BR112020001417A2

BR112020001417A2 - composições e métodos para remediar o sulfeto de hidrogênio e outros contaminantes em líquidos à base de hidrocarbonetos e soluções aquosas

Info

Publication number: BR112020001417A2
Application number: BR112020001417-6A
Authority: BR
Inventors: Cliffton Roe; Linda SCHWEITZER
Original assignee: Gaps Technology, Llc
Priority date: 2018-04-23
Filing date: 2018-12-05
Publication date: 2020-08-18
Also published as: CU20200006A7; CO2020001913A2; CN111032091A; EP3648795A4; AU2018421446B2; EA202090158A1; WO2019209379A1; EP3648795A1; CN111032091B; CA3070600A1; CA3070600C; CU24670B1; AU2018421446A1; SA520410999B1

Abstract

Trata-se de um processo de tratamento para corrigir um líquido contaminado contendo mais de 5 ppm de sulfeto de hidrogênio e substancialmente sem formação de precipitado, o qual inclui as etapas de adição de uma solução aquosa contendo pelo menos um composto de hidróxido em uma concentração coletiva de 35 a 55% em peso em relação ao líquido contaminado para atingir uma concentração de 125 a 5.000 ppm dos compostos de hidróxido no líquido contaminado, adição de pelo menos um ácido orgânico e ao líquido para alcançar uma concentração de 0,01 a 10 ppm no líquido contaminado, e dispersão da solução aquosa e do pelo menos um ácido orgânico no líquido contaminado, e permitir que a solução aquosa e o pelo menos um ácido orgânico reajam com o líquido contaminado por um período de tempo até uma concentração de sulfeto de hidrogênio no líquido contaminado ser reduzida para = 5 ppm.

Description

COMPOSIÇÕES QUÍMICAS E MÉTODOS PARA CORRIGIR SULFETO DE HIDROGÊNIO E OUTROS CONTAMINANTES EM LÍQUIDOS À BASE DE HIDROCARBONETOS E SOLUÇÕES AQUOSAS REFERÊNCIA CRUZADA AOS PEDIDOS RELACIONADOS

[001] Este pedido reivindica benefício de prioridade aos Pedidos de Patente Provisórios Norte-Americanos Nos. 62/661.289, depositado em 23 de abril de 2018, e 62/702.960, depositado em 25 de julho de 2018, bem como ao Pedido Internacional No.

PCT/US2018/050913, depositado em 13 de setembro de 2018, que reivindica prioridade ao Pedido de Patente Provisório Norte- Americano No. 62/539.699, depositado em 1º de agosto de 2017.

Todo o assunto de cada um desses pedidos de prioridade é incorporado por referência na presente invenção.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

1. CAMPO DA INVENÇÃO

[002] A presente revelação refere-se a novas soluções de tratamento e métodos de uso dos mesmos para tratar e corrigir compostos contendo enxofre, incluindo principalmente sulfeto de hidrogênio (H2S) e outros contaminantes em líquidos à base de hidrocarbonetos-petróleo e soluções aquosas contaminadas, e substancialmente sem a formação de quaisquer precipitados, incrustações ou similares. Mais particularmente, a presente revelação refere-se a tais soluções e métodos de tratamento em que as soluções de tratamento são adicionadas aos líquidos à base de hidrocarbonetos-petróleo ou soluções aquosas contaminadas de forma controlada e eficiente, que com segurança e eficiência, corrigem os contaminantes até níveis aceitáveis, substancialmente sem a formação de quaisquer precipitados, incrustações ou similares, e sem afetar negativamente os líquidos à base de hidrocarbonetos-petróleo ou soluções aquosas contaminadas de qualquer forma significativa.

2. TÉCNICA ANTERIOR

[003] Compostos contendo enxofre, incluindo sulfeto de hidrogênio (H2S) há muito tempo são reconhecidos como contaminantes indesejáveis nos líquidos à base de hidrocarbonetos ou petróleo, como petróleo bruto e gás de petróleo liquefeito (GLP), bem como em soluções aquosas contaminadas, como soluções extraídas da terra, juntamente com petróleo bruto, gás natural e similares, cujas soluções aquosas também podem conter concentrações significativas de sais e serem consideradas salmoura. Na presente invenção, "líquido à base de hidrocarbonetos" é usado para indicar qualquer líquido à base de hidrocarbonetos, incluindo líquidos à base de petróleo.

Exemplos de líquidos à base de hidrocarbonetos que podem ser tratados com as soluções de tratamento e métodos de tratamento da presente invenção incluem aqueles que contêm moléculas de CH9 a CH32. H2S é um contaminante particularmente indesejável porque é altamente tóxico, corrosivo etc., e, geralmente, líquidos à base de petróleo, como petróleo bruto, devem conter menos de cinco ppm de H2S, a fim de serem aceitáveis para refino ou outro processamento. Embora a quantidade de H2S em líquidos à base de hidrocarbonetos pode variar de alguns ppm a mais de 100.000 ppm,

o petróleo bruto do solo normalmente contém ≤ 40.000 ppm de H2S, na maioria das vezes ≤ 2.000 ppm de H2S, e geralmente será um pouco ácido, com pH de cerca de 5 a 6. O H2S pode estar presente em várias formas, incluindo H2S dissolvido em um líquido, H2S como mercaptano enxofre e conteúdo de H2S em vapor, mas a maior parte está tipicamente presente como teor de H2S em vapor, particularmente em concentrações mais elevadas, e a liberação de H2S em vapor ou na forma gasosa é particularmente tóxica e perigosa.

[004] Geralmente, grande parte do H2S em um líquido à base de hidrocarbonetos, como o petróleo bruto, está na forma gasosa ou de vapor. O gás H2S tem solubilidade muito maior em líquidos à base de hidrocarbonetos do que na água, e nas altas pressões nas quais o petróleo bruto existe no subsolo, é possível que o petróleo bruto contenha milhares e dezenas de milhares de ppm de H2S no mesmo. No entanto, quando o petróleo bruto é colocado em pressão ambiente ou atmosférica, grande parte do gás H2S no mesmo pode ser liberado do petróleo bruto, de acordo com a lei de Henry, e, portanto, existe a necessidade de corrigir o H2S e impedi-lo de ser liberado. A quantidade de H2S solúvel e gasoso que pode estar nas soluções aquosas é menor do que a quantidade que pode estar nos líquidos à base de hidrocarbonetos, mas ele ainda pode estar presente em centenas e milhares de ppm, e soluções aquosas contaminadas normalmente conterão ≤ 1.000 ppm de H2S. Geralmente, o H2S é um composto ácido, e o petróleo bruto extraído do solo e contendo uma quantidade típica de H2S,

por exemplo, ≤ 2.000 ppm, que está principalmente na forma de gás dissolvido no petróleo bruto, tem um pH moderadamente ácido de cerca de 5 a 5,5. O H2S gasoso não existe em solução acima de um pH de cerca de 7.

[005] Existem muitos métodos conhecidos para corrigir os compostos contendo enxofre, incluindo H2S, do petróleo bruto e de outros líquidos. Por exemplo, M. N. Sharak et al., Removal of Hydrogen Sulfide from Hydrocarbon Liquids Using a Caustic Solution, Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, 37: 791–798, 2015, discutem que: os métodos conhecidos incluem processos de amina envolvendo monoetanolamina (MEA), triazina, etc., tratamento envolvendo uso de material cáustico, processamento de óxido de ferro, óxido de zinco, peneira molecular, hidróxido de potássio e um processo de hidrodessulfurização; o tratamento da amina é geralmente a escolha mais econômica para o abrandamento do gás quando existem quantidades significativas de gases ácidos; a depuração do sulfeto de hidrogênio usando solução de hidróxido de sódio é uma tecnologia bem estabelecida em aplicações de refinaria; o processo de lavagem cáustica é comumente usado como uma etapa preliminar no abrandamento de hidrocarbonetos líquidos; e uma vez que o solvente utilizado neste processo não pode ser facilmente regenerado, os depuradores cáusticos são aplicados com mais frequência onde pequenos volumes de gás ácido (H2S) devem ser tratados.

[006] A diminuição de H2S é alcançada por um processo convencional de tratamento de amina que usa uma amina, como monoetanolamina (MEA) ou triazina, para tratar H2S no petróleo bruto. No entanto, com o processo convencional de tratamento de amina, enquanto o H2S pode ser inicialmente corrigido ou diminuído até níveis aceitáveis, o enxofre contido no petróleo tratado pode ser indesejavelmente revertido de volta para o H2S ao longo do tempo, especialmente se o petróleo tratado for aquecido. Um pouco semelhante, também se sabe que existem bactérias que ingerem compostos de enxofre e, portanto, podem reduzir as quantidades de contaminantes de enxofre nos líquidos à base de hidrocarbonetos ou nas soluções aquosas contaminadas.

No entanto, quando as bactérias morrem e se decompõem, elas liberam, indesejavelmente, o enxofre de volta para os líquidos à base de hidrocarbonetos ou soluções aquosas contaminadas.

[007] Um tratamento cáustico típico usado para corrigir o H2S no petróleo bruto envolve o uso de uma solução cáustica aquosa consistindo em até 20% de NaOH em peso. A água e o material cáustico são usados para extrair H2S do petróleo bruto para a solução, dissociando H2S nos íons HS- em pH mais alto, o que muda o equilíbrio do gás H2S do óleo para a água. Em seguida, o HS- pode reagir com sódio para formar NaHS (bissulfeto de sódio), ou com S2- para formar Na2S (sulfeto de sódio), por exemplo, além de água como subproduto, de acordo com as seguintes equações.

H2S + NaOH → NaHS + H2O (1) NaHS + NaOH → Na2S + H2O (2)

Geralmente, os métodos convencionais de tratamento cáustico são limitados ao uso de soluções cáusticas de apenas até 20 por cento de NaOH em peso, porque os métodos convencionais são projetados e destinados a serem em parte uma extração líquido- líquido, e em parte uma reação química para converter o gás H2S em uma espécie sulfurosa sólida. Entende-se convencionalmente que uma certa quantidade de água é necessária para permitir que os reagentes químicos entrem em contato com o petróleo bruto ou outro líquido à base de petróleo. As maiores quantidades de água contidas nas soluções convencionais de tratamento cáustico possibilitam uma maior quantidade de extração líquido-líquido.

Além disso, sabe-se que o uso de quantidades excessivas de NaOH pode danificar o petróleo bruto, bem como componentes metálicos usados na manipulação do petróleo bruto, como tubos e tanques.

[008] Além disso, parte do H2S pode ser convertido em gás dióxido de enxofre (SO2), por exemplo, mediante a agitação que permite que o ar contendo oxigênio entre no petróleo, o qual pode ser liberado do líquido à base de petróleo tratado, dependendo da pressão na qual o líquido tratado é mantido.

Geralmente, os hidróxidos, incluindo NaOH, são agentes redutores e não produziriam dióxido de enxofre ou enxofre elementar se o líquido tratado à base de hidrocarbonetos não fosse exposto ao ar. No entanto, se o petróleo for exposto ao ar, o sulfeto/bissulfeto pode ser oxidado a SO2 ou ao enxofre elementar. Todas as espécies de sulfeto têm o mesmo estado de oxidação (-2) e o NaOH não muda o estado de oxidação. Reações semelhantes ocorreriam para outros hidróxidos incluídos na solução de tratamento. Em relação a qualquer gás de dióxido de enxofre (SO2), bem como quaisquer outros gases que possam ser liberados do petróleo bruto tratado, seria necessário, como medida de segurança, deixar algum espaço aéreo em um tanque fechado ou outro recipiente fechado que transporta o líquido tratado para garantir que a pressão não fique excessivamente alta.

[009] Recentemente, os presentes inventores propuseram outro processo do tratamento, como definido no Pedido de Patente Provisório Norte-Americano No. 62/539.699, e no Pedido Internacional PCT/US2018/050913, para corrigir eficientemente os compostos contendo enxofre, incluindo H2S, dos líquidos à base de hidrocarbonetos, incluindo petróleo bruto, e de soluções aquosas contaminadas, usando uma solução de tratamento aquosa contendo principalmente uma alta concentração de um ou mais hidróxidos, como hidróxido de sódio (NaOH) e hidróxido de potássio (KOH), por exemplo, coletivamente, os hidróxidos respondem por 35 a 55 por cento em peso, e de preferência pelo menos 45 por cento em peso da solução de tratamento, que reage eficientemente com H2S para convertê-lo em substâncias não tóxicas. Tal solução de tratamento, de acordo com a proposta recente, é altamente alcalina, com um pH de 13 a 14. Nesse processo de tratamento, a solução de tratamento é adicionada aos líquidos à base de hidrocarboneto ou às soluções aquosas que estão sendo tratadas a taxas de dosagem adequadas, dependendo de múltiplos fatores, e o(s) hidróxido(s) na solução corrigem eficientemente o H2S e outros compostos contendo enxofre até níveis aceitáveis em períodos de tempo relativamente curtos, e sem afetar negativamente os líquidos à base de hidrocarbonetos - petróleo ou as soluções aquosas contaminadas de forma significativa. A solução de tratamento recentemente proposta pode incluir ainda um ou mais outros componentes, dependendo das características específicas dos líquidos que estão sendo tratados, e de outros fatores relacionados ao processo de tratamento de correção, mas a alta concentração de hidróxido(s) e a correção eficiente do H2S pelos hidróxidos é o aspecto principal da proposta recente.

