BR102022021235A2 - Processo para extrair e determinar compostos nitrogenados e ácidos presentes no petróleo, derivados e nas águas de processamento antes da etapa de refino - Google Patents
Processo para extrair e determinar compostos nitrogenados e ácidos presentes no petróleo, derivados e nas águas de processamento antes da etapa de refino Download PDFInfo
- Publication number
- BR102022021235A2 BR102022021235A2 BR102022021235-0A BR102022021235A BR102022021235A2 BR 102022021235 A2 BR102022021235 A2 BR 102022021235A2 BR 102022021235 A BR102022021235 A BR 102022021235A BR 102022021235 A2 BR102022021235 A2 BR 102022021235A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- oil
- fact
- extraction
- compounds
- petroleum
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 89
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 59
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 title claims abstract description 27
- 238000007670 refining Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 239000003643 water by type Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims description 20
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims description 7
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 title abstract description 5
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 title description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 39
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000004094 preconcentration Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 claims description 11
- 238000011002 quantification Methods 0.000 claims description 10
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 6
- 238000005033 Fourier transform infrared spectroscopy Methods 0.000 claims description 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 5
- 238000002414 normal-phase solid-phase extraction Methods 0.000 claims description 5
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 claims description 3
- 238000004255 ion exchange chromatography Methods 0.000 claims description 3
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 claims description 3
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 claims description 3
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 claims description 2
- 239000012491 analyte Substances 0.000 claims description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 18
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 10
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 abstract description 9
- -1 compounds nitrogen compounds Chemical class 0.000 abstract description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 6
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 49
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 10
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 10
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 8
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 8
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 4
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000005325 percolation Methods 0.000 description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N Acetonitrile Chemical compound CC#N WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 3
- 238000010828 elution Methods 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N Pyrrole Chemical group C=1C=CNC=1 KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- WJJMNDUMQPNECX-UHFFFAOYSA-N dipicolinic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC(C(O)=O)=N1 WJJMNDUMQPNECX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-triazine Chemical compound C1=CN=NN=C1 JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 229910000990 Ni alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 description 1
- 125000001797 benzyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(C([H])=C1[H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000013626 chemical specie Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 125000005609 naphthenate group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 1
- 238000003918 potentiometric titration Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- SBIBMFFZSBJNJF-UHFFFAOYSA-N selenium;zinc Chemical compound [Se]=[Zn] SBIBMFFZSBJNJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003352 sequestering agent Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001256 stainless steel alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2835—Specific substances contained in the oils or fuels
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/26—Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
- G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
- G01N33/2823—Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
A presente invenção propõe um processo de extração e determinação de compostos nitrogenados e ácidos nos vários tipos de petróleos, derivados ou produtos de degradação térmica e em águas de processo antes da fase de produção/refino. Quando a metodologia é aplicada a petróleos e derivados, o processo compreende as etapas de extração (1); separação (2); pré-concentração (3); e análise (4). Já quando a metodologia é aplicada aos produtos de degradação térmica, há a necessidade de uma etapa anterior para simulação do aquecimento do petróleo contendo diferentes produtos químicos (se necessário) com a finalidade de promover a degradação térmica das espécies presentes e do petróleo e gerando compostos nitrogenados de composição mais simples.
Description
[001] A presente invenção pertence ao campo técnico de abastecimento e biocombustíveis mais especificamente ao campo de coque e processos de separação, distribuição, logística e transporte, hidrorrefino e tratamentos. Podendo ser utilizada também no campo de desenvolvimento sustentável, mais especificamente, em tratamento e reuso de água bem como nos processos de produção de petróleo, tecnologias de elevação e escoamento e nas tecnologias de processamento primário.
[002] O gerenciamento da água produzida de petróleo se constitui em um enorme desafio para as empresas petrolíferas já que é um subproduto bastante relevante devido ao seu elevado volume e inevitável papel na cadeia de extração, produção e refino do petróleo. As alternativas usualmente adotadas para o seu destino são o descarte, injeção e o reuso no processo.
[003] Em todos os casos é necessário o tratamento da água produzida de petróleo, a fim de evitar danos ao meio ambiente e às instalações de produção ou a fim de permitir o seu reuso sem causar prejuízos aos processos nos quais a água produzida de petróleo será utilizada.
[004] O estudo de sua composição e o entendimento de que certas operações agregam compostos a esse sistema são de suma relevância. Contudo, até hoje persiste a demanda pelo desenvolvimento de metodologias robustas no segmento de óleo & gás que permitam qualificar e quantificar os compostos na matriz oleosa, que tenham afinidade e particionem para a fase aquosa.
[005] Os poucos trabalhos que hoje reportam iniciativas analíticas focadas em classes químicas que são aplicadas no Mar do Norte e, portanto, possuem diferenças químicas relevantes e que impedem a simples reprodução deste procedimento dentro da realidade de produção brasileira.
[006] Métricas de análise como acidez total (TAN) não oferecem resposta ao desafio de extração, e as técnicas instrumentais, como cromatografia e espectroscopias, podem fazer especiação, mas ainda demandam intensivo preparo de amostra.
