TW201137108A - Emulsification of hydrocarbon gas oils to increase efficacy of water based hydrogen sulfide scavengers - Google Patents

Emulsification of hydrocarbon gas oils to increase efficacy of water based hydrogen sulfide scavengers Download PDF

Info

Publication number
TW201137108A
TW201137108A TW099145621A TW99145621A TW201137108A TW 201137108 A TW201137108 A TW 201137108A TW 099145621 A TW099145621 A TW 099145621A TW 99145621 A TW99145621 A TW 99145621A TW 201137108 A TW201137108 A TW 201137108A
Authority
TW
Taiwan
Prior art keywords
heavy oil
remover
hydrogen sulfide
water
emulsion
Prior art date
Application number
TW099145621A
Other languages
English (en)
Inventor
Larry John Karas
Craig Anderson
Original Assignee
Gen Electric
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Gen Electric filed Critical Gen Electric
Publication of TW201137108A publication Critical patent/TW201137108A/zh

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
    • C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
    • C10G29/22—Organic compounds not containing metal atoms containing oxygen as the only hetero atom
    • C10G29/24—Aldehydes or ketones
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
    • B01F23/00—Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
    • B01F23/40—Mixing liquids with liquids; Emulsifying
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201—Impurities
    • C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • 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
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4075—Limiting deterioration of equipment