[0010] O processo de tratamento recentemente proposto pelos inventores baseia-se em sua constatação de que os métodos de tratamento convencionais usando uma solução aquosa que consiste em até 20% de NaOH em peso são ineficientes para corrigir o H2S, e que o H2S nos líquidos contaminados pode ser corrigido de forma muito mais eficiente utilizando a sua solução de tratamento proposta, contendo uma concentração coletiva muito mais elevada de um ou mais hidróxidos. O processo de tratamento recentemente proposto dos inventores não é um processo tipo lavagem, mas envolve as reações químicas rápidas que reduzem significativamente a transferência de massa do gás para a fase aquosa. O que o processo de tratamento faz de forma diferente em comparação com os processos de tratamento convencionais para corrigir o H2S em líquidos à base de hidrocarbonetos é essencialmente reduzir a quantidade inicial de água que está sendo adicionada através da solução de tratamento até o valor mínimo efetivo.

[0011] Embora se saiba que o gás H2S é mais solúvel em petróleo do que em água e que uma etapa limitante da velocidade de correção do H2S do petróleo bruto é tipicamente a transferência em massa de H2S da fase do petróleo para a fase aquosa, os inventores constataram que: 1) o aspecto de extração líquido-líquido dos métodos convencionais não é tão importante em comparação com o aspecto da reação química, por exemplo, porque a solubilidade inicial do H2S em água, como informado pela Lei de Henry, é baixa; 2) as maiores quantidades de água utilizadas nas soluções de tratamento aquosas, de acordo com os métodos convencionais, também servem para diluir o NaOH e transferir o H2S do líquido de hidrocarbonetos para a água sem diminuir o H2S, o que é indesejável, pois isso retarda o processo necessário para produzir HS- ionizado e íons S2- que permitem que mais do H2S contido nos líquidos de petróleo entre em solução, e 3) é muito mais eficiente e eficaz para remover o H2S principalmente através de um processo de reação química e, em grau muito menor, uma extração líquido-líquido. Os presentes inventores também constataram que, como as reações químicas envolvidas entre hidróxidos e H2S, por exemplo, as equações (1) e (2) acima, produzem água, a água produzida pode se difundir facilmente através do líquido à base de hidrocarbonetos que está sendo tratado à medida que é produzido, pois a solução cáustica tem boas tendências migratórias em muitos líquidos à base de hidrocarbonetos e a difusão também pode ser aumentada pela agitação e/ou aquecimento dos líquidos tratados.

Correspondentemente, eles determinaram que é desnecessário adicionar qualquer quantidade significativa de água no processo de tratamento, além da água na solução de tratamento, a fim de que o líquido à base de hidrocarbonetos seja efetivamente tratado para corrigir os contaminantes contendo enxofre, incluindo H2S, e outros contaminantes no mesmo. Em relação à constatação dos inventores, 1) deve-se notar que a equação (2) acima é reversível, de modo que grandes quantidades de água hidrolisam o sulfeto de sódio (Na2S) de volta para NaOH e NaHS.

Em outras palavras, a equação (2) no sentido inverso é uma reação de hidrólise.

[0012] O processo de tratamento recentemente proposto pelos inventores pode envolver o uso de apenas um hidróxido, como hidróxido de sódio (NaOH) ou hidróxido de potássio (KOH), mas também pode envolver o uso de uma combinação de hidróxidos para reagir mais completamente com a maioria ou todos os sulfetos nos líquidos à base de petróleo, observando que existem mais de 300 espécies de compostos de enxofre, embora o sulfeto de hidrogênio H2S seja, de longe, o principal contaminante que deve ser corrigido. Por exemplo, algumas outras espécies de compostos de enxofre indesejáveis incluem etilmercaptano (CH3CH2SH), dimetilsulfeto (C2H6S), isobutilmercaptano (C4H10S) e metiltiofeno (C5H6S). O hidróxido de sódio é muito eficaz para uso na solução de tratamento porque não prejudica os líquidos à base de petróleo quando é usado em quantidades apropriadas, e é relativamente barato. O hidróxido de potássio é mais eficaz do que o hidróxido de sódio para reagir com algumas espécies de sulfetos. Assim, o processo de tratamento envolvendo hidróxido de potássio (KOH), juntamente com o hidróxido de sódio, atinge uma reação mais completa com todos os sulfetos contidos nos líquidos à base de hidrocarbonetos em comparação com apenas o uso de uma solução concentrada de hidróxido de sódio.

[0013] Em um processo de tratamento exemplificador para corrigir líquidos contaminados de acordo com a recente proposta dos inventores, sua solução de tratamento pode ser adicionada a uma taxa de dosagem padrão de 0,25 a 6,0 mL da solução de tratamento/litro do líquido que está sendo tratado, de preferência de 1,0 a 5,0 mL da solução de tratamento/litro do líquido que está sendo tratado, o que corresponde a aproximadamente 125 a 3000 ppm de hidróxido(s) no líquido que está sendo tratado com base na concentração discutida do(s) hidróxido(s) na solução. A taxa de dosagem padrão discutida é geralmente eficaz para corrigir as concentrações de H2S até níveis seguros e aceitáveis. Alguns líquidos à base de hidrocarboneto analisados podem conter 40.000 ppm de H2S, como petróleo bruto, embora soluções aquosas contaminadas normalmente tenham uma concentração muito menor de H2S, como d 2.000 ppm ou menos. Se a quantidade da solução de tratamento adicionada estiver abaixo de 0,25 mL/litro de líquido sendo tratado, a correção suficiente de H2S não pode ser alcançada, e as reações entre a solução de tratamento e os compostos de sulfeto no líquido à base de hidrocarbonetos podem não ocorrer de forma rápida e/ou eficiente. Se a concentração de H2S for superior a

40.000 ppm, pode ser necessário aumentar a quantidade de dosagem padrão da solução de tratamento recém-proposta adequadamente, que geralmente pode envolver mudança de escala linear. Os níveis de dosagem acima de 6,0 mL da solução de tratamento/litro do líquido que está sendo tratado geralmente não reduzem ainda mais os níveis de H2S nos líquidos tratados, onde os tempos de reação não são uma consideração, mas podem reduzir vantajosamente os tempos de reação necessários, se assim for desejado.

[0014] Dentro da faixa de taxa de dosagem padrão discutida, uma quantidade de dosagem mais apropriada da solução de tratamento a ser adicionada a um líquido contaminado durante o processo de tratamento pode ser determinada com base em algumas considerações, como por exemplo, nas quantidades de H2S e outros contaminantes no líquido que precisam ser corrigidos, em outras características do líquido, incluindo sua viscosidade ou grau API (o termo API, conforme utilizado na presente invenção, é uma abreviação para o Instituto Americano do Petróleo), taxa/tempo de reação desejados, resultado específico desejado, incluindo se o(s) precipitado(s) devem ser formados e liberados do líquido, e se o líquido tratado está sendo misturado e/ou aquecido durante o processo de tratamento. Por exemplo, a mistura em velocidades moderadas a altas para dispersar rapidamente a solução de tratamento em todo o líquido tratado pode reduzir o tempo de reação necessário em 50%, enquanto alguns líquidos altamente viscosos, como o combustível naval, podem exigir aquecimento para permitir a devida dispersão da solução de tratamento nos mesmos. A taxa de dosagem apropriada é, substancialmente, linearmente escalável em relação à maioria ou a todas as várias características dentro da faixa de taxa de dosagem padrão.

[0015] Vantajosamente, o processo de tratamento recém- proposto é geralmente eficiente e eficaz, desde que a quantidade da solução de tratamento adicionada esteja dentro da faixa da taxa de dosagem padrão discutida e se a quantidade de solução de tratamento adicionada é a quantidade de dosagem mais adequada ou não para o dado líquido que está sendo tratado. Além disso, o uso de quantidades mais elevadas da solução de tratamento pode ser desejável em algumas situações e, geralmente, não causará problemas ou complicações significativas, embora maiores quantidades de dosagem geralmente tendem a fazer com que precipitado(s) seja(m) gerado(s) e liberado(s) dos líquidos tratados, o que seria indesejável para a presente invenção que busca evitar a formação de precipitado(s), incrustações e similares a partir dos líquidos tratados por um período de tempo. Por exemplo, os inventores determinaram ainda que, se uma dosagem intencionalmente excessiva da solução de tratamento recentemente proposta for adicionada a um líquido que está sendo tratado, como 2 a 5 vezes as taxas de dosagem padrão discutidas acima, isso provavelmente fará com que contaminantes corrigidos e outros contaminantes no líquido tratado sejam removidos por precipitação do líquido tratado, o que pode ser desejável em algumas situações. Além disso, dependendo de quanto da solução de tratamento é usada em excesso da taxa de dosagem padrão, isso pode gerar diferentes precipitados que se separam do líquido tratado, de modo que o resultado pode ser controlado de maneiras desejadas, como por exemplo, usando 2 vezes a taxa de dosagem padrão, um hidrato de sulfeto de sódio, como Na2S·9H2O, pode ser removido por precipitação do líquido tratado de acordo com a reação (2) acima, enquanto em uma maior taxa de dosagem, como de 3 a 5 vezes a taxa de dosagem padrão, o enxofre elementar pode ser removido por precipitação do líquido tratado. De outro modo, as dosagens em excesso dos hidróxidos no processo de tratamento aumentarão o custo do tratamento, mas geralmente não terão quaisquer efeitos significativamente adversos sobre os líquidos tratados à base de hidrocarbonetos e soluções aquosas tratados. No entanto, a aplicação de uma quantidade muito excessiva da solução, por exemplo, de dez vezes a quantidade normal, pode tornar o líquido à base de petróleo tratado cáustico, o que pode ser danoso para metais, como aço e alumínio, usados para conter e transportar os líquidos tratados.

[0016] Os tempos de reação para o processo de tratamento recentemente proposto pelos inventores estão normalmente dentro de um período de tempo relativamente curto, como 15 minutos -

24 horas após a solução de tratamento ser adicionada ao líquido na taxa de dosagem discutida, se o líquido que está sendo tratado for um líquido à base de hidrocarbonetos, como petróleo bruto ou uma solução aquosa contaminada. Dentro desse período de tempo, o(s) hidróxido(s) na solução corrige(m) o H2S e outros contaminantes à base de enxofre até níveis seguros e aceitáveis, como de 5 ppm ou menos, e sem gerar ou liberar quaisquer substâncias particularmente nocivas. Por exemplo, quando a solução de tratamento inclui hidróxido de sódio (NaOH), como o hidróxido primário na mesma, por exemplo, pelo menos 90% de todos os hidróxidos na solução, grande parte sendo H2S, por exemplo, pelo menos 60% é convertido em bissulfeto de sódio (NaHS) de acordo com a reação (1) acima, que permanece dissolvido no líquido de petróleo tratado, e não cria quaisquer problemas significativos que precisam ser abordados. Além disso, parte do H2S pode ser convertido no gás dióxido de enxofre (SO2) que pode ser liberado do líquido à base de petróleo tratado, dependendo da pressão em que o líquido tratado é mantido.

[0017] Muito desejavelmente, o processo de tratamento recém-proposto não é reversível em relação ao H2S e outros contaminantes de enxofre que foram corrigidos, por exemplo, mesmo que o líquido tratado seja aquecido até 180° F por um período de dias ou semanas, quaisquer compostos de enxofre corrigidos restantes nos líquidos tratados não são revertidos de volta para H2S. Alguns processos de tratamento convencionais para a correção de H2S são indesejavelmente reversíveis,

incluindo o processo convencional de tratamento de amina que usa uma amina, como MEA ou triazina, para tratar H2S no petróleo bruto. Por exemplo, com o processo convencional de tratamento de amina, enquanto o H2S pode ser inicialmente corrigido ou diminuído até níveis aceitáveis, o enxofre contido no petróleo tratado pode ser indesejavelmente revertido de volta para o H2S ao longo do tempo, especialmente se o petróleo tratado for aquecido. Por outro lado, quando o petróleo bruto, que inicialmente continha cerca de 1.000 ppm de H2S, foi tratado de acordo com um processo de tratamento usando a solução de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores, a uma taxa de dosagem de 3 mL/litro de petróleo, e o H2S foi diminuído para cerca de 0 ppm e, essencialmente, nenhum enxofre foi removido por precipitação do petróleo, e o petróleo bruto tratado foi aquecido até 180 a 300 °F ou 82,2 a 148,9 °C por períodos de horas, dias e semanas, o petróleo resultante ainda continha cerca de 0 ppm de H2S. Essencialmente, nenhum do(s) composto(s) de enxofre no líquido tratado reverteu de volta para H2S.

