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2671486C2 RU2671486C2 RU2015136480A RU2015136480A RU2671486C2 RU 2671486 C2 RU2671486 C2 RU 2671486C2 RU 2015136480 A RU2015136480 A RU 2015136480A RU 2015136480 A RU2015136480 A RU 2015136480A RU 2671486 C2 RU2671486 C2 RU 2671486C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mercury
- crude oil
- concentration
- stream
- filter
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 96
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 6
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 title abstract description 5
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims abstract description 197
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 195
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 83
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 59
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 40
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims abstract description 33
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 16
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical group [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 6
- YIEDHPBKGZGLIK-UHFFFAOYSA-L tetrakis(hydroxymethyl)phosphanium;sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O.OC[P+](CO)(CO)CO.OC[P+](CO)(CO)CO YIEDHPBKGZGLIK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- YTVQIZRDLKWECQ-UHFFFAOYSA-N 2-benzoylcyclohexan-1-one Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)C1CCCCC1=O YTVQIZRDLKWECQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 claims abstract description 4
- -1 alkaline earth metal sulfides Chemical class 0.000 claims description 34
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 21
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 20
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 19
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 claims description 18
- 238000009295 crossflow filtration Methods 0.000 claims description 18
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 17
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 16
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 15
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000012465 retentate Substances 0.000 claims description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 229910052945 inorganic sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 10
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 claims description 10
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 claims description 10
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 claims description 7
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 claims description 7
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 claims description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N thiourea Chemical compound NC(N)=S UMGDCJDMYOKAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 5
- 150000003891 oxalate salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims description 5
- 239000012279 sodium borohydride Substances 0.000 claims description 5
- 229910000033 sodium borohydride Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 5
- 229920003043 Cellulose fiber Polymers 0.000 claims description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000005749 Copper compound Substances 0.000 claims description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical class [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 claims description 4
- HIVLDXAAFGCOFU-UHFFFAOYSA-N ammonium hydrosulfide Chemical compound [NH4+].[SH-] HIVLDXAAFGCOFU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- UYJXRRSPUVSSMN-UHFFFAOYSA-P ammonium sulfide Chemical compound [NH4+].[NH4+].[S-2] UYJXRRSPUVSSMN-UHFFFAOYSA-P 0.000 claims description 4
- SIPUZPBQZHNSDW-UHFFFAOYSA-N bis(2-methylpropyl)aluminum Chemical compound CC(C)C[Al]CC(C)C SIPUZPBQZHNSDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000001880 copper compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000000284 extract Substances 0.000 claims description 4
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Inorganic materials Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000010451 perlite Substances 0.000 claims description 4
- DPLVEEXVKBWGHE-UHFFFAOYSA-N potassium sulfide Chemical compound [S-2].[K+].[K+] DPLVEEXVKBWGHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M sodium hydrosulfide Chemical compound [Na+].[SH-] HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 150000003606 tin compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- HGUFODBRKLSHSI-UHFFFAOYSA-N 2,3,7,8-tetrachloro-dibenzo-p-dioxin Chemical compound O1C2=CC(Cl)=C(Cl)C=C2OC2=C1C=C(Cl)C(Cl)=C2 HGUFODBRKLSHSI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000012988 Dithioester Substances 0.000 claims description 3
- 239000012028 Fenton's reagent Substances 0.000 claims description 3
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002873 Polyethylenimine Chemical group 0.000 claims description 3
- FZWLAAWBMGSTSO-UHFFFAOYSA-N Thiazole Chemical group C1=CSC=N1 FZWLAAWBMGSTSO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N Thiophene Chemical group C=1C=CSC=1 YTPLMLYBLZKORZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Natural products NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052977 alkali metal sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 3
- XYXNTHIYBIDHGM-UHFFFAOYSA-N ammonium thiosulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S([O-])(=O)=S XYXNTHIYBIDHGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- JGIATAMCQXIDNZ-UHFFFAOYSA-N calcium sulfide Chemical compound [Ca]=S JGIATAMCQXIDNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- XALJLKNTPLIEGK-UHFFFAOYSA-L dioxido-oxo-sulfanylidene-$l^{6}-sulfane;iron(2+) Chemical class [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=S XALJLKNTPLIEGK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000012990 dithiocarbamate Substances 0.000 claims description 3
- 150000004659 dithiocarbamates Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000005022 dithioester group Chemical group 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 150000002429 hydrazines Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000002432 hydroperoxides Chemical class 0.000 claims description 3
- JGJLWPGRMCADHB-UHFFFAOYSA-N hypobromite Inorganic materials Br[O-] JGJLWPGRMCADHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000004966 inorganic peroxy acids Chemical class 0.000 claims description 3
- PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N iodine Chemical compound II PNDPGZBMCMUPRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QENHCSSJTJWZAL-UHFFFAOYSA-N magnesium sulfide Chemical compound [Mg+2].[S-2] QENHCSSJTJWZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims description 3
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000004967 organic peroxy acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- ZOCLAPYLSUCOGI-UHFFFAOYSA-M potassium hydrosulfide Chemical compound [SH-].[K+] ZOCLAPYLSUCOGI-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000000101 thioether group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000003396 thiol group Chemical group [H]S* 0.000 claims description 3
- 229930192474 thiophene Natural products 0.000 claims description 3
- 150000003577 thiophenes Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000012989 trithiocarbonate Substances 0.000 claims description 3
- JBIQAPKSNFTACH-UHFFFAOYSA-K vanadium oxytrichloride Chemical compound Cl[V](Cl)(Cl)=O JBIQAPKSNFTACH-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical class OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 2
- ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L copper(II) chloride Chemical compound Cl[Cu]Cl ORTQZVOHEJQUHG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 150000002443 hydroxylamines Chemical class 0.000 claims description 2
- ICIWUVCWSCSTAQ-UHFFFAOYSA-M iodate Chemical compound [O-]I(=O)=O ICIWUVCWSCSTAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- HPGGPRDJHPYFRM-UHFFFAOYSA-J tin(iv) chloride Chemical compound Cl[Sn](Cl)(Cl)Cl HPGGPRDJHPYFRM-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 20
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 150000003568 thioethers Chemical class 0.000 abstract 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 16
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 16
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 15
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 5
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 5
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 5
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910019093 NaOCl Inorganic materials 0.000 description 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 4
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052956 cinnabar Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 229940100892 mercury compound Drugs 0.000 description 3
- 150000002731 mercury compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 238000011026 diafiltration Methods 0.000 description 2
- OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N dioxidochlorine(.) Chemical class O=Cl=O OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052811 halogen oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 2
- MGZTXXNFBIUONY-UHFFFAOYSA-N hydrogen peroxide;iron(2+);sulfuric acid Chemical compound [Fe+2].OO.OS(O)(=O)=O MGZTXXNFBIUONY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-N sodium polysulfide Chemical compound [Na+].S HYHCSLBZRBJJCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- DOBUSJIVSSJEDA-UHFFFAOYSA-L 1,3-dioxa-2$l^{6}-thia-4-mercuracyclobutane 2,2-dioxide Chemical compound [Hg+2].[O-]S([O-])(=O)=O DOBUSJIVSSJEDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- XZXYQEHISUMZAT-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-hydroxy-5-methylphenyl)methyl]-4-methylphenol Chemical group CC1=CC=C(O)C(CC=2C(=CC=C(C)C=2)O)=C1 XZXYQEHISUMZAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004155 Chlorine dioxide Chemical class 0.000 description 1
- 229910000570 Cupronickel Inorganic materials 0.000 description 1
- ZQZFYGIXNQKOAV-OCEACIFDSA-N Droloxifene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(/CC)=C(C=1C=C(O)C=CC=1)\C1=CC=C(OCCN(C)C)C=C1 ZQZFYGIXNQKOAV-OCEACIFDSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical class [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical compound ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000872931 Myoporum sandwicense Species 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005708 Sodium hypochlorite Substances 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MTAGIWZLHXMRFR-UHFFFAOYSA-M [Hg]O Chemical class [Hg]O MTAGIWZLHXMRFR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- 229910001516 alkali metal iodide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229940107816 ammonium iodide Drugs 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 235000019398 chlorine dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 1
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- YOCUPQPZWBBYIX-UHFFFAOYSA-N copper nickel Chemical compound [Ni].[Cu] YOCUPQPZWBBYIX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- WBZKQQHYRPRKNJ-UHFFFAOYSA-L disulfite Chemical compound [O-]S(=O)S([O-])(=O)=O WBZKQQHYRPRKNJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- 150000004694 iodide salts Chemical group 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- MINVSWONZWKMDC-UHFFFAOYSA-L mercuriooxysulfonyloxymercury Chemical compound [Hg+].[Hg+].[O-]S([O-])(=O)=O MINVSWONZWKMDC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000474 mercury oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- UKWHYYKOEPRTIC-UHFFFAOYSA-N mercury(ii) oxide Chemical class [Hg]=O UKWHYYKOEPRTIC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 1
- NALMPLUMOWIVJC-UHFFFAOYSA-N n,n,4-trimethylbenzeneamine oxide Chemical compound CC1=CC=C([N+](C)(C)[O-])C=C1 NALMPLUMOWIVJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 125000000962 organic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- NFHFRUOZVGFOOS-UHFFFAOYSA-N palladium;triphenylphosphane Chemical compound [Pd].C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1.C1=CC=CC=C1P(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1 NFHFRUOZVGFOOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- REJGOFYVRVIODZ-UHFFFAOYSA-N phosphanium;chloride Chemical compound P.Cl REJGOFYVRVIODZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- JLKDVMWYMMLWTI-UHFFFAOYSA-M potassium iodate Chemical compound [K+].[O-]I(=O)=O JLKDVMWYMMLWTI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001230 potassium iodate Substances 0.000 description 1
- 235000006666 potassium iodate Nutrition 0.000 description 1
- 229940093930 potassium iodate Drugs 0.000 description 1
- BHZRJJOHZFYXTO-UHFFFAOYSA-L potassium sulfite Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])=O BHZRJJOHZFYXTO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019252 potassium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- YQMLDSWXEQOSPP-UHFFFAOYSA-N selanylidenemercury Chemical class [Hg]=[Se] YQMLDSWXEQOSPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 description 1
- 235000015281 sodium iodate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011697 sodium iodate Substances 0.000 description 1
- 229940032753 sodium iodate Drugs 0.000 description 1
- 235000010262 sodium metabisulphite Nutrition 0.000 description 1
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 1
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- QXKXDIKCIPXUPL-UHFFFAOYSA-N sulfanylidenemercury Chemical class [Hg]=S QXKXDIKCIPXUPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011573 trace mineral Substances 0.000 description 1
- 235000013619 trace mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 1
Images
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
- C10G29/02—Non-metals
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D37/00—Processes of filtration
- B01D37/02—Precoating the filter medium; Addition of filter aids to the liquid being filtered
-
- 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
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
- C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
- C10G27/12—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen with oxygen-generating compounds, e.g. per-compounds, chromic acid, chromates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01G—COMPOUNDS CONTAINING METALS NOT COVERED BY SUBCLASSES C01D OR C01F
- C01G17/00—Compounds of germanium
-
- 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
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
- C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
- C10G27/10—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen in the presence of metal-containing organic complexes, e.g. chelates, or cationic ion-exchange resins
-
- 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
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
- C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
- C10G27/14—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen with ozone-containing gases
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
- C10G29/28—Organic compounds not containing metal atoms containing sulfur as the only hetero atom, e.g. mercaptans, or sulfur and oxygen as the only hetero atoms
-
- 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
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/09—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by filtration
-
- 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
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1033—Oil well production fluids
-
- 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)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Manufacture And Refinement Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к улучшенному способу уменьшения следового количества ртути в неочищенном нефтяном сырье, который включает пропускание неочищенного нефтяного сырья, характеризующегося некоторой концентрацией ртути, в качестве потока подачи через фильтрующее устройство с по меньшей мере фильтрующим элементом, для получения отфильтрованного сырца, характеризующегося уменьшенной концентрацией ртути, и возвратного потока, содержащего сырую нефть, характеризующуюся повышенным уровнем концентрации ртути, который по меньшей мере в 10 раз превышает концентрацию ртути в неочищенном нефтяном сырье; подмешивание к возвратному потоку эффективного количества экстрагирующего агента для удаления по меньшей мере части ртути, чтобы обработанная сырая нефть характеризовалась уменьшенной концентрацией ртути; при этом экстрагирующий агент выбирают из группы окислителей; восстанавливающих агентов, органических или неорганических сульфидов с по меньшей мере одним атомом серы, способным вступать в реакцию с ртутью; тетракис(гидроксиметил)фосфоний сульфата; тетракис(гидроксиметил)фосфоний хлорида; и их комбинаций. Изобретение также относится к улучшенному способу уменьшения следового количества ртути в неочищенном нефтяном сырье, включающему пропускание неочищенного нефтяного сырья, характеризующегося некоторой концентрацией ртути, через фильтрующее устройство с фильтрующим элементом, для удержания по меньшей мере 50% ртути на фильтрующем элементе и генерирования отфильтрованного сырца, характеризующегося уменьшенной концентрацией ртути; обратную промывку фильтрующего элемента частью отфильтрованного сырца для генерирования возвратного потока, содержащего сырую нефть, характеризующуюся повышенным уровнем концентрации ртути, который по меньшей мере в 20 раз превышает концентрацию ртути в подаваемом потоке сырой нефти; подмешивание к возвратному потоку эффективного количества восстанавливающего агента для конверсии по меньшей мере части ртути в летучую ртуть; удаление части летучей ртути одним из следующих способов: отгонки, скрубберной очистки, адсорбции и их комбинаций для получения обработанной сырой нефти с уменьшенной концентрацией ртути. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 5 пр., 2 табл., 1 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритет в соответствии с параграфом 119 раздела 35 кодекса США, по дате по дате подачи заявки на выдачу патента США с серийным номером 13/826213, поданной 14 марта 2013 года. Настоящая заявка притязает на приоритет и преимущества в соответствии с вышеуказанной заявкой, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0002] Изобретение, главным образом, относится к процессу, способу и системе для удаления тяжелых металлов, таких как ртуть, из жидких углеводородов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0003] Тяжелые металлы, такие как ртуть, могут присутствовать в следовых количествах в потоках углеводородов всех типов, таких как сырая нефть. Количество может варьироваться от значений ниже аналитического предела обнаружения до нескольких тысяч частей на миллиард по массе (частей на миллиард по массе), в зависимости от источника. Желательно удалять следовые количества этих металлов из сырой нефти.