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Description

201137108 六、發明說明： 【發明所屬之技術領域】 本發明大體係關於處理重油，且更特定言之係關於利用 水基去除劑/油乳化液去除重油中硫化氫之方法。 【先前技術】 化石產品（且尤其係重油）通常包含大量硫化氫（H2S)，其 係毒性、南腐钱性、易燃易爆性氣體。由於處理重油而暴 露至硫化氫之風險係儲存、運輸（船運、貨車或管道））及處 理期間的健康及安全顧慮。 可使用硫化氫去除劑於自重油去除硫化氫。已知可藉由 利用醛（例如曱醛、乙二醛、及戊二醛）之水溶液來減少存 在於水性介質中之硫化氫含量（參見（例如）美國專利第 4,680，127及5,284,635號）。但是，僅在重油中添加水基硫 化氫去除劑效果不佳。此外’當將水基去除劑（例如乙二 酸）分散於重油中時，其最終將由該重油沈降至酸性水相 中並沈降至處理設備底部。此水相可沿該處理或精煉設備 之底部行進成為管道中的小支流或沈滞在儲料槽底部。此 酸性水相係高度腐蝕性且會導致在該處理或精煉設備中形 成槽。 需要一種自烴介質去除硫化氫而不引起處理設備腐敍之 改良方法。 【發明内容】 在一態樣中，本發明係關於一種減少存在於重油中之硫 化氮含量及減少與重油接觸之處理設備中之腐蝕量之方 151730.doc 201137108 法。該方法包括利用靜態混合器注入系統將包含一或多種 搭之水基去除劑添加至重油及利用高剪切/高速泵形成水 基去除劑/重油乳化液之步驟。在一實施例中，該方法另 外包括將該重油的一部份轉移入去除劑添加支路，添加該 水基去除劑至該部份之重油並在該添加支路中形成乳化 液，及將該水基去除劑/油乳化液添加至該處理設備中之 重油。在一理想的實施例中，該水基去除劑係乙二醛。各 種實施例提供一種改良的用於重油之硫化氫去除方法，其 減少硫化氫同時最小化對處理裝置的腐蝕。 本發明及其優於先則技術之優點在參考附圖閱讀下述詳 細描述及隨附申請專利範圍後將變得更加明瞭。 【實施方式】 經由結合附圖參考以上本發明實施例之描述將可更明瞭 本發明之上述及其他特點且可更好地理解本發明本身。 本發明現將參考圖示描述於以下詳細說明中，其中詳細 描述較佳實施例以使本發明可實施。儘管本發明係參考此 等具體較佳實施例作描述，但應理解本發明並非受限於此 等較佳實施例。相反地，本發明包括將可自考慮下述詳細 說明變得明瞭之許多替代選擇、修改及等效物。 除非本文另有明確規定，否則單數形式的「一」、「一 個」及「該」包括複數的指代物。所有闞述相同特徵之範 圍的端點係可獨立組合且包括所述端點。所有參考文獻係 以引用的方式併入本文。 用於連接數量之修飾詞「約」係包括該陳述值且具有本 151730.doc 201137108 2所規定的含義(例如’包括與特定數量之測量有關的容 差範圍）。 「視情況」或「視需要」意指隨後描述之事件或情況可 發生或可不發生，或隨後所指之物質可存在或可不存在， 且該描述包括該事件或情況發生或該物質存在之實例及該 事件或情況不發生或該物質不存在之實例。 現參考圖！，硫化氫去除劑添加系統1〇係流體連接於煙 介質之處理設備12。該去除劑系統1〇藉由以一種方式添加 水基去除劑來減少存在於烴介質（例如重油）中之硫化氣含 量’從而理想地避免處理設備12受嚴重腐触。水基去除劑 係適用於去除存在於各種滿锻φ > & 合禋机體中之硫化氫且尤其係對於去 除存在於重油中之硫化氫（其可以油包水或水包油乳化液 形式存在）特別有效。與重油接觸之處理設備12可為任何 可用於處理該烴介質之類型的設備，例如管道及儲料槽。 遭受腐蝕之處理設備12通常係由碳鋼製成的處理設備，但 任何類型之處理設備皆可受保護。該重油可為任何類型之 含硫化氫之重油。在一實施例中，該重油包括，但不限於 柴油、石腦油、FCC榮液、柴油燃料、燃料油、喷射燃 油、汽油、煤油或真空殘渣。在一實施例中，該重油可處 於高溫下以有助於處理設備12中之運輸。例如，該重油可 處於約室溫至約150t之溫度下。通常而言，在處理設備 12中移除該重油所需之溫度係約8〇^。 在說明性實施例中，流經處理設備12之一部份重油係經 由去除劑添加支路14自處理設備12轉移至去除劑添加系統 151730.doc 201137108 ι〇中。靜態混合器16係用於初始混合該去除劑與重油中流 經系統10之該部份。在一實施例中，靜態混合器16包含一 /主射通〜軸分散系統丨8。該去除劑係以連續方式藉由注射 通心軸18(其通常位於重油流向之添加支路14的中央）添加 至經轉移的重油流中。注射通心軸18理想地具有一以約 45角切割出一槽之開口管（未顯示）。其利用所產生之擾流 以達成經注入之去除劑分佈於添加支路14中之重油流中。 該去除劑注入速率係由添加管道24中的注入泵2〇或關斷閥 22控制。適宜的注射通心軸18可自Met^以叫以
Corrosion Monitoring Systems of Munford，AL購置。或 者，該去除劑可藉由任何習知線上注入系統注入該重油 中，且可在適合使該去除劑與該重油混合之任一點線上注 入。 在添加去除劑至該重油後，利用高剪切/高速混合器或 泵3 0形成水基去除劑/油微乳化液。在一實施例中，線上 高剪切泵 30係例如一可自 Silvers〇n MacMnes，Ιη。（East
Longmeadow，MA)購得者。接著，將該去除劑添加系統1〇 中現包含微乳化液之經轉移的重油流部份送回至處理設備 12中之重油流中。或者，可無轉移一部份流地將該去除劑 添加至流經該處理設備之重油，從而使整個重油流流經去 除劑添加系統10。 根據本發明，3亥去除劑係經分散之水相，其包含約2〇至 70%之-或多種選自由甲路、乙二路、紅越、經乙酿或 乙醛酸組成之群之醛。在一理想實施例中，該添加至重油 151730.doc 201137108 中以減少硫化氫之水基去除劑係乙二醛。乙二醛係水溶性 醛且可包括乙二醛之低聚物。乙二醛可以40重量百分比之 水溶液自市面購得。該去除劑亦可包含增強添加劑以催化 活性物質與硫化氮之反應。在一實施例中，該增強觸媒係 四級銨鹽。該四級銨鹽理想地係以約2.5重量％之量添加。 該乙二醛係以一足以減少該重油中硫化氫含量之量添加 至重油中。在一實施例中，乙二醛可以基於通過該處理設 備之重油速度及硫化氫之濃度約1 ppm至約2000 ppm之量 添加’且理想地係以約1 ppm至約500 ppm(以體積計）添 加。在另一實施例中’乙二醒可以約1〇 ppm至約200 ppm(以體積計）之量添加。可減少重油中任何含量之硫化 氮且殘留硫化氮之實際量將根據初始量而變化。在一實施 例中，該硫化氫含量（於氣相中測得）基於該重油之體積減 少至1 5 0 ppm(以體積計）或更低。在另一實施例中，該硫 化氫含量（於氣相中測得）基於該重油之體積係減少至1〇〇 ppm(以體積計）或更低。在另一實施例中，該硫化氫含量 (於氣相中測得）基於該重油之體積係減少至5〇 ppm(以體積 計）或更低。在另一實施例中，該硫化氫含量（於氣相中測 知）基於該重油之體積係減少至2〇 ppm(以體積計）或更低。 據信該水基去除劑在烴介質中之乳化作用大幅增加該水相 的表面積。此增加的表面積以及使烴介質於管道中移動所 需之溫度允許將活性物質高效地轉移至該烴相中。此去除 劑之有效施用減少添加至該烴介質中所需之化學物質量。 此外，在該管道中藉由擾流的輔助下，該水基去除劑/油 151730.doc • 8 - 201137108 微乳化液之分離需若干小時。通常而言，此使得該重油有 足夠時間流經處理設備12並流至適宜的儲存設備中，從而 減小任何對處理設備12之腐蝕作用。 雖然本揭示案已就一般實施例闡明並描述，但其不欲受 限於所展不之詳細内容，由於可以任何不脫離本揭示案精 神範嘴之方式作出各種錢及#代H熟習.此項技術 者可利料超ώ尋常的實驗方法發現本文所㈣之揭示案 的其他修改及等效物，且據信所有該等修改及等效物係在 下述申請專利範圍所界定的揭示案範疇内。 【圖式簡單說明】 圖1係與烴介質處理設備-起使用之水基去除劑添力“ 統的示意圖。 糸 【主要元件符號說明】 10 去除劑添加系統 12 烴介質處理設備 14 添加支路 16 靜態混合器 18 分散系統 20 注入泵 22 關斷閥 24 添加管道 30 高剪切/高逮果 I51730.doc