[0018] O processo de tratamento recentemente proposto pode ser convenientemente realizado essencialmente onde quer que os líquidos contaminados possam estar presentes, por exemplo, em corpos abertos dos líquidos, em conjunto com um petroleiro de transporte ou outra embarcação na qual os líquidos estão sendo transportados, em uma cabeça de poço onde os líquidos estão sendo extraídos do solo, em tanques abertos ou fechados, em um duto fechado através do qual a água contaminada ou outro líquido está sendo transportado, etc.

[0019] Embora os métodos conhecidos para a reparação de compostos contendo enxofre, incluindo H2S, a partir de soluções líquidas e aquosas à base de hidrocarbonetos, especialmente os métodos e soluções de tratamento de acordo com a recente proposta dos presentes inventores, sejam geralmente eficazes para a correção do H2S e outros contaminantes nos líquidos, eles continuam sendo melhorados, particularmente em relação à prevenção da formação do(s) precipitado(s), incrustações e similares, a partir dos líquidos tratados. Ainda há na técnica uma necessidade de soluções de tratamento e métodos de tratamento para a reparação de compostos contendo enxofre, incluindo H2S, de petróleo bruto, outros líquidos à base de hidrocarbonetos e soluções aquosas contaminadas, onde tais soluções e métodos de tratamento são melhorados em termos de eficácia na correção completa dos compostos de sulfeto, bem como em termos de eficiência na rápida correção dos compostos de sulfeto a um custo razoável, gerando essencialmente nenhum precipitado, incrustação e similares nos líquidos tratados. Há também a necessidade de flexibilidade na capacidade de realizar o método de tratamento em essencialmente qualquer local, por exemplo, diretamente em uma cabeça de poço ou em um campo de petróleo, onde o petróleo bruto está sendo extraído, enquanto o petróleo bruto está sendo transportado para uma refinaria, ou outro local.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0020] Um objeto da presente invenção é satisfazer as necessidades acima na técnica.

[0021] De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, um processo de tratamento e uma solução de tratamento de acordo com a proposta recente dos presentes inventores são modificados para incluir, ou é usada em combinação com outro(s) componentes(s) que geralmente não estão envolvidos na correção do H2S e de outros contaminantes, mas funcionam para melhor garantir que nenhum precipitado, incrustação e similares serão gerados a partir dos líquidos à base de hidrocarbonetos tratados ou soluções aquosas contaminadas por um período de tempo, como horas, dias ou meses. Mais notavelmente, de acordo com o primeiro aspecto da presente invenção, uma quantidade adequada de um ou mais ácidos orgânicos, como ácido fúlvico e ácido húmico, é adicionada ao líquido que está sendo tratado juntamente com uma dosagem adequada de uma solução de tratamento de acordo com a proposta recente dos presentes inventores. O uso do(s) ácido(s) orgânico(s), juntamente com a solução de tratamento recém-proposta, garante que o processo de tratamento não só corrigirá os contaminantes indesejados, incluindo H2S, nos líquidos que estão sendo tratados de maneira segura, controlada e eficiente até níveis considerados seguros ou abaixo, mas o fará substancialmente sem a formação de qualquer/quaisquer precipitado(s), incrustação ou similares, enquanto os líquidos são tratados, transportados e armazenados por um período de tempo, tais como horas, dias ou semanas.

[0022] No processo de tratamento de acordo com o primeiro aspecto da presente invenção, os compostos de sulfeto remediados permanecem principalmente nos líquidos tratados, mas na forma de outros compostos à base de enxofre que não são tóxicos ou altamente perigosos, ao contrário do H2S antes da correção.

[0023] No processo de tratamento de acordo com o primeiro aspecto da presente invenção, o(s) ácido(s) orgânico(s) e a solução de tratamento recém-proposta podem ser adicionados separadamente ao líquido que está sendo tratado ou, alternativamente, o(s) ácido(s) orgânico(s) pode(m) ser adicionado(s) à solução de tratamento recém-proposta para formar uma solução de tratamento modificada, que é então adicionada em uma quantidade de dosagem apropriada ao líquido que está sendo tratado. A abordagem alternativa é mais conveniente por uma questão prática, porque a solução de tratamento modificada pode ser preparada com antecedência em qualquer local conveniente, transportada em um único recipiente para outro local, onde é adicionada ao líquido que está sendo tratado, e permite que todos os componentes sejam adicionados ao líquido que está sendo tratado em uma única dosagem. Além disso, os testes mostram que, mesmo que os vários componentes sejam misturados para formar uma solução de tratamento modificada e a solução modificada seja armazenada por um mês ou mais, não há alterações consideráveis à composição da solução modificada, e ela permanece eficaz para uso em líquidos à base de hidrocarbonetos contaminados e soluções aquosas contaminadas corrigidas.

[0024] Nesse processo de tratamento de acordo com o primeiro aspecto da presente invenção, a dosagem padrão da solução de tratamento recém-proposta dos inventores, ou seja, dentro de uma faixa de 0,25 a 6,0 mL/litro do líquido que está sendo tratado, de preferência dentro de uma faixa de 1,0 a 5,0 mL/litro do líquido que está sendo tratado, é eficaz para corrigir, de forma segura e eficiente, o H 2S e outros contaminantes na mesma até níveis baixos adequados dentro de um período de tempo, como de 15 minutos - 24 horas, sem criar quaisquer problemas significativos para os líquidos tratados, que é substancialmente o mesmo que no processo de tratamento recém-proposto. Mais uma vez, a base da taxa de dosagem mais adequada dentro da faixa discutida será baseada em características específicas do líquido tratado e outros fatores, como discutido acima. No entanto, de acordo com o primeiro aspecto da presente invenção, uma quantidade adequada do(s) ácido(s) orgânico(s) também é adicionada ao líquido tratado a uma taxa de dosagem que normalmente resultará em uma concentração do(s) ácido(s) orgânico(s) no líquido que está sendo tratado em uma faixa normal de 0,01 a 10 ppm, de preferência de 0,1a 3 ppm, se o líquido for um líquido à base de hidrocarbonetos ou solução aquosa contaminada. Nessa faixa, a taxa de dosagem mais adequada do(s) ácido(s) orgânico(s), como a taxa de dosagem mais adequada da solução de tratamento recém-

proposta, depende em grande parte: 1) da quantidade de H2S e outros contaminantes contendo enxofre no líquido que está sendo tratado; 2) da viscosidade do líquido; e 3) do período de tempo permitido para reagir a solução de tratamento com o líquido sendo tratado, embora o aquecimento e/ou a mistura do líquido que está sendo tratado reduzirá a viscosidade do líquido e também reduzirá o período de tempo necessário para a correção adequada do H2S e de outros contaminantes no líquido. A quantidade de dosagem do(s) ácido(s) orgânico(s) é substancialmente, linearmente escalável dentro da faixa discutida com base nesses fatores.

[0025] No processo de tratamento recentemente proposto, que acrescenta apenas uma taxa de dosagem padrão da solução de tratamento de acordo com a recente proposta dos presentes inventores a um líquido que está sendo tratado, pode haver pouco ou nenhum precipitado, incrustação ou similares formados a partir dos líquidos tratados, mas mesmo pequenas quantidades de precipitado, incrustação ou similares podem ser indesejadas ou inaceitáveis em algumas situações. No entanto, no processo de tratamento de acordo com o primeiro aspecto da presente invenção, o(s) ácido(s) orgânico(s), que também são adicionados aos líquidos que estão sendo tratados, garante(m) que substancialmente nenhum precipitado, incrustação ou similares será formado a partir dos líquidos tratados, enquanto eles estão sendo tratados, transportados e/ou armazenados por um período de tempo, como de horas, dias ou semanas. Além disso, em qualquer medida que haja uma maior probabilidade de que precipitado(s), incrustação ou similares se formem em um líquido tratado, por exemplo, onde o líquido tratado contém um teor especialmente alto de H2S e outros sulfetos que exigem uma dosagem maior da solução de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores, e/ou o líquido que está sendo tratado contém um alto teor de componentes de sobra, como matéria orgânica, uma quantidade aumentada de ácido(s) orgânico(s) pode ser adicionada ao líquido tratado além da faixa normal de 0,01 a 10 ppm, de preferência, de 0,1 a 3 ppm, para garantir que substancialmente nenhum precipitado, incrustação ou similar será formado.

[0026] Uma aplicação particular em que é muito importante assegurar que nenhum precipitado, incrustação e similares serão gerados a partir dos líquidos à base de hidrocarbonetos tratados é quando o petróleo bruto diretamente do solo está sendo transportado em caminhões-tanque ou outra embarcação para um grande duto, que então transporta o petróleo bruto para uma refinaria. O duto principal geralmente não aceitará petróleo bruto contendo mais do que 5 ppm de H2S. Ao tratar o petróleo bruto com uma dosagem padrão da solução de tratamento de acordo com a recente proposta dos presentes inventores, isso seria eficaz para reduzir o teor de H2S até 5 ppm ou menos, mas é bem possível que certa quantidade de precipitados e/ou incrustações será formada ou depositada em superfícies do caminhão-tanque ou outra embarcação transportando o petróleo bruto, o que seria indesejável. No entanto, ao adicionar também uma quantidade adequada do(s) ácido(s) orgânico(s) ao líquido tratado de acordo com o primeiro aspecto da presente invenção, isso garante que, essencialmente, nenhum precipitado ou incrustação será formado a partir dos líquidos à base de hidrocarbonetos tratados, incluindo o petróleo bruto.

Significativamente, a solução e o processo de tratamento de acordo com a presente invenção não têm nenhum efeito prejudicial particular sobre os líquidos tratados, mas melhoram significativamente algumas características do líquido tratado além de corrigir o H2S e outros contaminantes até níveis seguros e aceitáveis. Por exemplo, um líquido à base de hidrocarbonetos tratado, como o petróleo bruto, não só terá os níveis de H2S reduzidos até substancialmente zero, mas também terá um pH substancialmente neutro de cerca de 7, de modo que isso causará menos problemas para a embarcação de transporte, o duto principal e o processo de destilação em comparação com o petróleo bruto não tratado, que normalmente incluirá até 2.000 ppm de H2S e tem um pH um pouco ácido, de 5 a 5,5. Além disso, os testes realizados em petróleo bruto tratado mostram que o teor de componentes leves do petróleo bruto tratado, incluindo o benzeno, tende a ser melhorado - aumentado um pouco pelo processo de tratamento. Além disso, o petróleo bruto tratado com características aprimoradas normalmente será mais valioso do que o petróleo bruto não tratado e pode ser vendido a um preço mais elevado, como por exemplo, de US$ 5 a US$ 10 por barril. Embora o petróleo bruto tratado possa conter algumas quantidades residuais de hidróxido(s), ácido(s) orgânico(s) e/ou outros componentes adicionados durante o processo de tratamento, estes não são particularmente prejudiciais ao petróleo bruto em si, à embarcação de transporte e ao duto principal.

[0027] De acordo com um segundo aspecto da presente invenção, um processo de tratamento de acordo com a recente proposta dos presentes inventores é adicionalmente modificado pela adição de uma pequena quantidade de monoetanolamina ou MEA (C2H7NO) ao líquido tratado, juntamente com quantidades adequadas da solução de tratamento recém-proposta e do(s) ácido(s) orgânico(s), tal como é discutido em relação ao primeiro aspecto da presente invenção. Uma pequena quantidade apropriada de MEA a ser adicionada no processo de tratamento de acordo com a presente invenção normalmente corresponderá a uma concentração de 0,5 a 15 ppm, e preferencialmente de 1,0 a 10 ppm da MEA no líquido à base de hidrocarbonetos ou solução aquosa sendo tratada. Dentro dessa faixa, mais uma vez, uma taxa de dosagem mais adequada para a MEA depende em grande parte de alguns fatores, como por exemplo, 1) da quantidade de H2S e outros contaminantes contendo enxofre no líquido que está sendo tratado; 2) da viscosidade do líquido que está sendo tratado; e 3) do período de tempo permitido para reagir a solução de tratamento com o líquido que está sendo tratado, observando que o aquecimento e/ou a mistura do líquido tratado normalmente reduzirão a viscosidade do líquido e reduzirão o tempo de reação necessário para a correção suficiente do H2S e de outros contaminantes nos líquidos tratados. A quantidade de MEA é, geralmente, linearmente escalável dentro da faixa discutida, com base nesses três fatores.