[0004] Раскрыты различные способы удаления следов металлических загрязняющих примесей в жидком углеводородном сырье, таких как ртуть.
[0005] В патентах США № 6537443 и 6685824 описаны способы удаления ртути, в соответствии с которыми жидкое углеводородное сырье смешивают с серосодержащими соединениями, и удаляют ртутьсодержащие твердые частицы в предварительно покрытом нагнетательном фильтре. Технологическая линия фильтрования малогабаритна, но этот способ может приводить к потере углеводородов и к генерированию отходов в виде содержащих нефть твердых веществ. В опубликованных патентах США № US20120067785A1, US20120067784A1, US20120125816A1, используются способы химической экстракции, по которым поток жидкого углеводородного сырья приводят в контакт с добавками, включающими, но не ограничивающимися этим, источник йода, сульфат тетракис(гидроксиметил)фосфония/хлорид тетракис(гидроксиметил) фосфония и окислители, соответственно, где ртуть экстрагируют из сырой нефти в водную фазу для последующего удаления.
[0006] Существует потребность в улучшенных способах и системах для удаления ртути из потоков жидких углеводородов, особенно в малогабаритных системах, которые максимизируют извлечение нефти и используют меньшие количества химических реагентов, чем способы, известные на современном уровне техники.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] В одном аспекте предложен способ уменьшения следового элемента ртути в неочищенном нефтяном сырье. Способ включает следующие этапы: пропускание неочищенного нефтяного сырья, содержащего ртуть, через фильтрующее устройство с фильтрующим элементом для получения отфильтрованного сырца, имеющего уменьшенную концентрацию ртути, и возвратного потока, содержащего сырую нефть с повышенным уровнем концентрации ртути, которая по меньшей мере в 10 раз превышает концентрацию ртути в неочищенном нефтяном сырье; подмешивание к возвратному потоку эффективного количества экстрагирующего агента для удаления части ртути, чтобы обработанная сырая нефть имела уменьшенную концентрацию ртути.
[0008] В одном из вариантов реализации изобретения фильтрующее устройство представляет собой тупиковый фильтр, и чтобы генерировать возвратный поток, устройство очищают обратной промывкой. В другом варианте реализации изобретения используется устройство для поперечно-поточной фильтрации, которое генерирует поток пермеата, содержащий фильтрованный сырец, и возвратный поток, который содержит поток концентрата, имеющий концентрацию ртути по меньшей мере в 20 раз больше ее концентрации в неочищенном нефтяном сырье.
[0009] В другом аспекте раскрыт способ удаления следового количества ртути в жидких углеводородах. Способ включает следующие этапы: пропускание неочищенного нефтяного сырья через фильтрующее устройство с фильтрующим элементом, чтобы задержать по меньшей мере 50% ртути на фильтрующей среде и получить отфильтрованный сырец с уменьшенной концентрацией ртути; обратную промывку фильтрующего устройства частью отфильтрованного сырца для получения возвратного потока, содержащего сырую нефть с повышенным уровнем концентрации ртути, которая по меньшей мере в 20 раз превышает концентрацию ртути в отфильтрованном сырце; подмешивание к возвратному потоку эффективного количества экстрагирующего агента, выбранного из группы, состоящей из сульфата тетракис(гидроксиметил) фосфония; хлорида тетракис(гидроксиметил)фосфония; окислителя; органического или неорганического сульфидного соединения, в котором по меньшей мере один атом серы способен вступать в реакцию с ртутью; и их комбинаций, чтобы экстрагировать часть ртути в водную фазу; и отделение водной фазы, содержащей ртуть, от сырой нефти, чтобы получить обработанную сырую нефть с уменьшенной концентрацией ртути.
[0010] В одном из вариантов реализации изобретения фильтрующее устройство представляет собой поперечнопоточное фильтрационное устройство. В другом варианте реализации изобретения фильтрующее устройство представляет собой тупиковый фильтр, у которого фильтрующий элемент предварительно покрыт вспомогательным фильтрующим материалом, например, материалами, которые включают, но не ограничиваются этим, перлит, диатомит, целлюлозное волокно и их комбинации.
[0011] В другом аспекте раскрыт способ удаления следового количества ртути в жидких углеводородах. Способ включает следующие этапы: пропускание неочищенного нефтяного сырья через тупиковое фильтрующее устройство, чтобы задержать по меньшей мере 50% ртути на наполнителе фильтра и получить отфильтрованный сырец с уменьшенной концентрацией ртути; обратную промывку фильтрующего устройства частью отфильтрованного сырца или другими растворителями для получения возвратного потока с повышенным уровнем концентрации ртути, которая по меньшей мере в 20 раз превышает концентрацию ртути в отфильтрованном сырце; подмешивание к возвратному потоку эффективного количества экстрагирующего агента для перевода части ртути в летучую форму ртути; и удаление части летучей ртути по меньшей мере одним из таких способов, как отгонка, скрубберная очистка, адсорбция и их комбинации, для получения обработанной сырой нефти с уменьшенной концентрацией ртути.
ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0012] Фигура 1 иллюстрирует блок-схему вариантов реализации системы и способа для удаления ртути из содержащих нефть твердых веществ.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0013] В данном документе будут использоваться термины, которые, если не указано иное, будут иметь следующие значения.
[0014] «Сырая нефть» относится к неочищенной нефти и к конденсату. Термины нефть-сырец, неочищенная нефть, сырцы и жидкие углеводороды используются взаимозаменяемо, и каждый из них относится как к одному сырцу, так и к их смеси.
[0015] «Следовое количество» относится к количеству ртути в неочищенной нефти, которое изменяется в зависимости от источника, например, от нескольких частей на миллиард вплоть до 30000 частей на миллиард.
[0016] «Тупиковое фильтрование» (традиционное или обычное фильтрование) относится к системе фильтрования, где, по существу, всю жидкую часть суспензии, а не только ее долю, продавливают через фильтрующий элемент, при этом основная часть твердых веществ или все они остаются на фильтрующем элементе в виде отфильтрованного осадка.
[0017] «Поперечнопоточная» фильтрация (или тангенциальная фильтрация, или тангенциальная поточная фильтрация (TFF)) относится к способу фильтрации, в соответствии с которым поток сырья протекает параллельно или тангенциально вдоль поверхности фильтрующего элемента (мембраны), а фильтрат проходит через фильтрующий элемент, и обычно только часть флюида из содержащего твердые вещества потока проходит через фильтрующий элемент. При поперечно-поточной фильтрации твердые частицы, которые меньше размера пор фильтрующего элемента, проходят через (на противоположную сторону) элемента как пермеат или фильтрат, а все остальное задерживается на входной стороне элемента как ретентат или концентрат.
[0018] «Диафильтрация» (DF) относится к поперечнопоточному процессу фильтрования, в котором в поток поступающего материала добавляют буферный материал, например, растворитель и/или когда в процессе фильтрования фильтрат непрерывно удаляют из системы.
[0019] «Динамическая фильтрация» представляет собой расширенный вариант поперечно-поточной фильтрации, в котором наполнитель фильтра сохраняется по существу свободным от закупоривания или засорения при помощи вращательного, колебательного или вибрационного движения фильтрующей мембраны относительно подаваемой суспензии, которое препятствует образованию слоев корки, примыкающих к фильтрующему элементу. Такие результаты достигаются при помощи движения подлежащего фильтрации материала относительно наполнителя фильтра, достаточно быстрого, чтобы создавать высокие скорости сдвига, а также высокие подъемные силы, прилагаемые к частицам.
[0020] В данном документе принято, что термин поперечно-поточная фильтрация (или фильтр) включает способы/оборудование диафильтрации и динамической фильтрации.
[0021] Сырцы могут содержать небольшие количества ртути, которые могут присутствовать в виде элементарной ртути Hg0, ионной ртути, неорганических соединений ртути и/или органических соединений ртути. Примеры включают, но не ограничиваются этим: галоидные соединения ртути (например, HgXY, где X и Y могут представлять собой галогениды, кислород или оксиды галогенов), галоидные соединения одновалентной ртути (например, Hg2XY, где X и Y могут представлять собой галогениды, кислород или оксиды галогенов), оксиды ртути (например, HgO), сульфиды ртути (например, HgS, мета-киноварь и/или киноварь), сульфат ртути (HgSO4), сульфат одновалентной ртути (Hg2SO4), селениды ртути (например, HgSe2, HgSe8, HgSe), гидроксиды ртути и ртутьорганические соединения (например, ртутьалкильные соединения) и их смеси.