Claims (1)

  1. 201137108 七、申請專利範圍： 1. 一種在煙介質處理設備中去除存在於重油中之硫化氮之 方法，該方法包括以下步驟： 利用靜態混合器注入系統添加包含一或多種酿之水基 去除劑至該重油中；及 利用间剪切/问速泵形成水基去除劑/重油乳化液。 2_ U項1之方法，其進一步包括將一部份重油轉移至 去除J添加支路中，將該水基去除劑添加於該部份之 重油中並在該添加支路中形成乳化液及將該水基去除 劑/油札化液添加至該處理設備之重油中。 3. 如請求項1之方法’其中該靜態混合器使用-分散通心 轴。 4. 如凊求項1之方法’其中該水基去除劑係乙二醛。 5·如凊求項1之方法，其中該處理設備包含一管道。 151730.doc
TW099145621A 2009-12-23 2010-12-23 Emulsification of hydrocarbon gas oils to increase efficacy of water based hydrogen sulfide scavengers TW201137108A (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/646,432 US20110147272A1 (en) 2009-12-23 2009-12-23 Emulsification of hydrocarbon gas oils to increase efficacy of water based hydrogen sulfide scavengers

Publications (1)

Publication Number Publication Date
TW201137108A true TW201137108A (en) 2011-11-01