[0028] A MEA adicionada em pequenas quantidades aos líquidos tratados funciona efetivamente como um agente anti- incrustação e também é mais eficaz na correção de algumas espécies de compostos de enxofre do que o(s) hidróxido(s) na solução de tratamento recém-proposta. Portanto, o processo de tratamento, incluindo MEA de acordo com a presente invenção, alcança uma remediação mais completa de várias espécies de compostos contendo enxofre.

[0029] Isso é diferente do processo convencional de tratamento de amina, em que quantidades relativamente grandes de MEA são adicionadas a líquidos à base de hidrocarbonetos, como o petróleo bruto, como o principal componente para corrigir o H2S nos líquidos à base de hidrocarbonetos. A MEA reage exotermicamente com hidróxido(s), como NaOH e KOH.

Correspondentemente, quanto maior for a dosagem de MEA adicionada para tratar um líquido no processo de tratamento da presente invenção, maior é a quantidade de hidróxido(s) na solução de tratamento recém-proposta que também é adicionada ao líquido tratado como parte do processo de tratamento, que reagirá com a MEA em vez de com H2S e outros contaminantes contendo enxofre no líquido tratado. Isso seria contraproducente e indesejável. Assim, apenas uma pequena quantidade de MEA dentro da faixa discutida normalmente será adicionada nas soluções de tratamento de acordo com o segundo aspecto da presente invenção, ou seja, uma quantidade suficiente para funcionar como um agente anti-incrustação, mas não tão grande a ponto de reduzir significativamente a eficácia do(s) hidróxido(s) na correção do H2S e outros contaminantes contendo enxofre. Tal como acontece com o(s) ácido(s) orgânico(s), a MEA pode ser adicionada à solução de tratamento recém-proposta, de modo a formar uma solução de tratamento modificada, que é em seguida adicionada ao líquido que está sendo tratado, ou a MEA pode ser adicionada ao líquido que está sendo tratado separadamente da solução de tratamento recém-proposta e do(s) ácido(s) orgânico(s). Mais uma vez, no entanto, mesmo que a MEA seja adicionada à solução de tratamento recém-proposta e armazenada por um mês ou mais, os testes mostram que isso não altera o teor dos componentes da solução de tratamento modificada para qualquer extensão considerável.

Propósito da Revelação

[0030] Embora a revelação a seguir oferecida para divulgação pública seja detalhada para garantir a adequação e ajudar na compreensão da invenção, ela não tem a intenção de prejudicar o propósito de uma patente, que é proteger cada novo conceito inventivo na mesma, independentemente de como ele pode ser, posteriormente, oculto pelas variações na forma ou adições de outras melhorias. As reivindicações no final, acerca disto, são a principal ajuda para esta finalidade, uma vez que são estas que atendem à exigência de apontar as melhorias, combinações e métodos em que os conceitos inventivos são encontrados.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES EXEMPLARES PRESENTES Soluções de tratamento e métodos de tratamento - modalidades exemplificadoras

[0031] De acordo com as modalidades exemplificadoras da presente invenção, são fornecidas soluções de tratamento e processos de tratamento que utilizam as soluções de tratamento para tratar líquidos à base de petróleo ou hidrocarbonetos, como petróleo bruto, combustível diesel, etc., bem como para tratar soluções aquosas contaminadas, como água extraída do solo com petróleo bruto e gás natural, para corrigir o sulfeto de hidrogênio (H2S), outros compostos contendo enxofre e outros contaminantes em tais líquidos até níveis aceitáveis, e ao mesmo tempo, garantir que substancialmente nenhum precipitado, incrustação ou similares serão gerados a partir dos líquidos tratados por um período de tempo, como horas, dias ou meses.

[0032] A correção de H2S é um foco primário e vantagem das soluções e processos de tratamento de acordo com as modalidades exemplificadoras da presente invenção porque o H2S é muito tóxico e corrosivo, geralmente está presente em níveis elevados no petróleo bruto e gás natural extraídos do solo, bem como em soluções aquosas extraídas do solo com petróleo bruto ou gás natural, e o conteúdo aceitável de H2S nos líquidos à base de hidrocarbonetos e soluções aquosas é altamente limitado e regulamentado. A solução de tratamento e o processo de tratamento recém-propostos pelos inventores são muito eficazes e eficientes na correção de H2S em líquidos à base de hidrocarbonetos e soluções aquosas contaminadas, conforme é revelado no documento PCT/US2018/050913. Além de corrigir o H2S, no entanto, em algumas situações, também é muito importante que as substâncias geradas na correção do H2S e outros compostos contendo enxofre, bem como de outros contaminantes presentes nos líquidos tratados, não sejam liberadas dos líquidos tratados como precipitado(s), incrustações ou similares, enquanto os líquidos estão sendo tratados, transportados ou armazenados por períodos de tempo, e este é outro foco importante da presente invenção. Uma aplicação particular em que é muito importante assegurar que nenhum precipitado, incrustação e similares serão gerados a partir de um líquido à base de hidrocarbonetos tratados é quando o petróleo bruto diretamente do solo está sendo transportado em caminhões-tanque ou outra embarcação para um grande duto, que então transporta o petróleo bruto para uma refinaria. Em relação às soluções aquosas tratadas, tais soluções às vezes são usadas em aplicações industriais, inclusive para caldeiras, refrigeradores, processos de esconder curtimento, processos que envolvem polpa de madeira e papel, etc. em que é importante que os precipitados, incrustação e similares não sejam liberados ou gerados a partir das soluções aquosas tratadas.

[0033] Uma solução de tratamento e processo de tratamento de acordo com modalidades exemplificadoras da presente invenção são modificações das soluções de tratamento e processos de tratamento recém-propostos pelos presentes inventores, conforme é revelado no documento PCT/US2018/050913,

e geralmente envolvem o uso da solução de tratamento recém-

proposta para corrigir eficientemente o H2S e outros contaminantes em líquidos à base de hidrocarbonetos e soluções aquosas, juntamente com uma ou mais substâncias adicionais que funcionam para evitar que os contaminantes corrigidos e outros contaminantes nos líquidos tratados sejam liberados, como precipitado(s) incrustações ou similares.

Nos processos de tratamento de acordo com a presente invenção, uma quantidade apropriada de solução de tratamento recém-proposta é usada e funciona para corrigir o H2S e outros contaminantes nos líquidos tratados até níveis aceitáveis de forma essencialmente igual à explicada no documento PCT/US2018/050913, enquanto a(s)

substância(s) adicional(is) é/são adicionada(s) em quantidade(s) adequada(s) e funcionam para garantir que substancialmente nenhum dos contaminantes corrigidos e outros contaminantes nos líquidos tratados serão liberados dos líquidos tratados como precipitado(s), incrustações ou similares,

enquanto os líquidos estão sendo tratados, transportados ou armazenados por períodos de tempo.

De acordo com uma presente modalidade exemplificadora da invenção, tais substâncias adicionais incluem principalmente pelo menos ácido orgânico,

como o ácido fúlvico e o ácido húmico.

Quando tal(is) ácido(s)

orgânico(s) também é/são adicionado(s) aos líquidos tratados, mesmo em concentrações relativamente baixas, por exemplo, de 3 ppm ou menos, eles são muito eficazes na prevenção da formação de precipitados, incrustação e similares dos líquidos tratados.

Outra substância que também pode ser usada em uma modalidade de um processo de tratamento de acordo com a presente invenção é a monoetanolamina (MEA). Quando ela também é adicionada aos líquidos tratados em concentrações relativamente baixas, como por exemplo, de 15 ppm ou menos, a MEA funciona efetivamente como um agente anti-incrustação, e também proporciona outras funções benéficas, incluindo a correção de alguns outros contaminantes, como é discutido na presente invenção.

[0034] Para obter uma compreensão clara da presente invenção, é apresentada abaixo, pela primeira vez, (I) uma discussão sobre a solução de tratamento e o processo de tratamento recém-propostos dos inventores, como divulgado no documento PCT/US2018/050913 para a correção de H2S e outros contaminantes, seguido por (II) uma discussão das modalidades de uma solução de tratamento e processo de tratamento de acordo com a presente invenção, em que a(s) substância(s) adicional(is) é/são usadas juntamente com a solução de tratamento e o processo de tratamento recém-propostos pelos inventores para tratar vários líquidos contaminados para corrigir o H2S e outros contaminantes nos líquidos, evitando a formação de precipitado(s), incrustação e similares.

(I) Solução de tratamento e processo de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores

[0035] Os principais aspectos da solução de tratamento e do processo de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores, como revelados no documento PCT/US2018/050913, estão explicados acima, incluindo que a solução de tratamento é aquosa e pode incluir principalmente um ou mais hidróxidos em uma alta concentração total de 35 a 55 por cento em peso, e de preferência de pelo menos 45 por cento em peso, que o processo de tratamento é muito eficiente e eficaz para corrigir H 2S e outros contaminantes nos líquidos à base de hidrocarbonetos e soluções aquosos, onde o processo de tratamento inclui as etapas de adicionar uma dosagem padrão de tal solução de tratamento dentro de uma faixa de 0,25 a 6,0 mL/litro do líquido que está sendo tratado, de preferência dentro de uma faixa de 1,0 a 5,0 mL/litro do líquido que está sendo tratado, o que corresponde a aproximadamente 125 a 3.000 ppm de hidróxido(s) no líquido que está sendo tratado, e permitir que a solução de tratamento reaja com o líquido que está sendo tratado por um período de tempo de 15 minutos - 24 horas, que a aplicação de doses excessivamente altas da solução de tratamento aos líquidos tratados pode ser desejável em algumas situações, mas tende a fazer com que o(s) precipitados e similares sejam liberados do líquido tratado, o que seria indesejável para a presente invenção, etc. Alguns detalhes adicionais da solução de tratamento e do processo de tratamento recém-propostos são apresentados abaixo.

[0036] Mais uma vez, a quantidade de dosagem mais adequada ou ideal da solução de tratamento recém-proposta dentro da faixa discutida variará, geralmente com escalabilidade linear, com base em alguns fatores. Dois fatores importantes são os contaminantes específicos e os níveis dos contaminantes nos líquidos. Embora o H2S seja o principal contaminante que normalmente deve ser corrigido nos líquidos que estão sendo tratados, como o petróleo bruto, pode ser necessário ou desejável corrigir também os outros contaminantes além do H2S nos líquidos, e os outros contaminantes também podem causar complicações para corrigir o H2S. Geralmente, se o líquido que está sendo tratado for um petróleo bruto médio ou leve, e a quantidade de H2S for relativamente baixa, por exemplo, de 20 ppm a 100 ppm, a taxa de dosagem mais adequada pode ser no sentido da extremidade inferior da faixa padrão, enquanto que se a quantidade de H2S for relativamente alta, por exemplo, de

20.000 ppm a 40.000 ppm, a taxa de dosagem mais adequada pode ser no sentido da extremidade superior da faixa padrão, e as taxas de dosagem mais adequadas para quantidades intermediárias de H2S seriam em valores correspondentemente intermediários da faixa padrão.

[0037] Outro fator importante, particularmente em relação a alguns líquidos à base de hidrocarbonetos, é a sua viscosidade. A solução de tratamento tem boas características de migração quando é adicionada a soluções aquosas contaminadas ou líquidos à base de hidrocarbonetos de baixa viscosidade e diluídos, como por exemplo, líquidos com um grau API de 33 ° ou maior, e pode se dispersar facilmente por todos os líquidos depois de ser adicionada a eles, embora os líquidos possam ser aquecidos e/ou misturados para aumentar a taxa e/ou a uniformidade da dispersão, o que reduzirá o tempo reacional necessário para a correção do H2S. Para líquidos à base de hidrocarbonetos de viscosidade média com um grau API de cerca de 23 ° a 33 °, misturar agitando em velocidades baixas- moderadas, por exemplo, de 100 a 500 rpm ou de outra maneira apropriada, e/ ou aquecer a temperaturas abaixo do ponto de inflamação dos líquidos, é útil para dispersar a solução de tratamento nos líquidos. Para líquidos à base de hidrocarbonetos altamente viscosos, com uma viscosidade API de 15 ° ou menos, é geralmente necessário aquecer a temperaturas abaixo do ponto de inflamação dos líquidos e misturar para dispersar adequadamente a solução de tratamento nos líquidos.