[0022] Изобретение относится к удалению следов ртути в сырой нефти при помощи процесса удаления ртути, который включает этап фильтрации и этап химической экстракции, в малогабаритной системе, с меньшими затратами химических реагентов, чем требуется на современном уровне техники.
[0023] Этап фильтрации. В одном из вариантов реализации изобретения жидкие углеводороды сначала подвергают обработке на этапе фильтрации, на которой удаляют часть ртути в виде микрочастиц и твердые вещества, которые содержат адсорбированную ртуть.
[0024] В одном из вариантов реализации изобретения система включает устройство для тупиковой фильтрации, выбранное из группы, состоящей из песчаного фильтра, многокомпонентного фильтра, картриджного фильтра, мешочного фильтра с фильтрующим элементом (мембраной), который используется в виде, известном в данной области, например, картриджей, сит, мешков, гофрированного фильтра, рулонного фильтра и т. п. При продавливании сырца через фильтрующий элемент при помощи перепада давления, например, между 5 и 50 фунтами на кв. дюйм изб. давления, твердые вещества, также как ртутьсодержащие частицы оседают на элементе(ах) фильтра, что приводит к получению сырца с уменьшенной концентрацией ртути.
[0025] В одном из вариантов реализации изобретения фильтрующий элемент представляет собой спеченный металлический фильтр из нержавеющей стали без предварительного покрытия, у которого размер пор находится в диапазоне от 0,5 до 5 мкм. В другом варианте реализации изобретения элемент фильтра предварительно покрыт вспомогательным фильтрующим материалом, известным в данной области техники, например, перлитом, диатомитом (диатомитовая земля или «DE»), целлюлозным волокном или их комбинациями. Вспомогательный фильтрующий материал имеет средний размер частиц в диапазоне от 0,1 до 100 мкм и толщину слоя по меньшей мере 1 мм в одном варианте реализации изобретения; средний размер частиц в диапазоне от 1 до 50 мкм во втором варианте реализации изобретения; и от 3 до 20 мкм в третьем варианте реализации изобретения. В одном из вариантов реализации изобретения слой вспомогательного фильтрующего материала имеет толщину 2-10 мм. В другом варианте реализации изобретения слой вспомогательного фильтрующего материала имеет толщину менее 1» (2,54 см). Вспомогательный фильтрующий материал имеет средний размер частиц в диапазоне от 1 до 50 мкм в одном варианте реализации изобретения; и от 3 до 20 мкм во втором варианте реализации изобретения.
[0026] В другом варианте реализации изобретения фильтрующая система содержит поперечно-поточное фильтрующее устройство. В одном варианте реализации изобретения используется тип поперечно-поточного устройств с динамической фильтрацией. Во втором варианте реализации изобретения в поперечно-поточном фильтрующем устройстве используется тип фильтра с усиленной обработкой сдвигом за счет вибрации (VSEP) от New Logic Research, Inc. (Emeryville, CA) и аналогичные устройства других производителей. Поперечно-поточное фильтрующее устройство разделяет ртутьсодержащее неочищенное сырье на два потока, первый из них проходит через мембрану фильтра и содержит сырец с уменьшенной концентрацией ртути («поток пермеата»), а второй поток («поток ретентата») с оставшимся неочищенным сырьем, твердыми веществами и частицами, не прошедшими через мембрану фильтра, имеет концентрацию ртути по меньшей мере в 10-50 раз больше, чем в первом потоке.
[0027] В одном из вариантов реализации изобретения технологической операции поперечно-поточной фильтрации, часть концентрированного потока рециклируют и соединяют с жидким углеводородным сырьем для поперечно-поточного фильтра. Объем рециклированного потока в рециркуляционной петле можно варьировать, чтобы создать возможность дополнительного концентрирования ртути в возвратном (ретентатном) потоке, обеспечить защиту от нарушения технологических параметров и контроль над концентрацией в возвратном потоке для дополнительной обработки с целью удаления Hg. Часть потока ретентата, составляющую от 1 до 25% всего потока, можно непрерывно или периодически удалять из процесса поперечно-поточной фильтрации в виде возвратного потока, обеспечивая управление количеством ртути и других веществ в системе. В одном из вариантов реализации изобретения часть потока ретентата, эквивалентная около 1-10% подачи в систему фильтрации, извлекают для дополнительной обработки на этапе, на котором осуществляется процесс экстракции.
[0028] В узлах поперечно-поточной или тупиковой фильтрации можно использовать любой подходящий фильтрующий элемент (мембрану). В одном из вариантов реализации изобретения фильтрующий элемент состоит из пористого материала, который дает возможность проходить через него сырой нефти и твердым веществам мельче определенного размера в виде фильтрата (или пермеата), тогда как остающиеся частицы, включая ртутьсодержащие частицы, попадают в ретентат. Мембрана фильтра имеет номинальный размер пор, достаточный для того, чтобы через фильтр проходило по меньшей мере 50% в одном варианте реализации изобретения; по меньшей мере 60% во втором варианте реализации изобретения; по меньшей мере 70% в третьем варианте реализации изобретения; и по меньшей мере 80% в четвертом варианте реализации изобретения. Мембрана фильтра имеет размер пор в диапазоне 0,1-50 мкм в одном варианте реализации изобретения; 0,5-20 мкм во втором варианте реализации изобретения; и по меньшей мере 1 мкм в третьем варианте реализации изобретения.
[0029] Для использования в качестве конструкционных материалов мембран в устройстве поперечно-поточной фильтрации или фильтрующего элемента в устройстве тупиковой фильтрации, пригодны полимеры, органические материалы, неорганические керамические материалы и металлы, поскольку они не претерпевают значительных химических изменений, которые могли бы существенно ухудшить желательные характеристики отфильтрованного сырца. В одном из вариантов реализации изобретения используется неорганический материал, такой как керамика (карбид кремния, диоксид циркония, оксид титана и т. п.), который способен противостоять жестким атмосферным условиям. В другом варианте реализации изобретения материал представляет собой металл, такой как нержавеющая сталь, титан или медно-никелевый сплав.
[0030] С течением времени процесс фильтрации затрудняется, поскольку фильтрующий элемент забивается частицами, и в фильтрующем устройстве возникает давление. Фильтр периодически (или по мере необходимости, когда он забивается) подвергают обратной промывке, чтобы удалить содержащие нефть твердые вещества, которые включают отфильтрованные частицы и предварительно нанесенный вспомогательный фильтрующий материал (если он применялся). В одном из вариантов реализации изобретения обратную промывку производят обращением направления потока фильтрата, чтобы смыть с мембраны/сетки содержащие нефть твердые вещества, генерируя возвратный поток. В другом варианте реализации изобретения направление трансмембранного давления периодически меняют на противоположное при помощи вспомогательного насоса. В одном из вариантов реализации изобретения обратную промывку фильтрующего устройства флюидом осуществляют, чтобы смыть с фильтрующего элемента осевшие на нем частицы и вспомогательные фильтрующие материалы (если их применяли). Обратная промывка также выводит из фильтрующей системы часть углеводородных флюидов с твердыми веществами в виде возвратного потока.
[0031] В одном из вариантов реализации изобретения для обратной промывки используется газ, например, метан, азот, диоксид углерода и т. п. В другом варианте реализации изобретения вместо использования газа или дополнительно к нему, для экстракции содержащих нефть твердых веществ применяют сырец или растворитель (либо их смесь). Экстрагирующий растворитель представляет собой растворитель с малой удельной плотностью или смесь растворителей, таких как, например, ксилол, бензол, толуол, керосин, риформат (легкие ароматические соединения), легкая нафта, тяжелая нафта, легкий рецикловый газойль (LCO), средний рецикловый газойль (MCO), пропан, материалы из дизельного интервала кипения, которые используются для «промывки» мембраны фильтра/сетки/вспомогательного фильтрующего материала, и удаляют содержащие нефть твердые вещества, генерируя возвратный поток.
[0032] В одном из вариантов реализации изобретения процесса поперечнопоточной фильтрации, дополнительно к периодической обратной промывке газом, фильтрованным сырцом или экстрагирующим растворителем, либо вместо нее, небольшое количество растворителя необязательно добавляют к потоку, который подают на фильтрацию, с медленным повышением массового соотношения растворителя с течением времени, чтобы ускорить процесс фильтрации или уменьшить частоту обратных промывок. Растворитель добавляют к подаче сырья в массовом соотношении растворителя к сырью от 0 в начале процесса фильтрации до 10:1 к концу процесса, когда давление начинает нарастать из-за того, что мембрана забивается.
[0033] В одном из вариантов реализации изобретения фильтрующее устройство включает множество фильтрующих элементов, с возможностью обратной промывки внутри узла по меньшей мере одной из сеток фильтра/мембран без прекращения процесса, когда устройство находится в эксплуатации, при этом устройство для обратной промывки изолировано от сырой нефти. В еще одном варианте реализации изобретения фильтрующее устройство относится к известному в данной области техники типу безразборной очистки (CIP), со встроенными вспомогательными насосами, расходными емкостями и т. п. аксессуарами для подачи растворителя и/или химических реактивов, таких как гипохлорит натрия и сульфидные соединения для торможения обрастания и подъема давления в фильтрационной системе.
[0034] Описания и способы эксплуатации фильтрующих устройств, которые можно использовать на этапе процесса фильтрации, включают, но не ограничиваются этим, опубликованные патенты США US20120132597A1 под названием «Cross-flow filtration with turbulence and back-flushing action for use with online chemical monitors», US8128829 под названием «Cross flow filter device», US3994810 под названием «Onstream back-flush filter» и US5587074 под названием «Fluid filter with enhanced back-flush flow», US6322698 под названием «Vibratory separation systems and membrane separation units», релевантные части которых включены в данный документ посредством ссылки.
[0035] В одном из вариантов реализации изобретения дополнительно к фильтрации, жидкие углеводороды необязательно обрабатывают органическим или неорганическим сульфидным соединением, в котором по меньшей мере один атом серы способен вступать в реакцию с ртутью, как описано в патентах США № 6537443 и 6685824, релевантные части которых введены в данный документ посредством ссылки. В одном из вариантов реализации изобретения сульфидное соединение при растворении в воде дает анионы S2-, SH-, Sx 2- или SxH-, и раствор с pH больше 7. Примеры сульфидных соединений включают, но не ограничиваются этим, сульфид калия или натрия (Na2S), гидросульфид натрия (NaSH), полисульфид калия или натрия (Na2Sx), сульфид аммония [(NH4)2S], гидросульфид аммония (NH4HS), полисульфид аммония [(NH4)2Sx], аналоги этих материалов из группы 1 и группы 2 и их комбинации. Обрабатывающее сульфидное соединение добавляют в концентрации между 1,0 и около 10000 частей на миллиард по массе в одном варианте реализации изобретения; и между около 5,0 частей на миллиард по массе и около 1000 частей на миллиард по массе во втором варианте реализации изобретения.
[0036] В одном из вариантов реализации изобретения сульфидная обработка производится in situ в процессе фильтрации с использованием вспомогательных фильтрующих материалов, предварительно обработанных или покрытых органическим или неорганическим сульфидным соединением. В другом варианте реализации изобретения неочищенное сырье смешивают с сульфидным соединением перед процессом фильтрации, это осуществляется в проходном в статическом смесителе или чане с мешалкой, с продолжительностью обработки по меньшей мере 1 минута, при этом любой образовавшийся осадок ртути удаляется на этапе фильтрации. В другом варианте реализации изобретения время перемешивания составляет по меньшей мере 15 минут.