Family

ID=44149590

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
TW099145621A TW201137108A (en) 2009-12-23 2010-12-23 Emulsification of hydrocarbon gas oils to increase efficacy of water based hydrogen sulfide scavengers

Country Status (15)

Country Link
US (1) US20110147272A1 (zh)
EP (1) EP2516596A2 (zh)
JP (1) JP2013515818A (zh)
KR (1) KR20120123348A (zh)
CN (1) CN102762696A (zh)
AR (1) AR079659A1 (zh)
AU (1) AU2010341783A1 (zh)
BR (1) BR112012015563A2 (zh)
CA (1) CA2785532A1 (zh)
CL (1) CL2012001711A1 (zh)
MX (1) MX2012007493A (zh)
RU (1) RU2012127278A (zh)
SG (1) SG181925A1 (zh)
TW (1) TW201137108A (zh)
WO (1) WO2011087540A2 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TWI643810B (zh) * 2014-03-17 2018-12-11 可樂麗股份有限公司 含硫化合物去除用之組成物、使用其之方法、及其用途

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DK2758347T3 (en) 2011-09-23 2017-03-27 Lonza Ag PROCEDURE FOR REMOVING HYDROGEN SULFIDE FROM INDUSTRIAL PROCESS FLUIDS
WO2013049027A1 (en) * 2011-09-27 2013-04-04 General Electric Company Hydrogen sulfide scavenger compositions, methods for making and processes for removing hydrogen sulfide from liquid hydrocarbon media
CA2880283C (en) * 2012-08-21 2020-07-21 Lonza, Inc. Method of scavenging hydrogen sulfide and/or sulfhydryl compounds
CA2974070A1 (en) 2015-01-29 2016-08-04 Kuraray Co., Ltd. Composition for removing sulfur-containing compounds
EP3362535B1 (en) 2015-10-14 2020-05-06 Haldor Topsøe A/S A process for removing sulphur compounds from process streams
JPWO2018062254A1 (ja) 2016-09-27 2019-08-15 株式会社クラレ 金属腐食の抑制方法
CN109952141A (zh) 2016-11-22 2019-06-28 株式会社可乐丽 用于去除含硫化合物的组合物
US10513662B2 (en) * 2017-02-02 2019-12-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Functionalized aldehydes as H2S and mercaptan scavengers
CN108732940B (zh) * 2017-04-24 2021-05-07 西门子（中国）有限公司 优化汽油柴油切割过程的催化裂化分馏塔的顶循环油流量的方法和系统
US11926797B2 (en) 2019-07-17 2024-03-12 Bl Technologies, Inc. Method of removal and conversion of amines in a refinery desalter
CN112710812B (zh) * 2020-11-17 2023-02-24 中国石油天然气股份有限公司 检测与处理油田产出原油中有毒气体的一体化工艺
WO2024081958A2 (en) * 2022-10-14 2024-04-18 Solugen, Inc. Compositions to control level of undesirable materials

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4344842A (en) * 1979-05-31 1982-08-17 Irwin Fox Reactive iron oxide agents for scavenging hydrogen sulfide from hydrocarbon liquids
US4680127A (en) * 1985-12-13 1987-07-14 Betz Laboratories, Inc. Method of scavenging hydrogen sulfide
US5284635A (en) * 1989-09-05 1994-02-08 Societe Francaise Hoechst Process for the elimination of hydrogen sulfide by using water-in-oil emulsions
US5397708A (en) * 1993-05-13 1995-03-14 Nalco Chemical Company Method for detection of sulfides
DE4342620C1 (de) * 1993-12-14 1995-07-06 Starck H C Gmbh Co Kg Verfahren zur Herstellung von Metallhydroxiden
US5674377A (en) * 1995-06-19 1997-10-07 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon
US5744024A (en) * 1995-10-12 1998-04-28 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Method of treating sour gas and liquid hydrocarbon
US6063346A (en) * 1998-06-05 2000-05-16 Intevep, S. A. Process for scavenging hydrogen sulfide and mercaptan contaminants from a fluid
GB9915214D0 (en) * 1999-06-29 1999-09-01 Bp Exploration Operating Microemulsions
GB0031710D0 (en) * 2000-12-27 2001-02-07 Dyno Oil Field Chemicals Process for the reduction or elimination of hydrogen sulphide
US7314545B2 (en) * 2004-01-09 2008-01-01 Lyondell Chemical Technology, L.P. Desulfurization process
JP4913058B2 (ja) * 2004-10-01 2012-04-11 プロピュア・アクティーゼルスカブ マルチ流体インジェクションミキサー
US7267477B1 (en) * 2004-10-07 2007-09-11 Broad Reach Companies, Llc Fluid blending utilizing either or both passive and active mixing
US7576136B2 (en) * 2005-06-07 2009-08-18 Ge Betz, Inc. Emulsified feedstock for hydrocarbon process units that incorporate spray atomization
US8162048B2 (en) * 2008-09-09 2012-04-24 Tetra Technologies, Inc. Method of delivering frac fluid and additives