Diferentes tipos de hidrocarbonetos líquidos incluem petróleo bruto leve (grau API ≥ 31,1°), petróleo bruto médio (grau API entre 23,3° e 31,1°), petróleo bruto pesado (grau API < 23,3°), combustível naval (grau API igual a aproximadamente 6°), combustível diesel (grau API igual a aproximadamente 34°), etc.

Os líquidos à base de hidrocarbonetos com grau API inferior a 10° são mais pesados do que a água, são extremamente viscosos e afundarão na água. Em termos das taxas de dosagem para a solução de tratamento, se o líquido à base de hidrocarbonetos contém

2.000 ppm ou menos de H2S, para líquidos à base de hidrocarbonetos de baixa viscosidade (grau API de 33° ou mais),

como combustível diesel, uma quantidade de dosagem mais adequada pode ser de 1 a 2 mL/litro de líquido à base de hidrocarbonetos, enquanto que para líquidos de viscosidade média (grau API de 20° a 30°), como petróleo bruto leve, médio ou pesado, uma quantidade de dosagem mais adequada pode ser de 2 a 3,5 mL/litro do líquido à base de hidrocarbonetos e, para líquidos à base de petróleo altamente viscosos (grau API de 15° ou menos), como combustível naval, uma quantidade de dosagem mais adequada pode ser de 5 a 6 mL/litro do líquido à base de hidrocarbonetos.

[0038] Na medida do permitido pelo tempo reacional, pode não haver restrição sobre isto e a solução de tratamento pode reagir por qualquer tempo adequado, como 15 minutos - 24 horas, a uma taxa de dosagem mais adequada com base na concentração - quantidade de H2S contido no líquido particular e na viscosidade (grau API) do líquido em um processo de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores. No entanto, pode haver situações em que o tempo reacional é limitado, por exemplo, limitado a um período de tempo necessário para transportar o líquido à base de hidrocarbonetos até um destino desejado para descarga após a solução de tratamento ter sido adicionada ao líquido, limitado com base na produtividade desejada para o processo de tratamento, etc. Em tais situações, a quantidade de dosagem da solução de tratamento a ser adicionada ao líquido no processo de tratamento pode ser aumentada acima da quantidade de dosagem padrão, por exemplo, aumentada até uma quantidade que garantirá essencialmente a correção completa do H2S contido no líquido particular no tempo reacional permitido. Por exemplo, se um tempo reacional normal necessário para corrigir totalmente o H2S contido no líquido particular for de 2 horas, mas o tempo reacional permitido for de apenas 1 hora, uma quantidade de dosagem mais adequada pode ser o dobro da quantidade de dosagem padrão determinada com base na concentração - quantidade de H2S contido no líquido particular e na viscosidade do líquido. Mais uma vez, a mistura e/ou o aquecimento do líquido tratado também reduzirá tipicamente o tempo reacional necessário.

[0039] De acordo com um estudo realizado pelos presentes inventores, quando um petróleo bruto contendo cerca de 1.000 ppm de H2S foi tratado com uma solução de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores, que continha NaOH como aproximadamente 99% do total de hidróxidos na mesma, KOH como os outros 1% dos hidróxidos na mesma e a concentração total de hidróxidos de aproximadamente 50% em peso na solução, quando 0,25 mL da solução de tratamento foi adicionado/litro do petróleo bruto, levou cerca de 12 horas para corrigir ou diminuir o teor de H2S até aproximadamente 0 ppm, enquanto que quando 5 mL da solução de tratamento foram adicionados/litro do petróleo bruto, levou cerca de 30 minutos para corrigir o H2S até aproximadamente 0 ppm. Em outro estudo envolvendo o mesmo petróleo bruto, essencialmente os mesmos resultados foram obtidos quando a solução de tratamento continha KOH como aproximadamente 99% do total de hidróxidos na mesma, com o NaOH compondo o 1% de hidróxidos restante na mesma e a concentração total de hidróxido de aproximadamente 50% em peso na solução foi usada nas mesmas taxas de dosagem para o tratamento do petróleo bruto.

[0040] Um fator complicador no tratamento de líquidos à base de hidrocarbonetos que ocorrem na natureza, como o petróleo bruto, bem como de soluções aquosas extraídas da terra, juntamente com petróleo bruto ou gás natural, é o fato de que tais líquidos normalmente têm características amplamente variadas que devem ser levadas em consideração. Por exemplo, até mesmo em relação a um dado poço de petróleo ou poço de gás natural, o petróleo bruto e as soluções aquosas extraídas do mesmo têm características que podem variar muito, por exemplo, o petróleo bruto extraído de um determinado poço em um determinado momento em um determinado dia pode conter quantidades de H2S, bem como vários tipos e quantidades de outros contaminantes, que são significativamente diferentes daqueles contidos no petróleo bruto extraído do mesmo poço no mesmo dia, mas em um momento diferente.

[0041] De acordo com um aspecto vantajoso da solução de tratamento recém-proposta e o processo de tratamento, uma determinada mistura ou mistura padrão da solução de tratamento pode ser usada para tratar uma grande variedade de diferentes líquidos, sejam eles à base de hidrocarbonetos ou aquosos, e para tratar tais líquidos que têm características amplamente variadas. Por exemplo, a adição de uma quantidade de dosagem da solução de tratamento compreendida na metade superior da faixa de dosagem padrão, ou mesmo a adição de uma quantidade de dosagem moderadamente excessiva acima da faixa de dosagem padrão, geralmente garantirá que o H2S e outros contaminantes serão corrigidos por redução até níveis aceitáveis, mas não afetarão negativamente o líquido tratado em qualquer medida significativa. Assim, pode ser vantajoso e/ou conveniente adicionar tais quantidades de dosagem de uma blenda padrão à solução de tratamento a um determinado líquido para garantir que o H2S e outros contaminantes no líquido sejam suficientemente corrigidos por redução até níveis aceitáveis, em vez de analisar cuidadosamente o dado líquido e determinar uma dosagem mais adequada da solução de tratamento com base na análise. Embora o custo do tratamento pode aumentar devido ao uso de mais solução de tratamento, este custo adicional pode ser aceitável, em algumas situações. Por outro lado, um objeto da invenção atual é evitar a formação e a liberação de precipitados dos líquidos tratados, por meio do que quantidades de dosagem altamente excessivas devem ser geralmente evitadas, e também pode ser desejável aumentar as quantidades de dosagem do(s) ácido(s) orgânico(s) e/ou MEA ao aumentar a quantidade de dosagem do(s) hidróxido(s) ao tratar um líquido.

[0042] Embora existam muitos compostos comuns de hidróxido diferentes (OH-) que podem ser usados na solução de tratamento de acordo com a recente proposta, muitos deles têm características indesejáveis associadas a eles, incluindo que eles poderiam introduzir outros contaminantes nos líquidos tratados que podem exigir mais etapas de correção, alto custo, etc. Por exemplo, o ferro, outros metais, cálcio, bário e cloreto interferem com o calor e o craqueamento nos processos de refino e precisam ser removidos do petróleo bruto tratado antes de ser refinado. Por outro lado, o sódio, potássio, magnésio e manganês são permitidos nos processos de refino, desde que o conteúdo não seja muito alto, de modo que os hidróxidos desses elementos sejam apropriados se a solução de tratamento estiver sendo usada para tratar o petróleo bruto.

Por exemplo, um estudo realizado mostrou que, para o petróleo bruto com uma concentração inicial de cerca de 8 ppm de Na e cerca de 1.000 ppm de H2S, após o tratamento usando 3 mL da solução de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores/litro do petróleo bruto, as concentrações finais foram de cerca de 40 ppm de Na e 0 ppm de H2S. O sódio não tem efeitos adversos no processo de refinação do petróleo bruto, desde que a concentração de sódio seja geralmente ≤ 250 ppm. O hidróxido de potássio (KOH), hidróxido de magnésio (Mg(OH)2), e hidróxido de manganês (Mn(OH)2 , Mn(OH)4) são alguns outros hidróxidos adequados para uso no tratamento recém-proposto ao tratar o petróleo bruto. Para o tratamento de soluções aquosas contaminadas, há menos restrições sobre os hidróxidos que podem ser incluídos na solução de tratamento recém-proposta, embora o custo seja tipicamente uma consideração importante e o hidróxido de sódio e o hidróxido de potássio tenham um custo relativamente baixo.

[0043] O uso de uma combinação de hidróxidos é vantajoso para reagir mais completamente e corrigir a maior parte ou todos os sulfetos nos líquidos à base de hidrocarbonetos e soluções aquosas contaminadas, observando que existem mais de 300 tipos de sulfetos e o NaOH não é o hidróxido mais adequado para tratar cada um dos diferentes sulfetos. Naturalmente, o sulfeto de hidrogênio H2S é de longe o principal contaminante que deve ser corrigido. Por exemplo, o hidróxido de potássio é mais eficaz do que o hidróxido de sódio para reagir com algumas espécies de sulfetos. Portanto, se a solução de tratamento de acordo com a proposta recente dos inventores contém alguma quantidade de hidróxido de potássio (KOH), juntamente com o hidróxido de sódio, a solução de tratamento atinge uma reação mais completa com todo o enxofre contido nos líquidos à base de petróleo em comparação com o uso de apenas uma solução de tratamento de hidróxido de sódio. Por exemplo, a solução de tratamento de acordo com a proposta recente pode conter uma blenda de 50 a 99,9 partes de NaOH por 0,1 a 50 partes de KOH, em uma concentração total de hidróxido de 35 a 55 por cento de peso na solução de tratamento, e de preferência pelo menos 45 por cento em peso na solução de tratamento.

[0044] Além disso, soluções aquosas de diferentes hidróxidos congelarão em diferentes temperaturas, mesmo que as soluções tenham as mesmas concentrações coletivas dos diferentes hidróxidos, e isso pode ser uma consideração importante. Por exemplo, se o processo de tratamento deve ser realizado a temperaturas próximas da temperatura ambiente, em ou abaixo de 0 °C, pode ser desejável utilizar uma solução de tratamento que contenha uma alta concentração conjunta de 35 a 55% em peso, e de preferência de pelo menos 45% em peso, de um ou mais hidróxido(s), de modo que a solução de tratamento tenha uma temperatura de congelamento abaixo da temperatura ambiente, de modo a evitar quaisquer complicações relacionadas com a temperatura, como congelamento ou gelificação da solução de tratamento e/ou do líquido tratado, por exemplo, uma solução de tratamento contendo KOH como o hidróxido primário tem uma temperatura de congelamento menor do que a de uma solução de tratamento contendo NaOH como o hidróxido primário em pelo menos 10 °C.

[0045] A solução de tratamento recém-proposta pode incluir outros componentes, mais uma vez, dependendo da presença de outros contaminantes nos líquidos tratados que devem ser corrigidos, bem como dos resultados desejados do processo de tratamento. Esses outros componentes também podem ser incluídos na solução de tratamento e no processo de tratamento de acordo com a presente invenção. Por exemplo, uma pequena quantidade de um silicato, como silicato de potássio, pode ser adicionada a essa solução de tratamento para proporcionar uma função antibacteriana, que pode ser desejável para matar micróbios, incluindo micróbios que se alimentam de enxofre. Por exemplo, de 2 a 10 mL de uma solução aquosa de silicato de potássio contendo 29 a 45 por cento em peso de silicato de potássio em água também podem ser adicionados por litro da solução de tratamento recém-proposta contendo uma alta concentração de hidróxido(s) e, em seguida, a solução de tratamento contendo hidróxido(s) e silicato de potássio pode ser adicionada ao líquido que está sendo tratado a taxas de dosagem adequadas dentro da faixa de dosagem padrão discutida. Alternativamente, quantidades de dosagem adequadas da solução de silicato de potássio e da solução de tratamento podem ser adicionadas ao líquido que está sendo tratado. O silicato de potássio se apresenta em várias razões de SiO2:K2O, mas é comumente representado como K2SiO3.

[0046] Outro agente ou agentes antibacterianos apropriados podem ser usados além de ou alternativamente aos silicatos, dependendo do líquido particular que está sendo tratado. Por exemplo, o bário (Ba) pode ser adicionado em uma quantidade ≤ 100 ppm do líquido que está sendo tratado, seja ele um líquido à base de hidrocarboneto ou uma solução aquosa, e proporcionará uma função antibacteriana. O bário tende a ser mais apropriado para uso com líquidos à base de hidrocarbonetos mais leves, incluindo combustível diesel, e para o tratamento de soluções aquosas contaminadas, enquanto o silicato de potássio tende a ser mais apropriado para uso com líquidos à base de hidrocarbonetos mais pesados, incluindo o petróleo bruto. Além disso, o bário é proibido em líquidos à base de hidrocarbonetos, que devem ser refinados porque o bário apresenta um efeito adverso sobre o processo de refinação.

Portanto, o bário não é preferido na prática da invenção atual quando líquidos à base de hidrocarbonetos, como petróleo bruto, estão sendo tratados.