[0037] В зависимости от исходной концентрации ртути в жидком углеводородном сырье, на этапе фильтрации формируются два потока, при этом первый поток подлежит дальнейшей очистке от ртути («возвратный поток»), он необязательно содержит экстрагирующий растворитель, содержащие нефть твердые вещества и менее 10 об.% исходного неочищенного сырья с гораздо более высокой концентрацией ртути, чем в исходном сырье; и второй поток с отфильтрованным сырьем, содержащий по меньшей мере 90 об.% исходного неочищенного сырья, предназначенного для дальнейшей переработки или продажи.
[0038] Возвратный поток имеет концентрацию ртути по меньшей мере в 20 раз превышающую концентрацию ртути в отфильтрованном сырце в одном варианте реализации изобретения; по меньшей мере в 50 раз во втором варианте реализации изобретения; по меньшей мере в 100 раз в третьем варианте реализации изобретения; и по меньшей мере в 1000 раз в четвертом варианте реализации изобретения. Первый поток имеет концентрацию ртути, по меньшей мере в 5 раз превышающую концентрацию ртути в исходном неочищенном сырье в одном варианте реализации изобретения; по меньшей мере в 10 раз во втором варианте реализации изобретения; по меньшей мере в 100 раз в третьем варианте реализации изобретения.
[0039] Отфильтрованный поток сырца имеет пониженную концентрацию ртути, она составляет менее 1000 частей на миллиард по массе в одном варианте реализации изобретения; менее 500 частей на миллиард по массе во втором варианте реализации изобретения; менее 300 частей на миллиард по массе в третьем варианте реализации изобретения; менее 100 частей на миллиард по массе в третьем варианте реализации изобретения; и менее 50 частей на миллиард по массе в четвертом варианте реализации изобретения. При необязательной обработке сульфидным соединением концентрация ртути в отфильтрованном сырце уменьшается до менее 100 частей на миллиард по массе в одном варианте реализации изобретения; менее 75 частей на миллиард по массе во втором варианте реализации изобретения; и менее 50 частей на миллиард по массе в третьем варианте реализации изобретения.
[0040] Технологический этап химической экстракции. Возвратный поток, т. е. сырец с повышенным уровнем концентрации ртути, дополнительно обрабатывают химическими реагентами, чтобы уменьшить концентрацию ртути. В процессе химической экстракции, возвратный поток приводят в контакт с одним или более экстрагирующих агентов, выбранных из группы, состоящей из сульфата тетракис(гидроксиметил)фосфония; хлорида тетракис(гидроксиметил)фосфония; окислителя; органического или неорганического сульфидного соединения, в котором по меньшей мере один атом серы способен вступать в реакцию со ртутью; и их комбинаций. В одном из вариантов реализации изобретения, наряду с экстрагирующим агентом, можно также добавлять растворитель, такой как вода. Экстрагирующий агент извлекает часть ртути в водную фазу для последующего удаления на технологическом этапе разделения фаз. По меньшей мере 50% ртути экстрагируется из сырой нефти в водную фазу в одном варианте реализации изобретения; по меньшей мере 75% экстрагируется во втором варианте реализации изобретения; по меньшей мере 90% экстрагируется в третьем варианте реализации изобретения.
[0041] В другом варианте реализации изобретения сырец обрабатывают, в качестве экстрагирующего агента, восстанавливающим агентом («восстановителем»), где восстановитель превращает по меньшей мере 25% нелетучей части ртути в летучую (удаляемую отгонкой) форму. Затем ртуть удаляют из сырца путем отгонки отгоночным газом, известным в данной области техники, например, природным газом, метаном, азотом или их комбинацией.
[0042] Экстрагирующий агент можно использовать в любой форме - в виде жидкости, порошка, суспензии, в водной форме, в виде газа, материала на подложке или их комбинации. Можно добавлять различные экстрагирующие агенты, например, в одном варианте реализации изобретения после добавления окислителя добавляют восстанавливающий агент. В другом варианте реализации изобретения сырец приводят в контакт непосредственно с восстанавливающим агентом, не добавляя окислитель.
[0043] Количество экстрагирующего агента, необходимого для удаления ртути, должно быть по меньшей мере равным количеству ртути, которую предстоит удалить, на молярной основе (1:1), если не в избыточном количестве. В одном из вариантов реализации изобретения молярное отношение находится в диапазоне от 2:1 до 5000:1. В другом варианте реализации изобретения от 10:1 до 2500:1. В еще одном варианте реализации изобретения молярное отношение находится в диапазоне от 5:1 до 10000:1.
[0044] Контакт с экстрагирующим агентом можно осуществлять при любой температуре, достаточно высокой для того, чтобы сырец был в жидком состоянии. Контакт осуществляют при комнатной температуре в одном варианте реализации изобретения; при достаточно повышенной температуре, например, по меньшей мере 50°C, в другом варианте реализации изобретения; в течение по меньшей мере минуты в одном варианте реализации изобретения; по меньшей мере 1 час в другом варианте реализации изобретения; и по меньшей мере 2 часа в еще одном варианте реализации изобретения.
[0045] Контакт между возвратным потоком с повышенным уровнем концентрации ртути и экстрагирующим агентом можно осуществлять недисперсионным или дисперсионным способом. Способ дисперсионного контакта можно реализовать при помощи смесительных клапанов, статических смесителей, чанов или емкостей с мешалкой или других способов, известных в данной области техники. Способ недисперсионного контакта можно реализовать при помощи любого из способов упакованных слоев инертных частиц, контактных фильтров с волоконным слоем или других способов, известных в данной области техники.
[0046] В одном из вариантов реализации изобретения экстрагирующий агент представляет собой органическое или неорганическое сульфидное соединение, которое превращает или экстрагирует нелетучую ртуть из сырой нефти в водорастворимую форму. Химический экстрагирующий агент может быть тем же самым или иным соединением серы, которое используется в процессе фильтрации (если оно там используется). Примеры включают, но не ограничиваются этим, сульфиды щелочных металлов, сульфиды щелочноземельных металлов, полисульфиды щелочных металлов, полисульфиды щелочноземельных металлов, тритиокарбонаты щелочных металлов, дитиокарбаматы, либо в мономерной, либо в полимерной форме, сульфурированные олефины, меркаптаны, тиофены, тиофенолы, моно и дитиоорганические кислоты, моно и дитиоэфиры и их смеси. В одном из вариантов реализации изобретения сульфидное соединение представляет собой водорастворимое моноатомное соединение серы, например, любое из следующих соединений: гидросульфида натрия, гидросульфида калия, гидросульфида аммония, сульфида натрия, сульфида калия, сульфида кальция, сульфида магния и сульфида аммония.
[0047] В другом варианте реализации изобретения экстрагирующий агент представляет собой окисляющий агент («окислитель») для экстракции ртути из сырой нефти путем образования растворимого ртутного соединения. В одном варианте реализации изобретения окислитель выбирают из группы источников йода, оксигалитов, гидропероксидов, органических пероксидов, неорганических перкислот и их солей, органических перкислот и их солей, озона и их комбинаций. В одном из вариантов реализации изобретения окислитель выбирают из группы элементарных галогенов или галогенсодержащих соединений, например, хлористых йодистых, фтористых или бромистых, галогеновых солей щелочных металлов, например, галидов, диоксида хлора и т. п. В другом варианте реализации изобретения окислитель представляет собой йодид катиона тяжелого металла. В еще одном варианте реализации изобретения окислитель выбирают из йодида аммония, йодида щелочного металла и дигидройодида этилендиамина. В одном из вариантов реализации изобретения окислитель выбирают из группы гипохлоритных ионов (OCl-, таких как NaOCl, NaOCl2, NaOCl3, NaOCl4, Ca(OCl)2, NaClO3, NaClO2 и т. п.), окситрихлорида ванадия, реагента Фентона, гипобромитных ионов, хлористого диоксина, йодатов IO3 - (таких как йодат калия KIO3 и йодат натрия NaIO3) и их смесей. В одном из вариантов реализации изобретения окислитель выбирают из KMnO4, K2S2O8, K2CrO7 и Cl2.
[0048] В одном из вариантов реализации изобретения экстрагирующий агент представляет собой восстанавливающий агент («восстановитель»), который можно добавлять как единственный экстрагирующий агент. В другом варианте реализации изобретения восстанавливающий агент добавляют дополнительно к окислителю (и другие необязательные реагенты, такие как деэмульгаторы) для превращения части ртути из нелетучей в летучую форму. Окислитель/восстановитель можно вводить непрерывно, например, в потоке воды, который непрерывно приводят в контакт с потоком сырой нефти, или периодически, например, инжекцией водного потока партиями.
[0049] Примеры восстанавливающих агентов включают, но не ограничиваются этим восстановленные соединения серы, содержащие по меньшей мере один атом серы в окисленном состоянии менее +6. (например, тиосульфат натрия, бисульфит, метабисульфит или сульфит натрия или калия); соединения двухвалентного и трехвалентного железа, включая неорганические и органические соединения двухвалентного железа; соединения двухвалентного олова, которые включают неорганические соединения двухвалентного олова и органические соединения двухвалентного олова; оксалаты, которые включают щавелевую кислоту, неорганические оксалаты и органические оксалаты; соединения одновалентной меди, которые включают неорганические и органические соединения одновалентной меди; органические кислоты, которые разлагаются при нагревании с образованием CO2 и действуют как восстанавливающие агенты; соединения азота, которые включают соединения гидроксиламина и гидразина; борогидрид натрия; гидрид диизобутилалюминия (DIBAL-H); тиомочевина; галоидное соединение переходного металла, такое как хлорид трехвалентного железа, хлорид цинка, NiCl2; SO2 в N2 или других инертных газах, водород; сероводород; и углеводороды, такие как CO2 и монооксид углерода.
[0050] После добавления экстрагирующего агента, который превращает часть ртути в концентрированном сырце в растворимую форму, например, источника йода или окислителя, обработанный сырец с пониженной концентрацией ртути можно отделить от водной фазы, содержащей экстрагированную ртуть, способами, известными в данной области техники, например, гравитационным осаждением, коалесценцией и т. п., при помощи отделительных устройств, таких как центрифуги, гидроциклоны, сепараторы, сетчатые коалесценторы и т. д.
[0051] В одном из вариантов реализации изобретения удаление ртути из обработанного сырца можно ускорить добавлением к эмульгированной смеси нефть-вода комплексообразующего агента, который добавляют в количестве, достаточном для эффективной стабилизации (путем образования комплексов) растворимой ртути. Это количество, выраженное как молярное отношение комплексообразующего агента к растворимой ртути, находится в диапазоне от 1:1 до 5000:1 в одном варианте реализации изобретения; от 5:1 до 1000:1 во втором варианте реализации изобретения; и от 10:10 до 500:1 в третьем варианте реализации изобретения. Ртуть образует координационные комплексы с соединениями, которые включают, но не ограничиваются этим, соединения, содержащие кислород, серу, фосфор и азот, например, тиольные группы, тиофеновые группы, тиоэфирные группы, тиазольные группы, талоцианиновые группы, тиоурениевые группы, аминовые группы, полиэтилениминовые группы, гидразидовые группы, N-тиокарбамоил-полиалкиленполиаминовые группы, их производные и их смеси. В другом варианте реализации изобретения комплексообразующий агент представляет собой неорганическое соединение серы, выбранное из сульфидов, тиосульфата аммония, тиосульфатов щелочных металлов, тиосульфатов щелочноземельных металлов, тиосульфатов железа, дитионитов щелочных металлов, дитионитов щелочноземельных металлов и их смесей. В еще одном варианте реализации изобретения комплексообразующий агент представляет собой полиамин, формирующий с ионами ртути стабильные катионные комплексы.