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
TWI643810B (zh) * 2014-03-17 2018-12-11 可樂麗股份有限公司 含硫化合物去除用之組成物、使用其之方法、及其用途

Also Published As

Publication number Publication date
CN102762696A (zh) 2012-10-31
EP2516596A2 (en) 2012-10-31
RU2012127278A (ru) 2014-01-27
CL2012001711A1 (es) 2013-04-12
KR20120123348A (ko) 2012-11-08
AU2010341783A1 (en) 2012-07-19
SG181925A1 (en) 2012-07-30
US20110147272A1 (en) 2011-06-23
AR079659A1 (es) 2012-02-08
WO2011087540A3 (en) 2011-11-17
BR112012015563A2 (pt) 2017-09-05
JP2013515818A (ja) 2013-05-09
MX2012007493A (es) 2012-08-03
CA2785532A1 (en) 2011-07-21
WO2011087540A2 (en) 2011-07-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
TW201137108A (en) Emulsification of hydrocarbon gas oils to increase efficacy of water based hydrogen sulfide scavengers
US9914885B2 (en) Process to upgrade and desulfurize crude oil by supercritical water
CN103261149B (zh) 用于减少水合物附聚的组合物和方法
US20090159504A1 (en) Process to reduce acidity of crude oil
JP3889056B2 (ja) オイル輸出パイプラインのオンライン熱化学的脱ろう法
WO2013089802A1 (en) Composition and method for reducing hydrate agglomeration
US9868910B2 (en) Process for managing hydrate and wax deposition in hydrocarbon pipelines
JP2013501126A (ja) 精製炭化水素流から硫化水素を除去する方法
AU2022269010B2 (en) Hydrocarbon liquid based chemical compositions and treatment methods using same for remediating h2s and other contaminants in fluids and mixtures of contaminated fluids
Kondapi et al. Today's top 30 flow assurance technologies: where do they stand?
TWI482851B (zh) 協同的酸摻合物萃取助劑及其使用方法
AU2015380352B2 (en) Use of anti-agglomerants in high gas to oil ratio formations
JP2010163539A (ja) 予熱交換器及び加熱炉の汚れ防止方法
WO2015150715A2 (fr) Transport de fluide paraffinique
TW201319240A (zh) 硫化氫清除劑組合物、其製造方法及自液態烴介質移除硫化氫之方法
Melvin et al. Optimising calcium naphthenate control in the Blake field
US10053781B2 (en) Solid state inhibitor for pipeline and flowline applications
Pickarts et al. Surface Treatment Strategies for Mitigating Gas Hydrate & Asphaltene Formation, Growth, and Deposition in Flowloops
Powell et al. Guidelines When Conducting Hydrostatic Pressure Tests And Management of Extended Dwell Times Through Dry/Wet Lay-Ups
US11279887B2 (en) Treatment composition and method for reducing viscosity of hydrocarbons
Awan et al. Chemical treatments practices and philosophies in oilfields
RU2173812C2 (ru) Способ термохимической депарафинизации трубопроводов в потоке транспортируемой по ним нефти