[0047] Outro componente que pode ser incluído ou usado com a solução de tratamento recém-proposta dos inventores é o bissulfito de sódio (NaHSO3). Quando adicionado a uma concentração relativamente baixa, por exemplo, de 0,001 a 0,05 ppm/litro de líquido que está sendo tratado, o bissulfito de sódio é muito eficaz para deslocar os gases dissolvidos, como metano (CH4) contidos nas soluções aquosas contaminadas, uma vez que esses líquidos são tratados e transportados por meio de caminhões-tanque, dutos ou outros meios, e modo que o gás deslocado possa ser capturado, coletado e vendido. Isto é, naturalmente, muito desejável e vantajoso. Assim, por exemplo, se as águas residuais contaminadas produzidas ou obtidas ao extrair metano - gás natural de um poço contiver 5% em volume de metano - gás natural dissolvido nelas, isso pode representar uma quantidade significativa de metano - gás natural que pode ser recuperada e aumenta, favoravelmente, a produção total do poço. Uma solução aquosa de bissulfito de sódio pode ser altamente concentrada, por exemplo, ter de 70 a 90% p/p, podendo ser adicionada à solução de tratamento recém-proposta a uma taxa adequada para alcançar uma concentração de 0,001 a 0,05 ppm/litro de líquido sendo tratado. Embora a adição de bissulfito de sódio possa ser particularmente adequada para tratar soluções aquosas, ela também pode ser adicionada a uma solução de tratamento usada para o tratamento de líquidos à base de hidrocarbonetos. Significativamente, no entanto, se o bissulfito de sódio tiver que ser usado no tratamento de petróleo bruto ou de outros líquidos à base de hidrocarbonetos, ele deve ser adicionado em forma hidratada, seja em pó ou líquido, para funcionar de forma eficiente.

[0048] Além disso, líquidos à base de hidrocarbonetos, como petróleo bruto e soluções aquosas contaminadas, tendem a ter várias impurezas e várias quantidades de impurezas, muitas das quais precisam ou devem ser corrigidas juntamente com o H2S e outros contaminantes contendo enxofre. Essas impurezas incluem amônia (NH3), gás carbônico (CO2), bem como várias impurezas sólidas, incluindo matéria orgânica morta - em decomposição, sólidos suspensos totais (TSS) ou "sobra", que normalmente incluem vários minerais e outras matérias inorgânicas que se ligam aos hidrocarbonetos, ao sedimento no fundo e água (BSW), aos metais pesados, etc. A amônia acumulada pode ser descarregada como um gás do líquido que está sendo tratado, o qual é tóxico e indesejável. Para corrigir a amônia, o pH dos líquidos tratados pode ser ajustado até um nível como 8,5 a 7,0, no qual a amônia é convertida em íon amônio (NH4+) e, assim, evitando que a amônia seja liberada na forma de gás. Tal nível de pH é consistente com o processo de tratamento de acordo com a proposta recente; por exemplo, nas taxas de dosagem padrão da solução de tratamento, o pH do petróleo bruto tratado é aumentado até cerca de 7,0. No entanto, a redução do pH da solução de tratamento também pode afetar as reações entre o hidróxido e o H2S. Em pH abaixo de 7,0, os íons S2- no líquido são convertidos em íons HS-, que é uma etapa mais próxima do H2S, de modo que pode haver mais H2S residual no líquido quando o pH é ajustado em valores mais baixos e menos H2S residual no líquido quando o pH é ajustado em valores mais altos.

Naturalmente, a correção do H2S é um objetivo principal da invenção, e normalmente seria um fator primário na determinação do pH apropriado para o líquido tratado. Também deve ser notado que a sobredosagem significativa com a solução de tratamento recém-proposta pode aumentar o pH até acima de 9 e, assim, aumentar o risco de produzir mais gás amônia, bem como de causar a formação e a liberação de precipitado(s). Portanto, esta é outra razão pela qual a taxa de dosagem para a solução de tratamento recém-proposta deve ser mantida dentro de uma faixa padrão em relação à presente invenção. Uma abordagem alternativa para corrigir a amônia nos líquidos que estão sendo tratados é remover a amônia da porção aquosa do líquido através de um processo de troca iônica.

[0049] Se o petróleo bruto for o líquido que está sendo tratado e contiver uma quantidade considerável de dióxido de carbono (CO2), isso pode afetar o processo de tratamento porque o(s) hidróxido(s) contido(s) na solução de tratamento recém- proposta pode(m) reagir com dióxido de carbono na presença de quantidades vestigiais de água de acordo com a equação a seguir (3), por meio do que pode ser necessário usar uma quantidade adicional de hidróxido(s) para tratar o petróleo bruto, por exemplo, aumentando a quantidade de dosagem da solução de tratamento recém-proposta adicionada ao petróleo bruto.

CO2+ NaOH (aquoso) → NaHCO3 (3)

[0050] No que diz respeito às impurezas de sobra nos líquidos que estão sendo tratados, estas podem ser convenientemente e eficientemente removidas dos líquidos usando a mesma solução de tratamento e processos de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores, como usados para reagir com o H2S e outros compostos contendo enxofre nos líquidos.

Conforme é discutido no documento PCT/US2018/050913, no entanto, isto pode envolver uma maior taxa de dosagem da solução de tratamento recém-proposta em comparação com a taxa de dosagem padrão para corrigir o H2S e outros compostos de sulfeto e/ou adicionar outras substâncias que causarão a formação de precipitados ou similares, por exemplo, de componentes como cloreto férrico (FeCl3) e/ou polímeros iônicos. Por exemplo, adicionar 2 a 5 vezes a taxa de dosagem padrão da solução de tratamento recém-proposta ao líquido à base de hidrocarbonetos geralmente causará a correção dos compostos contendo enxofre, impurezas de sobra e outras impurezas remanescentes que permaneceram no líquido à base de hidrocarbonetos tratado para remover por precipitação do líquido, se assim for desejado, enquanto que a adição de cloreto férrico (FeCl3) e/ou de polímeros iônicos ao líquido tratado pode causar floculação, a qual retém - liga os contaminantes e faz com que eles sejam removidos por precipitação dos líquidos tratados.

Naturalmente, a formação de precipitados seria contrária a um dos objetos da presente invenção, que funciona para manter os compostos contendo enxofre e outros contaminantes corrigidos no líquido tratado por algum período de tempo sem formar precipitados, incrustações ou similares.

[0051] Da mesma forma, um processo de tratamento exemplar de acordo com a proposta recente dos inventores pode incluir etapas adicionais de coleta, descarga e tratamento de quaisquer precipitados e/ou gases gerados pelas reações entre a solução de tratamento e os líquidos à base de hidrocarbonetos.

Mais uma vez, no entanto, um aspecto importante de um processo de tratamento usando uma solução de tratamento modificada de acordo com a presente invenção é que substancialmente nenhum precipitado, incrustação ou similares é gerado pelos líquidos corrigidos enquanto os líquidos estão sendo tratados, transportados e armazenados por um período de tempo predeterminado, como de 30 minutos a um ou mais dias. Portanto, um processo de tratamento de acordo com a presente invenção normalmente não deve exigir quaisquer etapas de coleta, descarga e tratamento de quaisquer precipitados liberados dos líquidos tratados, porque estes não devem conter tais precipitado(s), incrustações ou similares gerados.

(II) Solução de tratamento e processo de tratamento de acordo com a presente invenção

[0052] Mais uma vez, o processo de tratamento de acordo com a presente invenção incluirá o uso de uma dosagem da solução de tratamento de acordo com a recente proposta dentro da faixa padrão discutida para corrigir, de modo eficiente, o H2S e outros contaminantes nos líquidos, reduzindo a quantidade dos mesmos até níveis seguros e essencialmente da mesma forma como é discutido no documento PCT/US2018/050913, mas envolverá adicionalmente o uso de substância(s) adicional(is) para garantir que nenhum precipitado(s), incrustações e similares são gerados e liberados dos líquidos tratados enquanto os líquidos estão sendo tratados, transportados e armazenados por períodos de tempo de horas, dias e semanas, e sem causar problemas significativos para o líquido tratado. O processo de tratamento envolvendo a adição da solução de tratamento recém-proposta dentro da faixa de dosagem padrão a um líquido contaminado pode gerar, tipicamente, pouco ou nenhum precipitado(s), incrustação e similares, mas para garantir tal resultado, o processo de tratamento de acordo com a presente invenção inclui o uso de uma ou mais substâncias adicionais, juntamente com uma dose da solução de tratamento recém-proposta dentro da faixa de dosagem padrão.

[0053] A(s) substância(s) adicional(is) a ser(em) usadas, em conjunto com a solução de tratamento recém-proposta, de acordo com a modalidade exemplificadora da presente invenção, pode incluir principalmente um ou mais ácidos orgânicos, tais como o ácido fúlvico e o ácido húmico. No processo de tratamento de acordo com a presente invenção, o(s) ácido(s)

orgânico(s) pode(m) ser adicionado(s) ao líquido que está sendo tratado em uma quantidade coletiva apropriada que resultará em uma concentração normal de 0,01 a 10 ppm, e de preferência de 0,1 a 3,0 ppm, no líquido, seja o líquido tratado um líquido à base de hidrocarbonetos ou uma solução aquosa contaminada.

Nessa faixa, a taxa de dosagem mais adequada do(s) ácido(s) orgânico(s), como a taxa de dosagem mais adequada da solução de tratamento recém-proposta, depende em grande parte dos mesmos três fatores discutidos em relação à determinação da quantidade de dosagem mais adequada da solução de tratamento recém-proposta dos inventores, ou seja: 1) da quantidade de H2S e outros contaminantes contendo enxofre no líquido que está sendo tratado; 2) da viscosidade do líquido; e 3) do período de tempo permitido para reagir a solução de tratamento com o líquido sendo tratado, embora o aquecimento e/ou a mistura do líquido que está sendo tratado reduzirá a viscosidade do líquido e também reduzirá o período de tempo necessário para a correção adequada do H2S e de outros contaminantes no líquido. A quantidade de dosagem do(s) ácido(s) orgânico(s) é substancialmente, linearmente escalável dentro da faixa discutida com base nesses fatores.

[0054] O(s) ácido(s) orgânico(s) usado(s) de acordo com a presente invenção reagem e/ou se ligam aos compostos contendo enxofre, incluindo aqueles expostos e corrigidos pela reação com NaOH ou outro(s) hidróxido(s) na solução de tratamento recém- proposta, e são essencialmente todos mantidos no líquido tratado,

ao invés de serem descarregados dele como gases, precipitado(s), incrustações ou similares. É possível que uma pequena quantidade dos compostos de sulfeto remediados possa ser liberada dos líquidos tratados como um gás, como o dióxido de enxofre, ou como um precipitado, como um sulfato, quando o(s) ácido(s) orgânico(s) é/são adicionados nas concentrações normais discutidas, mas a pequena quantidade geralmente não é significativa. Além disso, se for desejado que nenhuma quantidade de precipitado(s), gás/gases, incrustação e similares seja gerada a partir do líquido tratado, a quantidade de ácido(s) orgânico(s) adicionada no processo de tratamento pode ser aumentada acima da concentração discutida, por exemplo, aumentada em 10 a 50%. De modo muito importante, os líquidos tratados não são afetados negativamente pelo processo de tratamento em qualquer medida significativa, por exemplo, os compostos de sulfeto corrigidos permanecem principalmente nos líquidos tratados, mas na forma de outros compostos de enxofre que não são tóxicos ou altamente perigosos, ao contrário do H2S antes da correção.

[0055] O ácido fúlvico é, na verdade, uma família de ácidos orgânicos, mas normalmente pode ser identificado como ácido 1H,3H-pirano[4,3-b][1]benzopiran-9-carboxílico, 4,10-di- hidro-3,7,8-tri-hidróxi-3-metil-1-oxo; ácido 3,7,8-tri-hidroxi- 3-metil-10-oxo-1,4-di-hidropirano[4,3-b]cromeno-9-carboxílico, com uma fórmula química média de C135H182O95N5S2, e pesos moleculares tipicamente em uma faixa de 100 a 10.000 g/mol. Um pouco semelhante, o ácido húmico é uma mistura de várias moléculas, algumas das quais são baseadas em uma porção de núcleos aromáticos com substituintes fenólicos e carboxílicos, unidos, e a ilustração abaixo mostra uma estrutura típica. O peso molecular (tamanho) do ácido húmico é tipicamente muito maior do que o do ácido fúlvico, e pode variar de 50.000 a mais de 500.000 g/mol.