[0052] В одном из вариантов реализации изобретения при использовании восстановителя в качестве экстрагирующего агента, летучую ртуть удаляют из обработанной сырой нефти при помощи способов и оборудования, известных в данной области техники, например, установка для отгонки, адсорбционный слой и т. п. В одном из вариантов реализации изобретения сырую нефть подают в установку для отгонки с добавлением отпарного газа (носитель), для удаления летучей ртути из сырца в отпарной газ. Сырец, извлеченный со дна устройства, содержит менее 50% исходно содержавшейся в нем ртути (в обеих формах, летучей и нелетучей) в одном варианте реализации изобретения.
[0053] Обработанную сырую нефть можно объединять с отфильтрованной сырой нефтью для получения комбинированной сырой нефти в виде потока продукта с пониженной концентрацией ртути, например, менее 100 частей на миллиард по массе в одном варианте реализации изобретения. Продуктовый поток комбинированной сырой нефти в одном варианте реализации изобретения составляет по меньшей мере 95% объема неочищенного нефтяного сырья, которое подают в фильтрующее устройство; и по меньшей мере 98 об.% во втором варианте реализации изобретения.
[0054] Отгонка летучей ртути. В одном из вариантов реализации изобретения, в котором осуществляют конверсию части ртути из нелетучей в летучую форму, летучую ртуть отгоняют из возвратного потока, когда она находится в контакте с экстрагирующими агентами, например, окислителем и/или восстановителем, при помощи отпарного газа (носителя). В другом варианте реализации изобретения летучую ртуть удаляют из обработанного сырца при помощи способов и оборудования, известных в данной области техники, например, установка для отгонки, адсорбционный слой и т. п.
[0055] После обработки экстрагирующими агентами, концентрация ртути в обработанной сырой нефти уменьшается до 100 частей на миллиард по массе или менее в одном варианте реализации изобретения; до 50 частей на миллиард по массе или менее во втором варианте реализации изобретения; до 20 частей на миллиард по массе или менее в третьем варианте реализации изобретения; и менее чем до 10 частей на миллиард по массе в четвертом варианте реализации изобретения. В еще одном варианте реализации изобретения по меньшей мере 75% ртути экстрагируют из сырой нефти в возвратный поток. В другом варианте реализации изобретения удаление или извлечение составляет по меньшей мере 90%.
[0056] Примеры экстрагирующих агентов и способы удаления ртути при помощи экстрагирующих агентов раскрыты в опубликованных патентах США № US20120125816A1, US20120125817A1, US20120125818A1, US20120067784A1, US20120067785A1, US20120067786A1 и US20120067779A1, значимые элементы которых введены в данный документ посредством ссылки.
Фигуры, иллюстрирующие варианты реализации изобретения
[0057] На фигуре 1 представлена диаграмма, которая схематически иллюстрирует различные варианты реализации изобретения системы, предназначенной для удаления ртути из содержащих нефть твердых веществ.
[0058] На фигуре 1 поток сырой нефти, содержащий ртуть 15, подают в систему фильтрации 10, которая в одном варианте реализации изобретения представляет собой пакет фильтрующих элементов для тупиковой фильтрации или поперечно-поточной фильтрации. В одном из вариантов реализации изобретения для обратной промывки фильтрующего элемента используется поток газа 18. В другом варианте реализации изобретения вместо потока газа 18 или дополнительно к нему, для обратной промывки используется поток экстрагирующего растворителя. Хотя это не проиллюстрировано, в одном варианте реализации изобретения система фильтрации включает рециркуляционную петлю с одним или более рециркуляционных насосов для рециркуляции концентрированного потока, при этом часть концентрированного потока непрерывно или периодически удаляют из рециклируемого концентрированного потока, для формирования возвратного потока, подлежащего дальнейшей обработке. Отфильтрованный сырец 16 с уменьшенной концентрацией ртути подают в резервуар для хранения 50 для продажи или дальнейшей обработки. Возвратный поток 17, содержащий сырец, использованный для обратной промывки, и/или удаленную часть концентрированного потока, подают в резервуар-отстойник 20. Возвратный поток 17 имеет концентрацию ртути в 2-50 раз больше концентрации ртути в потоке сырья 15.
[0059] В одном из вариантов реализации изобретения способа окисления-комплексообразования для удаления ртути (как проиллюстрировано пунктирными линиями), к возвратному потоку 25 в смесительный резервуар 30 добавляют по меньшей мере окислитель 36, и смесь окислителя и сырой нефти 35 направляют на технологический этап химической экстракции 40, с добавлением водного потока, содержащего восстановитель/комплексообразователь 45. Сбросовую воду 47, содержащую ртуть, подают на удаление или повторно инжектируют в резервуар, а сырец 46 с уменьшенным содержанием ртути отправляют в хранилище 50.
[0060] В другом варианте реализации изобретения, в котором для удаления ртути используется прямое восстановление (сплошные линии), из осадочного резервуара 20 поток 26, содержащий сырец после обратной промывки и/или извлеченный концентрированный поток, направляют на технологический этап химической экстракции 40, где добавляют по меньшей мере водный поток, содержащий восстанавливающий агент 45 для конверсии, в результате которой часть нелетучей ртути превращается в летучую ртуть, которая поддается отгонке. В одном из вариантов реализации изобретения для удаления летучей ртути применяют отпарной газ 44, например, N2, CO2, H2, метан, аргон, гелий, пар, природный газ и их комбинации. На этом этапе процесса газовый поток 48, содержащий ртуть, подают на удаление, повторно инжектируют в резервуар или обрабатывают адсорбирующим материалом по методикам, известным в области удаления ртути из газовых потоков. Сырец 46 с уменьшенным содержанием ртути отправляют в хранилище 50.
[0061] В третьем варианте реализации изобретения способа сульфидной экстракции для удаления ртути (как проиллюстрировано пунктирными линиями), на этапе экстракции 40 добавляют водный поток 45’ , содержащий неорганическое сульфидное соединение, для превращения в водорастворимую форму или экстракции нелетучей ртути из потока сырой нефти 26. Сбросовую воду 47, содержащую водорастворимую ртуть, подают на удаление или повторно инжектируют в резервуар, а сырец 46 с уменьшенным содержанием ртути отправляют в хранилище 50.
[0062] Проиллюстрированная система может представлять собой любое из мобильных устройств, расположенных на побережье на таких предприятиях, как перерабатывающий завод, или в море, на таких мощностях как FPSO или другие оффшорные мощности по производству нефти и/или газа.
[0063] ПРИМЕРЫ. Следующие иллюстративные примеры не предназначены для ограничения изобретения.
[0064] Примеры 1-2. Различные образцы конденсата, сырец 50° API и природный газ 55° API, с исходной концентрацией Hg в диапазоне от 588 до 2200 частей на миллиард по массе, обработали при помощи поперечнопоточной фильтрации, произведенной при 175°C и 75 фунтах на кв. дюйм изб. давления, с использованием мембраны Teflon® на Woven Fiberglass с размером пор 1 мкм. Концентрат вернули обратно в фильтрующую систему, в рециркуляционную петлю, при помощи рециркуляционного насоса, для объединения с подаваемым в систему сырьем. Кроме того, рециркуляционный насос поддерживает достаточную скорость течения через трубы корпуса фильтра (более 10 фут/секунду), чтобы избежать закупоривания мембраны. Часть концентрата, в количестве около 2-10% подачи в фильтрующую систему, непрерывно отбирают из системы. Ожидается, что отфильтрованные продукты будут иметь концентрацию ртути менее 100 частей на миллиард по массе. Ожидается, что отобранный концентрат будет иметь концентрацию ртути в 10-50 раз больше, чем ее концентрация в подаче в фильтрующую систему.
[0065] Пример 3. Фильтрацию в примерах 1-2 продолжают до тех пор, пока продолжается существенное нарастание давления, например, от 10-15 фунтов на кв. дюйм в начале до 25-30 фунтов на кв. дюйм. Фильтрующий элемент подвергают обратной промывке азотом, наряду с небольшим количеством отфильтрованной нефти. Образцы нефти, использованной для обратной промывки, поместили в пробирки для центрифуги, и энергично встряхивали вручную в течение около 2 минут. Ожидается, что образцы нефти, использованной для обратной промывки, будут иметь уровень концентрированной ртути по меньшей мере 10000 частей на миллиард по массе, если не по меньшей мере 50000 частей на миллиард по массе.
[0066] Пример 4. Различные образцы нефти, использованной для обратной промывки, объемом по 50 мл, с уровнем концентрированной ртути из примера 3, объединили с отобранными концентрированными потоками и поместили в ряд пробирок для центрифуги емкостью 10 мл с тефлоновыми пробками. Различные окислители представлены в Таблице 2. Пробирки энергично встряхивали в течение около 2 минут. В пробирки добавили по 5 мл дистиллированной воды. Предварительно отмеренный объем TETREN в качестве комплексообразующего агента добавили, чтобы получить его окончательную концентрацию 30 мкМ. Пробирки опять энергично встряхивали вручную в течение около 2 минут, затем центрифугировали в течение 1 минуты для отделения нефти от воды. Аликвоты проб нефти и воды из каждой пробирки проанализировали на ртуть, и полученные результаты по концентрации представили в таблице 2. Ожидается, что эффективность удаления ртути соответствует описанной ранее в опубликованном патенте США № 20120125817.
[0067]
Таблица 2 | |||||
№ | Окислитель | Количество, частей на миллиард по массе | Hg в нефти, частей на мил-лиард | Hg в воде, частей на мил-лиард | Hg, % удаления |
1 | Без - контрольный образец | - | >10000 | <1000 | 3,7 |
2 | Йод | 1000 | <100 | >1000 | >90 |
3 | Sodium polysulfide | 29000 | <100 | >1000 | >90 |
4 | Oxone™ | 7260 | <150 | >1000 | >80 |
5 | Йод | 7260 | <150 | >1000 | >80 |
[0068] Во избежание разночтений следует указать, что данная заявка включает объект изобретения, определенный в следующих пронумерованных пунктах:
[0069] Пункт 1. Способ уменьшения следового количества ртути в неочищенном нефтяном сырье, который включает следующие этапы: пропускание неочищенного нефтяного сырья, характеризующегося некоторой концентрацией ртути, в качестве потока подачи через фильтрующее устройство с по меньшей мере фильтрующим элементом, для получения отфильтрованного сырца, характеризующегося уменьшенной концентрацией ртути, и возвратного потока, содержащего сырую нефть, характеризующуюся повышенным уровнем концентрации ртути, который по меньшей мере в 10 раз превышает концентрацию ртути в неочищенном нефтяном сырье; подмешивание к возвратному потоку эффективного количества экстрагирующего агента для удаления по меньшей мере части ртути, чтобы обработанная сырая нефть имела уменьшенную концентрацию ртути.
[0070] Пункт 2. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что обработанную сырую нефть объединяют с отфильтрованной сырой нефтью для формирования потока комбинированного продукта, имеющего концентрацию ртути менее 100 частей на миллиард по массе.
[0071] Пункт 3. Способ по пункту 2, отличающийся тем, что поток комбинированного продукта составляет по меньшей мере 98 об.% неочищенного нефтяного сырья.