O(s) ácido(s) orgânico(s) pode(m) ser adicionado(s) à solução de tratamento de acordo com a presente invenção em forma de pó, por exemplo, como um pó contendo de 70 a 100% em peso do(s) ácido(s) orgânico(s), ou em uma solução aquosa, por exemplo, em uma solução aquosa contendo de 1 a 40% em volume do(s) ácido(s) orgânico(s).

[0056] Outra substância que pode ser usada nos processos de tratamento de acordo com a presente invenção é a monoetanolamina ou MEA (C2H7NO). MEA é um composto orgânico líquido e uma base fraca. A MEA funciona como um removedor de incrustações e também é mais eficaz na correção de algumas espécies de compostos de enxofre do que são o(s) hidróxido(s) na solução de tratamento recém-proposta, de modo que o processo de tratamento de acordo com uma modalidade exemplificadora da presente invenção alcança uma correção mais completa de várias espécies de compostos contendo enxofre. Uma quantidade apropriada de MEA a ser usada no processo de tratamento tipicamente corresponderá a uma concentração de 0,5 a 15 ppm, e preferencialmente de 1,0 a 10 ppm da MEA no líquido à base de hidrocarbonetos ou solução aquosa sendo tratada. Dentro dessa faixa, a taxa de dosagem mais adequada da MEA, mais uma vez, depende em grande parte dos mesmos fatores discutidos em relação ao(s) ácido(s) orgânico(s) e à solução de tratamento recém- proposta, e a quantidade de dosagem de MEA é substancialmente, linearmente escalável dentro da faixa discutida com base nesses fatores. A MEA pode ser usada no processo de tratamento de acordo com a presente invenção, diretamente a 100% de concentração.

[0057] No processo de tratamento da presente invenção, há algumas considerações adicionais relativas à MEA. Com uma, a MEA reage exotermicamente com hidróxidos, como o NaOH, também utilizado no processo de tratamento, de modo que é desejável não incluir uma quantidade excessiva de MEA no processo de tratamento, uma vez que isso pode tornar-se contraproducente para a função pretendida dos hidróxidos para reagir com H2S para remediá-lo. A MEA também pode reagir com dióxido de carbono (CO2), de acordo com a seguinte reação reversível: CO2 + 2 HOCH2CH2NH2 → HOCH2CH2NH3+ + HOCH2CH2NHCO2- … (4) Em qualquer medida que a MEA reaja com dióxido de carbono em um líquido tratado, isso pode reduzir a quantidade de reações indesejadas envolvendo o(s) hidróxido(s) que também está(ão) sendo usado(s) no processo de tratamento, ou seja, reações entre a MEA e o(s) hidróxido(s) e reações entre o dióxido de carbono e o(s) hidróxido(s) de acordo com a equação (3) acima. A quantidade de dióxido de carbono no líquido que está sendo tratado também pode ser um fator importante se a quantidade for significativa, e pode ser desejável aumentar a quantidade de dosagem de MEA com base no conteúdo de dióxido de carbono no líquido tratado em líquidos que contenham uma quantidade relativamente alta de dióxido de carbono.

[0058] Outro componente opcional que pode ser incluído na solução de tratamento e no processo de tratamento da presente invenção é um agente anticongelamento ou antigelificação, que pode ser desejável no tratamento de líquidos à base de hidrocarbonetos, como petróleo bruto, particularmente nas temperaturas frias de 0 °C e abaixo, porque outro(s) componentes(s) usado(s) na solução de tratamento e no processo de tratamento de acordo com as modalidades da presente invenção podem causar o congelamento ou a gelificação nos líquidos tratados à base de hidrocarbonetos nessas temperaturas. Por exemplo, a água na solução de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores, no documento PCT/US2018/050913, a água que é gerada pelas reações entre o(s) hidróxido(s) e H2S e outros contaminantes nos líquidos tratados, e os ácidos orgânicos,

podem causar gelificação no petróleo bruto tratado.

Embora o petróleo bruto tratado pudesse ser aquecido para evitar tal gelificação, nem sempre é possível ou prático aquecer o petróleo bruto tratado.

Em tais situações, a adição de um agente gelificante pode ser a maneira mais adequada de prevenir a gelificação do petróleo bruto.

Um grupo apropriado de agentes antigelificação são os líquidos de hidrocarboneto de baixo peso molecular, incluindo hexano e ciclo-hexano, que podem ser adicionados aos líquidos à base de hidrocarbonetos que estão sendo tratados a uma taxa de dosagem de 10% em volume a 25% em volume do volume total coletivo de todos os outros componentes sendo adicionados aos líquidos à base de hidrocarbonetos que estão sendo tratados de acordo com o processo de tratamento da presente invenção.

Assim, por exemplo, em um processo de tratamento de acordo com a presente invenção, se um grande volume de petróleo bruto está sendo tratado usando 85 galões da solução de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores no documento PCT/US2018/050913, juntamente com 10 galões de ácido(s) orgânico(s) e 5 galões de MEA, para um volume total dos outros componentes igual a 100 galões, de 10 a 25 galões de hexano ou ciclo-hexano também podem ser adicionados ao petróleo bruto como um agente antigelificante, como parte do processo de tratamento.

[0059] Uma alternativa para prevenir o congelamento ou a gelificação de líquidos à base de hidrocarbonetos no processo de tratamento da invenção atual, e como discutido acima, é selecionar o(s) hidróxido(s) usado(s) na solução de tratamento de acordo com a recente proposta dos inventores, de modo que a solução de tratamento terá uma temperatura de congelamento abaixo da temperatura ambiente em que o processo de tratamento está sendo conduzido. Por exemplo, em um processo de tratamento que trata o petróleo bruto se a solução de tratamento recém- proposta conter quantidades aproximadamente iguais de NaOH e KOH, a uma concentração coletiva de aproximadamente 50% em peso da solução de tratamento, componentes de tal petróleo bruto tratado começarão a gelificar a aproximadamente 0°C a -5°C, enquanto que se o mesmo petróleo bruto for tratado usando uma solução de tratamento contendo NaOH e KOH em uma razão de 19:1 em uma concentração coletiva de aproximadamente 50% em peso da solução de tratamento, os componentes de tal petróleo bruto tratado começarão a gelificar a aproximadamente 5° C.

[0060] No processo de tratamento de acordo com as modalidades exemplificadoras da presente invenção, quantidades adequadas da solução de tratamento recém-proposta pelos inventores para o tratamento de líquidos contaminados e o(s) componente(s) adicional(is) que previnem a formação de precipitado(s), incrustações e similares, e qualquer agente anticongelamento ou antigelificante pode ser adicionado separadamente aos líquidos que estão sendo tratados ou, na alternativa, um ou mais dos componentes adicionais podem ser adicionados à solução de tratamento recém-proposta para formar um solução de tratamento modificada, que é então adicionada em uma dosagem adequada aos líquidos que estão sendo tratados.

A abordagem alternativa é mais conveniente por uma questão prática, porque a solução de tratamento modificada pode ser preparada com antecedência em qualquer local conveniente,

transportada em um único recipiente para outro local, onde é adicionada ao líquido que está sendo tratado, e permite que todos os componentes sejam adicionados simultaneamente ao líquido que está sendo tratado.

Embora alguns dos vários componentes possam reagir entre si em uma tal solução de tratamento modificada antes de serem adicionados ao líquido que está sendo tratado, a quantidade de tais reações é pequena e isso não reduz significativamente ente a eficácia do processo de tratamento em comparação com um processo de tratamento em que cada um dos vários componentes é adicionado separadamente ao líquido que está sendo tratado.

Assim, por exemplo, quantidades adequadas do(s) ácido(s) orgânico(s), a MEA e/ou o agente antigelificante podem ser adicionados a um determinado volume da solução de tratamento recém-proposta pelos inventores, de modo a formar uma solução de tratamento modificada para que,

quando uma quantidade da solução de tratamento modificada for então adicionada a um determinado volume do líquido que está sendo tratado, cada um dos componentes esteja na taxa de dosagem adequada para o dado volume do líquido tratado.

[0061] Uma solução de tratamento modificada exemplar de acordo com a presente invenção atual pode ser formada a partir da combinação de 1 a 15 mL de uma solução aquosa contendo 5% em volume do(s) ácido(s) orgânico(s) em água e 0,05 a 0,5 mL de MEA por litro da solução de tratamento recém-proposta contendo uma concentração total de hidróxido de 35 a 55 por cento em peso, e de preferência pelo menos 45 por cento em peso, na água.

A solução de tratamento modificada pode, então, ser adicionada aos líquidos que estão sendo tratados a taxas de dosagem adequadas,

que podem corresponder substancialmente à faixa de dosagem padrão, conforme discutido em relação ao processo de tratamento recém-proposto dos inventores, ou seja, uma faixa de 0,25 a 6,0 mL/litro do líquido que está sendo tratado, de preferência dentro de uma faixa de 1,0 a 5,0 mL/litro do líquido que está sendo tratado, observando que as quantidades de ácido(s)

orgânico(s) e MEA sendo combinadas com a solução de tratamento recém-proposta na formação de uma quantidade de solução de tratamento modificada correspondem a aproximadamente 1% da solução de tratamento modificada.

A quantidade comparativamente pequena do(s) ácido(s) orgânico(s) incluído(s) na solução de tratamento modificada não altera substancialmente as características básicas transmitidas pela quantidade muito maior de hidróxido(s), e a solução de tratamento modificada terá um pH substancialmente correspondente ao da solução de tratamento,

não incluindo o(s) ácido(s) orgânico(s), por exemplo, de 13-14,

e a solução de tratamento modificada aumentará o pH dos líquidos que estão sendo tratados essencialmente na mesma medida que a solução de tratamento recém-proposta, não incluindo o(s) ácido(s) orgânico(s).

[0062] Mais uma vez, as principais vantagens importantes alcançadas com o processo de tratamento de acordo com a presente invenção são a correção eficiente do H2S e de outros contaminantes nos líquidos que estão sendo tratados até níveis seguros e aceitáveis, evitando gerar e liberar o(s) precipitado(s), incrustações e similares dos líquidos tratados enquanto os líquidos estão sendo tratados, transportados e armazenados por períodos de tempo de horas, dias e semanas, e sem afetar negativamente os líquidos tratados. Para evitar a formação de precipitado(s), incrustações e similares, a quantidade da solução de tratamento recém-proposta pelos inventores usada no processo de tratamento deve ser mantida dentro da faixa padrão aqui discutida, pois a adição de uma quantidade excessiva da solução de tratamento recém-proposta tende a promover a formação de precipitado(s), incrustações e similares. Quando o processo de tratamento da presente invenção envolve o uso de uma solução de tratamento modificada, como discutido acima, mesmo que a quantidade da solução de tratamento modificada adicionada/litro de um líquido tratado seja aumentada além da faixa de dosagem padrão, as quantidades de ácido(s) orgânico(s) e MEA são proporcionalmente aumentadas juntamente com a quantidade de hidróxido(s) na solução de tratamento modificada e normalmente ainda funcionarão para garantir que substancialmente nenhum precipitado, incrustação ou similar será formado a partir dos líquidos tratados enquanto estão sendo tratados, transportados e/ou armazenados por um período de tempo, mesmo que a dosagem aumentada do(s) hidróxido(s) adicionado(s) no processo de tratamento pudesse, de outro modo, normalmente tender a gerar algum precipitado, incrustação ou similares nos líquidos tratados se o(s) ácido(s) orgânico(s) e a MEA não estivessem também presentes.

[0063] Naturalmente, também é possível aumentar separadamente a quantidade de ácido(s) orgânico(s) e/ou de MEA adicionada na solução de tratamento modificada de acordo com a invenção atual, sem aumentar a quantidade de hidróxido(s) e outros componentes. Por exemplo, se um líquido tratado, como o petróleo bruto, tiver uma concentração de H2S particularmente alta ou o petróleo tratado tiver que ser transportado ou armazenado por um longo período de tempo, como por exemplo, de 1 a 3 meses, quantidade(s) adicional(is) do(s) ácido(s) orgânico(s) e/ou do MEA acima das faixas de dosagem normais discutidas acima pode(m) ser adicionada(s) ao líquido tratado para melhor garantir que nenhum precipitado, incrustação ou similares será liberado do líquido tratado durante o longo período de tempo. Isto normalmente não criaria quaisquer problemas para o líquido tratado, embora aumentaria um pouco o custo do processo de tratamento.