[0072] Пункт 4. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что экстрагирующий агент выбирают из группы окислителей; восстанавливающих агентов, органических или неорганических сульфидных соединений с по меньшей мере одним атомом серы, способным вступать в реакцию со ртутью; сульфата тетракис(гидроксиметил) фосфония; хлорида тетракис(гидроксиметил)фосфония; и их комбинаций.
[0073] Пункт 5. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что экстрагирующий агент экстрагирует часть ртути в водную фазу, и при этом способ дополнительно включает: отделение водной фазы, содержащей ртуть, от сырой нефти, для получения обработанной сырой нефти с концентрацией ртути менее 100 частей на миллиард по массе.
[0074] Пункт 6. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что фильтрующее устройство периодически подвергают обратной промывке, чтобы генерировать возвратный поток.
[0075] Пункт 7. Способ по пункту 6, отличающийся тем, что фильтрующее устройство, чтобы генерировать возвратный поток, подвергают обратной промывке любым из следующих веществ: экстрагирующий растворитель; часть отфильтрованного сырца; газ, выбранный из метана, азота, диоксида углерода; и их комбинации.
[0076] Пункт 8. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что фильтрующее устройство представляет собой тупиковое фильтрующее устройство, и при этом по меньшей мере 50% ртути остается в фильтрующем элементе.
[0077] Пункт 9. Способ по пункту 8, отличающийся тем, что фильтрующий элемент предварительно покрыт вспомогательным фильтрующим материалом.
[0078] Пункт 10. Способ по пункту 9, отличающийся тем, что вспомогательный фильтрующий материал имеет средний размер частиц от 0,1 до 100 мкм и толщина предварительно нанесенного покрытия из вспомогательного фильтрующего материала составляет по меньшей мере 1 мм.
[0079] Пункт 11. Способ по пункту 9, отличающийся тем, что вспомогательный фильтрующий материал имеет средний размер частиц от 3 до 20 мкм и толщина предварительно нанесенного покрытия из вспомогательного фильтрующего материала составляет 2-10 мм.
[0080] Пункт 12. Способ по пункту 9, отличающийся тем, что вспомогательный фильтрующий материал выбирают из перлита, диатомита, целлюлозного волокна и их комбинаций.
[0081] Пункт 13. Способ по пункту 9, отличающийся тем, что вспомогательный фильтрующий материал представляет собой диатомит, предварительно обработанный органическим или неорганическим сульфидным соединением, в котором по меньшей мере один атом серы способен вступать в реакцию с ртутью.
[0082] Пункт 14. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что фильтрующее устройство представляет собой поперечно-поточное фильтрующее устройство.
[0083] Пункт 15. Способ по пункту 14, отличающийся тем, что по меньшей мере часть ретентата отбирают для генерирования возвратного потока.
[0084] Пункт 16. Способ по пункту 14, отличающийся тем, что устройство для поперечно-поточной фильтрации генерирует поток перемеата, содержащий отфильтрованный сырец, характеризующийся уменьшенной концентрацией ртути, и поток ретентата, характеризующийся концентрацией ртути по меньшей мере в 10 раз больше исходной концентрации ртути.
[0085] Пункт 17. Способ по пункту 14, отличающийся тем, что часть потока ретентата рециркулируют в рециркуляционную петлю и объединяют с неочищенным нефтяным сырьем в поток подачи в фильтрующее устройство.
[0086] Пункт 18. Способ по пункту 14, отличающийся тем, что поток перемеата имеет уменьшенную концентрацию ртути, составляющую менее 100 частей на миллиард по массе.
[0087] Пункт 19. Способ по пункту 14, отличающийся тем, что устройство для поперечно-поточной фильтрации периодически подвергают обратной промывке экстрагирующим растворителем, чтобы генерировать поток обратной промывки, и при этом поток растворителя, использованного для обратной промывки, добавляют к потоку ретентата для создания возвратного потока.
[0088] Пункт 20. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что фильтрующее устройство является устройством для динамической фильтрации.
[0089] Пункт 21. Способ по пункт 20, отличающийся тем, что фильтрующее устройство представляет собой обрабатывающий фильтр с усиленной обработкой сдвигом за счет вибрации.
[0090] Пункт 22. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что экстрагирующий агент представляет собой органическое или неорганическое сульфидное соединение, выбранное из группы сульфидов щелочных металлов, сульфидов щелочноземельных металлов, полисульфидов щелочных металлов, полисульфидов щелочноземельных металлов, тритиокарбонатов щелочных металлов, дитиокарбаматов, либо в мономерной, либо в полимерной форме, сульфурированных олефинов, меркаптанов, тиофенов, тиофенолов, моно и дитиоорганических кислот, моно и дитиоэфиров и их смесей.
[0091] Пункт 23. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что экстрагирующий агент представляет собой водорастворимое моноатомное соединение серы, выбранное из группы, которая содержит гидросульфид натрия, гидросульфид калия, гидросульфид аммония, сульфид натрия, сульфид калия, сульфид кальция, сульфид магния, сульфид аммония и их смеси.
[0092] Пункт 24. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что экстрагирующий агент представляет собой окислитель, выбранный из группы источников йода, оксигалитов, гидропероксидов, органических пероксидов, неорганических перкислот и их солей, органических перкислот и их солей, озона, гипохлорит-ионов, окситрихлорида ванадия, реактива Фентона, гипобромит-ионов, хлористого диоксина, йодата IO3 - и их смесей.
[0093] Пункт 25. Способ по пункту 2, который дополнительно включает: подмешивание комплексообразующего агента к смеси возвратного потока и экстрагирующего агента, отличающийся тем, что комплексообразующий агент выбирают из группы, содержащей тиоловые группы, тиофеновые группы, тиоэфирные группы, тиазольные группы, талоцианиновые группы, тиоурениевые группы, аминовые группы, полиэтилениминовые группы, гидразидовые группы, N-тиокарбамоил-полиалкиленполиаминовые группы, сульфиды, тиосульфат аммония, тиосульфаты щелочных металлов, тиосульфаты щелочноземельных металлов, тиосульфаты железа, дитиониты щелочных металлов и дитиониты щелочноземельных металлов, полиамины и их смеси.
[0094] Пункт 26. Способ по пункту 6, отличающийся тем, что фильтрующее устройство подвергают обратной промывке частью отфильтрованного сырца в количестве менее 10 об.% подачи сырой нефти.
[0095] Пункт 27. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что возвратный поток имеет уровень ртути по меньшей мере в 50 раз больше концентрации ртути в подаче сырой нефти.
[0096] Пункт 28. Способ по пункту 26, отличающийся тем, что отфильтрованный сырец содержит ртути менее 100 частей на миллиард по массе.
[0097] Пункт 29. Способ по пункту 27, отличающийся тем, что отфильтрованный сырец содержит ртути менее 50 частей на миллиард по массе.
[0098] Пункт 30. Способ по пункту 1, отличающийся тем, что обработанный сырец содержит ртути менее 100 частей на миллиард по массе.
[0099] Пункт 31. Способ уменьшения следового количества ртути в неочищенном нефтяном сырье, который включает следующие этапы: пропускание неочищенного нефтяного сырья, содержащего ртуть, через фильтрующее устройство с фильтрующим элементом, чтобы по меньшей мере 50% ртути оставалось на фильтрующем элементе и генерировался поток отфильтрованного сырца, имеющего уменьшенную концентрацию ртути; обратная промывка фильтрующего элемента частью отфильтрованного сырца для генерирования возвратного потока, содержащего сырую нефть с повышенным уровнем концентрации ртути, который по меньшей мере в 20 раз превышает концентрацию ртути в неочищенном нефтяном сырье; подмешивание к возвратному потоку эффективного количества восстанавливающего агента для превращения части ртути в летучую ртуть; удаление части летучей ртути одним из способов типа отгонки, скрубберной очистки, адсорбции и их комбинации для получения обработанной сырой нефти с уменьшенной концентрацией ртути.
[00100] Способ по пункту 31, отличающийся тем, что восстанавливающий агент выбирают из серосодержащих соединений, содержащих по меньшей мере один атом серы, имеющий степень окисления менее +6; соединений двухвалентного железа; соединений двухвалентного олова; оксалатов; соединений одновалентной меди; органических кислот, которые разлагаются при нагревании с образованием CO2; соединений гидроксиламина; соединений гидразина; борогидрида натрия; гидрида диизобутилалюминия; тиомочевины; галоидных соединений переходных металлов; сульфитов, бисульфитов и метабисульфитов; щавелевой кислоты, хлорида одновалентной меди, хлорида олова, борогидрида натрия и их смесей.
Claims (26)
1. Способ уменьшения следового количества ртути в неочищенном нефтяном сырье, который включает:
пропускание неочищенного нефтяного сырья, характеризующегося некоторой концентрацией ртути, в качестве потока подачи через фильтрующее устройство с по меньшей мере фильтрующим элементом, для получения отфильтрованного сырца, характеризующегося уменьшенной концентрацией ртути, и возвратного потока, содержащего сырую нефть, характеризующуюся повышенным уровнем концентрации ртути, который по меньшей мере в 10 раз превышает концентрацию ртути в неочищенном нефтяном сырье;
подмешивание к возвратному потоку эффективного количества экстрагирующего агента для удаления по меньшей мере части ртути, чтобы обработанная сырая нефть характеризовалась уменьшенной концентрацией ртути,
при этом экстрагирующий агент выбирают из группы окислителей; восстанавливающих агентов, органических или неорганических сульфидов с по меньшей мере одним атомом серы, способным вступать в реакцию с ртутью; тетракис(гидроксиметил)фосфоний сульфата; тетракис(гидроксиметил)фосфоний хлорида и их комбинаций.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что обработанную сырую нефть объединяют с отфильтрованной сырой нефтью для формирования потока комбинированного продукта, имеющего концентрацию ртути менее 100 частей на миллиард по массе.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что поток комбинированного продукта составляет по меньшей мере 98 об.% неочищенного нефтяного сырья.
4. Способ по любому из пп. 1,2, отличающийся тем, что экстрагирующий агент экстрагирует часть ртути в водную фазу, и при этом способ дополнительно включает
отделение водной фазы, содержащей ртуть, от сырой нефти для получения обработанной сырой нефти с концентрацией ртути менее 100 частей на миллиард по массе.
5. Способ по любому из пп. 1,2, отличающийся тем, что фильтрующее устройство периодически подвергают обратной промывке, чтобы генерировать возвратный поток, и при этом обратную промывку фильтрующего устройства осуществляют любым из следующих веществ: экстрагирующий растворитель; часть отфильтрованного сырца; газ, выбранный из метана, азота, диоксида углерода, и их комбинации, с образованием возвратного потока.
6. Способ по любому из пп. 1,2, отличающийся тем, что фильтрующее устройство выбирают из тупикового фильтрующего устройства, динамического фильтрующего устройства, обрабатывающего фильтра с усиленной обработкой сдвигом за счет вибрации и поперечно-поточного фильтрующего устройства.
7. Способ по любому из пп. 1,2, отличающийся тем, что фильтрующий элемент предварительно покрыт вспомогательным фильтрующим материалом, имеющим средний размер частиц от 0,1 до 100 мкм, причем толщина предварительного покрытия из вспомогательного фильтрующего материала составляет по меньшей мере 1 мм, и при этом вспомогательный фильтрующий материал выбирают из перлита, диатомита, целлюлозного волокна и их комбинаций.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что вспомогательный фильтрующий материал представляет собой диатомит, предварительно обработанный органическим или неорганическим сульфидным соединением, в котором по меньшей мере один атом серы способен вступать в реакцию с ртутью.