Exemplos de processos de tratamento de acordo com a presente invenção

[0064] Seguem-se alguns exemplos de processos de tratamento usando uma solução de tratamento de acordo com a presente invenção. Um primeiro grupo de dez (10) exemplos é apresentado na tabela 1 abaixo, em que diferentes quantidades de uma solução de tratamento modificada de acordo com a invenção atual foram adicionadas a 100 mL de um petróleo bruto com grau API de 34 e contendo 40.000 ppm de H2S , enquanto o petróleo bruto estava sendo misturado a 300 rpm a uma temperatura de 21 °C. A solução de tratamento modificada utilizada nesses exemplos combinou uma grande quantidade primária da solução de tratamento recém-proposta pelos inventores e quantidades menores de ácido fúlvico e MEA, de modo que a solução modificada continha, por litro: aproximadamente 50% em peso de NaOH e KOH, coletivamente, com o NaOH representando aproximadamente 49,5% em peso e o KOH representando aproximadamente 0,5% em peso; 0,1% em peso de silicato de potássio K2SiO3; 1,0% em peso de ácido fúlvico tendo uma fórmula molecular de C14H12O8 e peso molecular de 308,2 g/mol; e 0,3% em peso de MEA. A mistura teve efeito insignificante sobre o volume de precipitado(s) produzido(s).

Os vários componentes da solução de tratamento foram combinados antes de serem adicionados ao petróleo bruto em cada um dos Exemplos.

[0065] Tabela 1

Exemplo Quantidade Tempo de Quantidade Quantidade No. de dosagem reação residual de de H2S Precipitado* 1 0,1 mL 45 minutos 0,0 mL 2 0,3 mL 45 minutos 0,0 mL 3 0,5 mL 45 minutos 0,0 mL 4 0,8 mL 45 minutos 5,0 mL 5 1,0 mL 45 minutos 7,5 mL 6 0,1 mL 30 minutos 30 ppm 7 0,3 mL 30 minutos 12 ppm 8 0,5 mL 30 minutos 5 ppm 9 0,8 mL 30 minutos 3 ppm 10 1,0 mL 30 minutos 0 ppm * O precipitado é um líquido amarelo sólido que apresentou resultado positivo para o enxofre elementar, sem matéria sólida.

[0066] Como mostrado na tabela 1, mesmo que a quantidade de H2S no petróleo bruto estivesse bastante alta a 40.000 ppm, a eficácia na correção do H2S foi geralmente eficaz. Com uma dosagem de 0,1 mL da solução de tratamento, o teor de H2S foi muito reduzido até 30 ppm, e o teor de H2S foi progressivamente reduzido até 5 ppm com uma dosagem de 0,5 mL, e até 0 ppm de H2S quando 1,0 mL de dosagem da solução de tratamento foi adicionado.

Por outro lado, nenhum precipitado se formou até que a taxa de dosagem fosse aumentada até 0,8 mL, o que corresponde a 8 mL/litro do petróleo bruto, e está acima do limite superior de 6 mL da taxa de dosagem padrão para a solução de tratamento recém-proposta pelos inventores. Além disso, os tempos de reação foram bastante curtos, mesmo que o líquido tratado estivesse sendo misturado, o que normalmente reduziria o tempo necessário para reagir completamente a solução de tratamento com o H2S no petróleo bruto. Se não houver restrição sobre o período de tempo permitido para reagir a solução de tratamento de acordo com a presente invenção com o H2S no petróleo bruto, uma quantidade menor da solução de tratamento será suficiente para reduzir o teor de H2S até 5 ppm ou menos, por exemplo, uma dosagem de 2,5 mL pode ser suficiente para reduzir o teor de H2S até 0 ppm, caso mais tempo seja permitido.

Exemplo 11

[0067] Neste exemplo, o líquido que estava sendo tratado era um destilado de petróleo leve e hidrotratado com um grau API de 53° contendo 40.000 ppm de vapor de H2S (conforme determinado por ASTM D5705), 41 ppm de enxofres de mercaptano (conforme determinado por UOP163) e 33 ppm de H2S no líquido (conforme determinado pelo UOP163), enquanto a mesma formulação da solução de tratamento modificada foi usada como nos Exemplos 1 a 10, e foi adicionada a uma taxa de dosagem de 10 mL/litro do líquido sendo tratado (1% com base no volume). Todos os testes para este Exemplo foram realizados por um laboratório de testes importante e credenciado. Os vários componentes da solução de tratamento foram combinados antes de serem adicionados ao destilado de petróleo, e uma vez adicionados, puderam migrar naturalmente através do destilado de petróleo sem qualquer mistura a uma temperatura de aproximadamente 21 °C. O líquido tratado foi testado para o teor de H2S treze (13) minutos após a solução de tratamento ser adicionada a ele, e os resultados indicaram 0 ppm de vapor de H2S (conforme determinado pela ASTM D5705), < 0,2 ppm de enxofres de mercaptano (conforme determinado por UOP163) e < 1,0 ppm de H2S no líquido (conforme determinado por UOP163). Além disso, a mesma amostra foi armazenada por um mês aquecida a temperaturas elevadas tão altas quanto 148 °C, e ela foi novamente testada para o teor de H2S, que mostrou essencialmente os mesmos resultados de 0 ppm de vapor de H2S e quase 0 ppm de H2S no líquido, confirmando que a correção de H2S pelo processo de tratamento não é reversível.

[0068] Mais testes foram realizados no destilado de petróleo antes e depois do tratamento feito para o teor de sódio, bem como de HDST - distribuição de hidrocarbonetos e produtos de cauda leves. Este teste mostrou: um aumento do teor de sódio de 2 mg/kg antes do tratamento para 40 mg/kg após o tratamento, o que está bem dentro dos níveis aceitáveis; nenhum efeito adverso na recuperação ou resíduo do destilado de petróleo, e repetibilidade ASTM apropriada para os métodos D7169 e D2887; e um leve, mas desejável aumento no nível de hexanos, pentanos e butanos dos produtos de cauda leves (conforme determinado pelo método ASTM D7900). O laboratório de testes principal, que realizou o teste, comentou ainda que: o teste foi executado usando os procedimentos mais detalhados, incluindo todos os ensaios no material bruto, todos os ensaios nas destilações fracionárias, etc., e não notaram nenhum efeito negativo, diferenças ou variações no produto ou frações, as frações estavam equilibradas, os pontos de ebulição das frações estavam bem dentro dos requisitos de repetibilidade, os produtos de cauda leves foram ligeiramente melhorados e, o mais importante, o H2S permaneceu mitigado no decorrer do tempo e após o aquecimento a temperaturas elevadas.

Exemplo 12

[0069] Neste exemplo, a solução de tratamento utilizada nos Exemplos 1 a 11 foi testada quanto à corrosividade das espécies de alumínio e aço através da seção 37.4 do método de teste UNECE. A solução de tratamento foi adicionada a um petróleo bruto com um grau API de 33° contendo 4.000 ppm de vapor de H2S a uma taxa de dosagem de 10 mL/litro do petróleo bruto (1% com base no volume) e foi deixada migrar através do petróleo bruto durante 30 minutos. Em seguida, as amostras foram imersas ou meio-imersas no líquido tratado, ou expostas a um gás do petróleo bruto tratado, e em cada caso, o teste durou 168 horas. A perda de massa das amostras foi detectada após 168 h e, para cada amostra testada, 0,0% de perda de massa foi detectada.

Essencialmente, verificou-se que o petróleo bruto tratado com aproximadamente 1,5 vez a dosagem normal da solução de tratamento não era corrosivo aos metais. Os testes também foram realizados para o petróleo bruto, que foi tratado com doses mais elevadas da solução de tratamento, e apenas após a quantidade de dosagem ser aumentada para dez vezes a quantidade normal de dosagem foi que as amostras de alumínio começaram a apresentar alguma perda de massa após 168 horas, por exemplo, elas foram levemente perfuradas.

[0070] A descrição supracitada é dada apenas para fins de clareza de entendimento, e nenhuma limitação desnecessária deve ser interpretada a partir disso, uma vez que as modificações dentro do escopo da invenção podem ser evidentes para as pessoas normalmente versadas na técnica e estão incluídas dentro do escopo da invenção.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Solução de tratamento de base aquosa para corrigir sulfeto de hidrogênio (H2S) e outros contaminantes em líquidos e substancialmente sem formação de precipitado, CARACTERIZADA pelo fato de que a solução de tratamento compreende: pelo menos um composto de hidróxido; pelo menos um ácido orgânico; e água, em que uma concentração coletiva do pelo menos um composto de hidróxido na solução de tratamento está em uma faixa de 35 a 55% em peso, e uma concentração coletiva do pelo menos um ácido orgânico na solução de tratamento é pelo menos 0,01% em volume.

2. Solução de tratamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADA pelo fato de que a concentração coletiva de pelo menos um hidróxido na solução é de pelo menos 45% em peso.

3. Solução de tratamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADA pelo fato de que a solução aquosa contém pelo menos dois compostos de hidróxido diferentes.

4. Solução de tratamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADA pelo fato de que a solução aquosa contém hidróxido de sódio (NaOH) e hidróxido de potássio (KOH) em uma razão de 70 para 99,9 partes de NaOH por 0,1 a 30 partes de KOH.

5. Solução de tratamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADA pelo fato de que a concentração coletiva do pelo menos um ácido orgânico na solução é menor do que 10 por cento em peso.

6. Solução de tratamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADA pelo fato de que o pelo menos um ácido orgânico inclui pelo menos um dentre um ácido fúlvico e um ácido húmico.

7. Solução de tratamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADA pelo fato de compreender adicionalmente monoetanolamina (MEA) e uma concentração de MEA na solução de tratamento ser de pelo menos 0,05% em volume.

8. Solução de tratamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADA pelo fato de a concentração de MEA na solução de tratamento ser menor do que 2,0% em volume.

9. Solução de tratamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADA pelo fato de compreender ainda pelo menos um de um composto de silicato e bário, como um agente antibacteriano.

10. Solução de tratamento, de acordo com a reivindicação 1, CARACTERIZADA pelo fato de que a concentração coletiva do pelo menos um ácido orgânico na solução de tratamento é menor do que 1% em volume.

11. Processo de tratamento para corrigir um líquido contaminado contendo mais de 5 ppm de sulfeto de hidrogênio (H2S) e substancialmente sem formação de precipitado, CARACTERIZADO pelo fato de compreender as etapas de: preparar uma solução aquosa contendo pelo menos um composto de hidróxido, em que uma concentração coletiva do pelo menos um composto de hidróxido na solução aquosa está em uma faixa de 35 a 55% em peso;

adicionar a solução aquosa ao líquido contaminado em uma quantidade da dosagem dentro de uma faixa de 125 a 5000 ppm do pelo menos um composto de hidróxido no líquido contaminado; adicionar pelo menos um ácido orgânico ao líquido contaminado a uma quantidade de dosagem de pelo menos 0,01 ppm do pelo menos um ácido orgânico no líquido contaminado; e dispersar a solução aquosa e o pelo menos um ácido orgânico no líquido contaminado e deixar que a solução aquosa e o pelo menos um ácido orgânico reajam com o líquido contaminado por um período de tempo até uma concentração de sulfeto de hidrogênio no líquido contaminado ser reduzida para ≤ 5 ppm.

12. Processo de tratamento, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato de que a quantidade de dosagem da solução aquosa adicionada ao líquido contaminado está dentro de uma faixa de 500 a 2.500 ppm do pelo menos um composto de hidróxido no líquido contaminado.

13. Processo de tratamento, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato de que o pelo menos um ácido orgânico inclui pelo menos um dentre ácido fúlvico e ácido húmico.

14. Processo de tratamento, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato de que o pelo menos um ácido orgânico é adicionado na quantidade de dosagem de 0,1 a 10 ppm no líquido contaminado.

15. Processo de tratamento, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato de compreender adicionalmente a etapa de adicionar monoetanolamina (MEA) ao líquido contaminado a uma concentração de 0,5 a 15 ppm de MEA no líquido contaminado.

16. Processo de tratamento, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato de que a solução aquosa contém pelo menos dois compostos de hidróxido diferentes.

17. Processo de tratamento, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato de que o líquido contaminado é um líquido à base de hidrocarbonetos.

18. Processo de tratamento, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato de compreender ainda a etapa de combinar a solução aquosa e pelo menos um ácido orgânico antes de adicionar a solução aquosa e pelo menos um ácido orgânico ao líquido contaminado.

19. Processo de tratamento, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato de que o pelo menos um composto de hidróxido na solução aquosa é selecionado para alcançar uma temperatura de congelamento específica para a solução aquosa abaixo de 0 °C.

20. Processo de tratamento, de acordo com a reivindicação 11, CARACTERIZADO pelo fato de que as quantidades de dosagem da solução aquosa e do pelo menos um ácido orgânico adicionado ao líquido contaminado são ajustadas com base em pelo menos um da concentração de sulfeto de hidrogênio no líquido contaminado, um tempo reacional desejado para reduzir a concentração de sulfeto de hidrogênio no líquido contaminado até ≤ 5 ppm e uma viscosidade do líquido contaminado.