9. Способ по п. 6, отличающийся тем, что фильтрующее устройство представляет собой устройство для поперечно-поточной фильтрации, и при этом устройство для поперечно-поточной фильтрации генерирует поток пермеата, содержащий отфильтрованный сырец, характеризующийся уменьшенной концентрацией ртути, и при этом поток ретентата характеризуется концентрацией ртути по меньшей мере в 10 раз больше первой концентрации ртути.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что часть потока ретентата рециркулируют в рециркуляционную петлю и объединяют с неочищенным нефтяным сырьем в поток подачи в фильтрующее устройство.
11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что устройство для поперечно-поточной фильтрации периодически подвергают обратной промывке экстрагирующим растворителем, чтобы генерировать поток обратной промывки, и при этом поток обратной промывки добавляют к потоку ретентата для создания возвратного потока.
12. Способ по любому из пп. 1,2, отличающийся тем, что экстрагирующий агент представляет собой органический или неорганический сульфид, выбранный из группы сульфидов щелочных металлов, сульфидов щелочно-земельных металлов, полисульфидов щелочных металлов, полисульфидов щелочно-земельных металлов, тритиокарбонатов щелочных металлов, дитиокарбаматов, либо в мономерной, либо в полимерной форме, сульфурированных олефинов, меркаптанов, тиофенов, тиофенолов, моно и дитиоорганических кислот, моно и дитиоэфиров и их смесей.
13. Способ по любому из пп. 1,2, отличающийся тем, что экстрагирующий агент представляет собой водорастворимое моноатомное серосодержащее соединение, выбранное из группы, которая содержит натрий гидросульфид, калий гидросульфид, аммоний гидросульфид, натрий сульфид, калий сульфид, кальций сульфид, магний сульфид, аммоний сульфид и их смеси.
14. Способ по любому из пп. 1,2, отличающийся тем, что экстрагирующий агент представляет собой окислитель, выбранный из группы источников йода, оксигалитов, гидропероксидов, органических пероксидов, неорганических перкислот и их солей, органических перкислот и их солей, озона, гипохлорит-ионов, ванадий окситрихлорида, реактива Фентона, гипобромит-ионов, хлористого диоксина, йодата IO3 - и их смесей.
15. Способ по любому из пп. 1,2, дополнительно включающий
подмешивание комплексообразующего агента к смеси возвратного потока и экстрагирующего агента, при этом комплексообразующий агент выбирают из группы, содержащей тиоловые группы, тиофеновые группы, тиоэфирные группы, тиазольные группы, талоцианиновые группы, тиоурениевые группы, аминогруппы, полиэтилениминовые группы, гидразидовые группы, N-тиокарбамоил-полиалкиленполиаминовые группы, сульфиды, тиосульфат аммония, тиосульфаты щелочных металлов, тиосульфаты щелочно-земельных металлов, тиосульфаты железа, дитиониты щелочных металлов и дитиониты щелочно-земельных металлов, полиамины и их смеси.
16. Способ уменьшения следового количества ртути в неочищенном нефтяном сырье, включающий:
пропускание неочищенного нефтяного сырья, характеризующегося некоторой концентрацией ртути, через фильтрующее устройство с фильтрующим элементом, для удержания по меньшей мере 50% ртути на фильтрующем элементе и генерирования отфильтрованного сырца, характеризующегося уменьшенной концентрацией ртути;
обратную промывку фильтрующего элемента частью отфильтрованного сырца для генерирования возвратного потока, содержащего сырую нефть, характеризующуюся повышенным уровнем концентрации ртути, который по меньшей мере в 20 раз превышает концентрацию ртути в подаваемом потоке сырой нефти;
подмешивание к возвратному потоку эффективного количества восстанавливающего агента для конверсии по меньшей мере части ртути в летучую ртуть;
удаление части летучей ртути одним из следующих способов: отгонки, скрубберной очистки, адсорбции и их комбинаций для получения обработанной сырой нефти с уменьшенной концентрацией ртути.
17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что восстанавливающий агент выбирают из серосодержащих соединений, содержащих по меньшей мере один атом серы, имеющий степень окисления менее +6; соединений двухвалентного железа; соединений двухвалентного олова; оксалатов; соединений одновалентной меди; органических кислот, которые разлагаются при нагревании с образованием CO2; соединений гидроксиламина; соединений гидразина; натрий борогидрида; гидрида диизобутилалюминия; тиомочевины; галогенидов переходных металлов; сульфитов, бисульфитов и метабисульфитов; щавелевой кислоты, хлорида одновалентной меди, хлорида олова, натрий борогидрида и их смесей.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/826,213 US9023196B2 (en) | 2013-03-14 | 2013-03-14 | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
US13/826,213 | 2013-03-14 | ||
PCT/US2014/020298 WO2014158810A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-03-04 | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015136480A RU2015136480A (ru) | 2017-04-17 |
RU2671486C2 true RU2671486C2 (ru) | 2018-11-01 |
Family
ID=51522713
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015136480A RU2671486C2 (ru) | 2013-03-14 | 2014-03-04 | Процесс, способ и система для удаления тяжелых металлов из флюидов |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9023196B2 (ru) |
EP (1) | EP2969956B1 (ru) |
CN (1) | CN105073643B (ru) |
AR (1) | AR095278A1 (ru) |
AU (5) | AU2014241842A1 (ru) |
BR (1) | BR112015018771A2 (ru) |
CA (2) | CA2898232C (ru) |
CL (1) | CL2015002243A1 (ru) |
MY (1) | MY192431A (ru) |
RU (1) | RU2671486C2 (ru) |
SG (1) | SG11201506740VA (ru) |
WO (1) | WO2014158810A1 (ru) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20140317998A1 (en) * | 2013-04-30 | 2014-10-30 | Pall Corporation | Methods and systems for processing crude oil |
WO2016004232A1 (en) | 2014-07-02 | 2016-01-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for mercury removal |
WO2016108766A1 (en) * | 2014-12-30 | 2016-07-07 | Ptt Public Company Limited | Sequentially extracting mercury from liquid hydrocarbons |
US10829697B2 (en) | 2015-07-27 | 2020-11-10 | Uop Llc | Processes for producing a fuel from a renewable feedstock |
CN106268258B (zh) * | 2016-09-05 | 2019-04-19 | 中南大学 | 一种用于含汞烟气脱汞的吸收液及含汞烟气脱汞的方法 |
CA3077234A1 (en) * | 2017-11-13 | 2019-05-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Removal of silicon-containing chemicals from hydrocarbon streams |
CN107970680B (zh) * | 2017-11-30 | 2020-01-14 | 武汉钢铁有限公司 | 一种带有预涂功能的纸带式脱脂处理过滤系统及方法 |
CN109253995B (zh) * | 2018-10-31 | 2021-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种天然气的汞同位素测试方法及其装置 |
CN109253994B (zh) | 2018-10-31 | 2021-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油气源汞同位素检测方法及装置 |
CN109253996B (zh) * | 2018-10-31 | 2021-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种原油的汞同位素测试方法及其装置 |
US11155479B2 (en) | 2018-11-21 | 2021-10-26 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods and compositions for removing contaminants from wastewater streams |
WO2020117724A1 (en) * | 2018-12-03 | 2020-06-11 | Ecolab Usa Inc. | Use of peroxyacids/hydrogen peroxide for removal of metal components from petroleum and hydrocarbon streams for downstream applications |
CN110893296B (zh) * | 2019-11-29 | 2021-12-31 | 江苏大亚铝业有限公司 | 铝箔轧制油的助滤剂及其使用方法 |
US11912594B2 (en) | 2020-06-16 | 2024-02-27 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Carbon disulfide-modified amine additives for separation of oil from water |
CN116393173B (zh) * | 2023-03-07 | 2024-04-19 | 海天水务集团股份公司 | 一种模型单原子催化剂及其制备方法与应用 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6537443B1 (en) * | 2000-02-24 | 2003-03-25 | Union Oil Company Of California | Process for removing mercury from liquid hydrocarbons |
RU2389752C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2010-05-20 | Джей Джи Си КОРПОРЕЙШН | Установка для удаления ртути из жидкого углеводорода |
US20100147745A1 (en) * | 2007-03-27 | 2010-06-17 | Johannes Leendert Willem Cornelis Den Boestert | Method for reducing the mercury content of natural gas condensate and natural gas processing plant |
FR2959240A1 (fr) * | 2010-04-23 | 2011-10-28 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'elimination des especes mercuriques presentes dans une charge hydrocarbonee |
Family Cites Families (70)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3873581A (en) | 1971-10-21 | 1975-03-25 | Toms River Chemical Corp | Process for reducing the level of contaminating mercury in aqueous solutions |
US4028236A (en) | 1974-01-21 | 1977-06-07 | Ontario Research Foundation | Recovery of mercury |
US4167481A (en) | 1975-03-19 | 1979-09-11 | Leuven Research & Development Vzw | Process for the removal of metals from solution |
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 |
US4108769A (en) | 1976-03-27 | 1978-08-22 | Hoechst Aktiengesellschaft | Process for reducing the mercury content of industrial waste waters |
ES447417A1 (es) | 1976-04-28 | 1977-07-01 | Diaz Nogueira Eduardo | Procedimiento de eliminacion de mercurio de aguas residualesmediante extraccion con disolventes. |
US4133755A (en) | 1976-07-26 | 1979-01-09 | Chisso Corporation | Agent for removing heavy metals |
US4094098A (en) | 1977-04-04 | 1978-06-13 | Gourley Charles R | Loading block for muzzle-loading gun |
US4230486A (en) | 1978-04-28 | 1980-10-28 | Olin Corporation | Process for removal and recovery of mercury from liquids |
US4338288A (en) | 1978-09-14 | 1982-07-06 | Mobil Oil Corporation | Sorbent for removing metals from fluids |
US4336237A (en) | 1980-11-03 | 1982-06-22 | Asarco Incorporated | Removal of mercury from sulfuric acid |
US4354942A (en) | 1980-11-26 | 1982-10-19 | Olin Corporation | Stabilization of mercury in mercury-containing materials |
US4551237A (en) | 1982-06-25 | 1985-11-05 | Union Oil Company Of California | Arsenic removal from shale oils |
US4578195A (en) | 1982-09-29 | 1986-03-25 | Olin Corporation | Process for the purification of effluents and purge streams containing trace elements |
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 |
US4678584A (en) | 1985-06-20 | 1987-07-07 | Cx/Oxytech, Inc. | Method of removing heavy metal from wastewater streams |
US4619744A (en) | 1985-10-28 | 1986-10-28 | Phillips Petroleum Company | Recovery of heavy metals from aqueous solutions |
US4752397A (en) | 1986-06-30 | 1988-06-21 | Aluminum Company Of America | Process for removing heavy metal ions from solutions using adsorbents containing activated hydrotalcite |
US4709118A (en) | 1986-09-24 | 1987-11-24 | Mobil Oil Corporation | Removal of mercury from natural gas and liquid hydrocarbons utilizing downstream guard chabmer |
US4876025A (en) | 1986-10-03 | 1989-10-24 | Eps Environmental Protection Systems Limited | Composition to absorb mercury |
DZ1209A1 (fr) | 1987-05-26 | 2004-09-13 | Inst Francais Du Petrole | Procédé de préparation et de régeneration d'une masse solide de captation du mercure renfermant du cuivre. |
US4985389A (en) | 1987-09-30 | 1991-01-15 | Mobil Oil Corporation | Polysulfide treated molecular sieves and use thereof to remove mercury from liquefied hydrocarbons |
US4877515A (en) | 1987-09-30 | 1989-10-31 | Mobil Oil Corporation | Use of polysulfide treated molecular sieves to remove mercury from liquefied hydrocarbons |
US4880527A (en) | 1987-10-15 | 1989-11-14 | Mobil Oil Corporation | Process for removing residual mercury from liquid hydrocarbons with aqueous polysulfide solutions |
US4915818A (en) | 1988-02-25 | 1990-04-10 | Mobil Oil Corporation | Use of dilute aqueous solutions of alkali polysulfides to remove trace amounts of mercury from liquid hydrocarbons |
AU622177B2 (en) | 1988-07-25 | 1992-04-02 | Jgc Corporation | A process for removal of mercury from a liquid hydrocarbon |
US5034203A (en) | 1989-04-27 | 1991-07-23 | Mobil Oil Corporation | Removal of mercury from natural gas utilizing a polysulfide scrubbing solution |
US4981577A (en) | 1989-04-27 | 1991-01-01 | Mobil Oil Corporation | Process for the production of natural gas condensate having a reduced amount of mercury from a mercury-containing natural gas wellstream |
US5202301A (en) | 1989-11-22 | 1993-04-13 | Calgon Carbon Corporation | Product/process/application for removal of mercury from liquid hydrocarbon |
US5110480A (en) | 1990-07-05 | 1992-05-05 | Mobil Oil Corporation | On-line rejuvenation of spent absorbents |
FR2666343B1 (fr) | 1990-08-29 | 1992-10-16 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'elimination du mercure des installations de vapocraquage. |
US5107060A (en) | 1990-10-17 | 1992-04-21 | Mobil Oil Corporation | Thermal cracking of mercury-containing hydrocarbon |
US5173286A (en) | 1991-07-19 | 1992-12-22 | Mobil Oil Corporation | Fixation of elemental mercury present in spent molecular sieve desiccant for disposal |
US5238488A (en) | 1992-03-26 | 1993-08-24 | Gas Research Institute | Process and solution for transforming insoluble mercury metal into a soluble compound |
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. |
US5360632A (en) | 1993-08-10 | 1994-11-01 | Phillips Petroleum Company | Reduced leaching of arsenic and/or mercury from solid wastes |
US6521131B1 (en) | 1996-12-16 | 2003-02-18 | Solmetex, Inc. | Combined oxidation and chelating adsorption system for removal of mercury from water |
US6403044B1 (en) | 1998-02-27 | 2002-06-11 | Ada Technologies, Inc. | Method and apparatus for stabilizing liquid elemental mercury |
US5961821A (en) | 1998-03-27 | 1999-10-05 | Exxon Research And Engineering Co | Removal of naphthenic acids in crude oils and distillates |
US6268543B1 (en) | 1998-11-16 | 2001-07-31 | Idemitsu Petrochemical Co., Ltd. | Method of removing mercury in liquid hydrocarbon |
US7037474B2 (en) | 1999-03-31 | 2006-05-02 | The Babcock & Wilcox Company | Use of sulfide-containing liquors for removing mercury from flue gases |
US6350372B1 (en) | 1999-05-17 | 2002-02-26 | Mobil Oil Corporation | Mercury removal in petroleum crude using H2S/C |
US6475451B1 (en) | 2000-08-23 | 2002-11-05 | Gas Technology Institute | Mercury removal from gaseous process streams |
US6960291B2 (en) | 2001-06-19 | 2005-11-01 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Naphtha desulfurization method |
US6866048B2 (en) | 2001-08-15 | 2005-03-15 | Mark Andrew Mattox | Method to decrease iron sulfide deposits in pipe lines |
MXPA04001376A (es) | 2001-08-15 | 2005-06-06 | Synergy Chemical Inc | Metodo y composicion para disminuir las incrustaciones de sulfuro de hierro en tuberias. |
CA2472329C (en) | 2002-01-23 | 2010-01-12 | Johnson Matthey Plc | Sulphided ion exchange resins |
US6906398B2 (en) | 2003-01-02 | 2005-06-14 | Taiwan Semiconductor Manufacturing Company, Ltd. | Semiconductor chip with gate dielectrics for high-performance and low-leakage applications |
US7435286B2 (en) | 2004-08-30 | 2008-10-14 | Energy & Environmental Research Center Foundation | Sorbents for the oxidation and removal of mercury |
US7968063B2 (en) | 2005-02-24 | 2011-06-28 | Jgc Corporation | Mercury removal apparatus for liquid hydrocarbon |
US20060198774A1 (en) | 2005-03-03 | 2006-09-07 | Cross Joseph B | Mercury Removal sorbent |
US7666318B1 (en) | 2005-05-12 | 2010-02-23 | Ferro, LLC | Process, method and system for removing mercury from fluids |
JP4611126B2 (ja) | 2005-06-09 | 2011-01-12 | 三菱重工業株式会社 | 水銀除去システムおよびその方法 |
US20080000809A1 (en) | 2006-06-30 | 2008-01-03 | Hua Wang | Membrane method of removing oil-soluble metals from hydrocarbons |
BRPI0717195A2 (pt) | 2006-11-21 | 2014-01-21 | Dow Global Technologies Inc | "método para remover mercúrio de uma corrente líquida ou gasosa de hidrocarbonetos compreendendo mercúrio" |
US7918281B2 (en) | 2007-03-06 | 2011-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of treating flow conduits and vessels with foamed composition |
US8034246B2 (en) | 2007-05-16 | 2011-10-11 | Exxonmobil Research & Engineering Company | Wastewater mercury removal process |
US8308957B2 (en) | 2007-06-14 | 2012-11-13 | Merichem Company | Process for separating mercaptans from caustic |
US20100000910A1 (en) | 2008-07-03 | 2010-01-07 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for separating a trace element from a liquid hydrocarbon feed |
US20100032344A1 (en) | 2008-08-11 | 2010-02-11 | Conocophillips Company | Mercury removal from crude oil |
US8080156B2 (en) | 2008-08-11 | 2011-12-20 | Conocophillips Company | Mercury removal from crude oil |
US20100078358A1 (en) | 2008-09-30 | 2010-04-01 | Erin E Tullos | Mercury removal process |
US7855171B2 (en) | 2008-10-16 | 2010-12-21 | Trahan David O | Method and composition to remove iron and iron sulfide compounds from pipeline networks |
US20100155330A1 (en) | 2008-11-11 | 2010-06-24 | Molycorp Minerals, Llc | Target material removal using rare earth metals |
US7828962B2 (en) | 2008-11-20 | 2010-11-09 | Merichem Company | Apparatus for treating a waste stream |
CA2774488A1 (en) * | 2009-09-18 | 2011-03-24 | Conocophillips Company | Mercury removal from water |
US8900446B2 (en) | 2009-11-30 | 2014-12-02 | Merichem Company | Hydrocarbon treatment process |
US8702975B2 (en) * | 2010-09-16 | 2014-04-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
US8663460B2 (en) | 2010-09-16 | 2014-03-04 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
AU2011328930A1 (en) * | 2010-11-19 | 2013-05-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
-
2013
- 2013-03-14 US US13/826,213 patent/US9023196B2/en active Active
-
2014
- 2014-03-04 RU RU2015136480A patent/RU2671486C2/ru active
- 2014-03-04 CA CA2898232A patent/CA2898232C/en active Active
- 2014-03-04 WO PCT/US2014/020298 patent/WO2014158810A1/en active Application Filing
- 2014-03-04 CN CN201480013475.2A patent/CN105073643B/zh active Active
- 2014-03-04 EP EP14772835.6A patent/EP2969956B1/en active Active
- 2014-03-04 MY MYPI2015002246A patent/MY192431A/en unknown
- 2014-03-04 AU AU2014241842A patent/AU2014241842A1/en not_active Abandoned
- 2014-03-04 CA CA3171424A patent/CA3171424C/en active Active
- 2014-03-04 SG SG11201506740VA patent/SG11201506740VA/en unknown
- 2014-03-04 BR BR112015018771A patent/BR112015018771A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2014-03-12 AR ARP140100891A patent/AR095278A1/es active IP Right Grant
-
2015
- 2015-08-12 CL CL2015002243A patent/CL2015002243A1/es unknown
-
2018
- 2018-01-30 AU AU2018200708A patent/AU2018200708A1/en not_active Abandoned
-
2019
- 2019-04-18 AU AU2019202774A patent/AU2019202774A1/en not_active Abandoned
-
2020
- 2020-10-08 AU AU2020250251A patent/AU2020250251A1/en not_active Abandoned
-
2022
- 2022-11-09 AU AU2022268334A patent/AU2022268334A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6537443B1 (en) * | 2000-02-24 | 2003-03-25 | Union Oil Company Of California | Process for removing mercury from liquid hydrocarbons |
RU2389752C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2010-05-20 | Джей Джи Си КОРПОРЕЙШН | Установка для удаления ртути из жидкого углеводорода |
US20100147745A1 (en) * | 2007-03-27 | 2010-06-17 | Johannes Leendert Willem Cornelis Den Boestert | Method for reducing the mercury content of natural gas condensate and natural gas processing plant |
FR2959240A1 (fr) * | 2010-04-23 | 2011-10-28 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'elimination des especes mercuriques presentes dans une charge hydrocarbonee |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CL2015002243A1 (es) | 2016-02-19 |
CA2898232A1 (en) | 2014-10-02 |
CN105073643A (zh) | 2015-11-18 |
RU2015136480A (ru) | 2017-04-17 |
CN105073643B (zh) | 2018-11-09 |
WO2014158810A1 (en) | 2014-10-02 |
AU2022268334A1 (en) | 2022-12-15 |
AU2020250251A1 (en) | 2020-11-05 |
AU2018200708A1 (en) | 2018-02-22 |
CA2898232C (en) | 2022-11-22 |
AR095278A1 (es) | 2015-09-30 |
EP2969956A1 (en) | 2016-01-20 |
AU2019202774A1 (en) | 2019-05-16 |
EP2969956B1 (en) | 2022-04-27 |
BR112015018771A2 (pt) | 2017-07-18 |
SG11201506740VA (en) | 2015-09-29 |
EP2969956A4 (en) | 2016-06-22 |
US20140262955A1 (en) | 2014-09-18 |
MY192431A (en) | 2022-08-19 |
AU2014241842A1 (en) | 2015-07-30 |
CA3171424C (en) | 2024-04-16 |
CA3171424A1 (en) | 2014-10-02 |
US9023196B2 (en) | 2015-05-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2671486C2 (ru) | Процесс, способ и система для удаления тяжелых металлов из флюидов | |
US8992769B2 (en) | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids | |
CA2400629C (en) | Process for removing mercury from hydrocarbons | |
EP2850155B1 (en) | Process for removing mercury from fluids | |
AU2011328930A1 (en) | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids | |
AU2016223189B2 (en) | Method for removing mercury from crude oil | |
KR101990624B1 (ko) | 원유 스트림으로부터 수은 및 수은함유 화합물의 제거 | |
US20180361323A1 (en) | Processing systems for produced water and methods for recovering organic compounds from the produced water | |
AU2018304592B2 (en) | Removal of mercury by chemical addition and mechanical separation | |
CA1222714A (en) | Method for removing insoluble sulfide pads at oil/water interfaces | |
RU2804317C2 (ru) | Способ удаления сероводорода | |
US11168265B2 (en) | Process of removing metal contaminants from light hydrocarbons |