[007] Não existem, portanto, processos integrados destinados ao manuseio da matriz oleosa e posterior quantificação no que se refere aos ácidos carboxílicos.
[008] Em particular, para as classes de compostos nitrogenados presentes em resíduos de combustíveis, é reconhecido seu caráter de envenenamento no processo de craqueamento e refino (por exemplo, depósitos sólidos em torres de destilação fracionada utilizadas durante o processo de refino), além de diversos problemas ambientais. Devido à sua elevada complexidade, a caracterização dos compostos nitrogenados básicos (como estruturas piridínicas) e dos compostos nitrogenados neutros (em estruturas de pirróis) não é viável utilizando um protocolo simples. Além disso, espécies nitrogenadas de composição mais simples podem ser formadas a partir da degradação térmica durante o procedimento de destilação e impactar na formação de sais na região de topo de torre de destilação. Este fato se torna ainda mais complexo na presença de insumos químicos do tipo sequestrante de H2S nitrogenados. Adicionalmente, ácidos carboxílicos estão também presentes no óleo (principalmente em óleos crus, imaturos, biodegradados, nas frações e nos óleos pesados, bem como em águas de processo), sendo compostos por estruturas naftênicas entre 8 e 20 carbonos, apresentando anéis saturados e cadeia alquila lateral variável. Eventualmente ácidos com estrutura de cadeia linear ou aromático também podem estar presentes.
[009] Esta fração, em suma, inclui assim uma gama variada de compostos que igualmente incorrem em problemas e desafios operacionais, destacando-se a formação de emulsões estáveis do tipo óleo em água (e, também, água em óleo), o aumento do parâmetro de teor de óleo e graxas no descarte, a corrosão nas unidades de refino, a elevação dos custos de operação para tratamento dos efluentes, além de efeitos tamponantes e liberação de espécies oxidativas no meio.
[0010] Para evitar esses problemas, alguns processos de extração de ácidos orgânicos e naftênicos já foram propostos por técnicas anteriores, mas nenhuma envolve a metodologia desenvolvida na presente invenção tanto pela lógica de extração a partir do óleo, quanto pela sequência das etapas de processo e de preparo e análise da fração aquosa extraída.
[0011] O documento PI 9909116-0, da empresa Exxon Research and Enginnering de 1998, ensina um processo para extrair ácidos orgânicos incluindo ácidos naftênicos, metais pesados e enxofre de um óleo cru inicial compreendendo as etapas de (a) tratar o óleo cru de partida contendo ácidos orgânicos, metais pesados e enxofre com uma quantidade de amina etoxilada e água durante um período de tempo e temperatura suficientes para formar uma emulsão água-em-óleo de um sal de amina; (b) separar a emulsão da etapa (a) em diversas camadas, onde uma dessas camadas contém um óleo cru tratado que possui quantidades decrescidas de ácidos orgânicos, metais pesados e enxofre; (c) recuperar a camada da etapa (b) que contém o óleo cru tratado e com quantidades decrescidas de ácidos orgânicos, metais pesados e enxofre e as camadas contendo água e o sal de amina etoxilada.
[0012] O documento PI 9909182-0, da empresa Vetco Gray Scandinavia AS de 1998, ensina um processo muito parecido com o do PI9909116-0, no entanto utiliza amina alcoxilada para formar uma emulsão água-em-óleo de um sal de amina.
[0013] A patente US 4752381, da empresa Nalco Chemical Company (já em domínio público), ensina um processo para a neutralização da acidez orgânica no petróleo e em frações de petróleo para proporcionar um número de neutralização menor que 1,0. O processo trata a fração de petróleo com uma monoetanolamina para formar um sal de amina seguido por aquecimento, durante um período de tempo e temperatura suficientes, para formar uma amida. Essas aminas não proporcionam os resultados desejados na presente invenção uma vez que elas convertem os ácidos naftênicos em outros produtos enquanto a presente invenção extrai os ácidos naftênicos.
[0014] O documento US 4,477,337 (que é uma continuação do US 397,935 abandonado), da empresa Husky Oil Operations LTd. de 1983, ensina um método para remover sólidos e água do petróleo bruto. O documento aborda um método capaz de reduzir a um nível aceitável os teores de água e sedimentos (BSW) de uma vasta gama de crudes de inundação de óleo pesado e inundação de vapor. O documento se preocupa com a remoção de enxofre e outros sólidos e não com a remoção de ácidos e compostos nitrogenados.
[0015] O documento US 5,080,779, da empresa Betz Laboratories de 1992, ensina um método para remover ferro de petróleo bruto mas não se preocupa com a remoção de ácidos e compostos nitrogenados.
[0016] A Patente US 7,750,302, de titularidade da empresa Schlumberger Technology, se refere a métodos e aparelhos para detectar a presença e/ou medir as quantidades de ácidos naftênicos em fluidos de formação, particularmente em efluentes de reservatórios de hidrocarbonetos. De acordo com o documento, um método para determinar a concentração de ácidos orgânicos em fluidos de formação é fornecido usando as etapas de (i) bombeamento de fluidos de uma formação subterrânea para o corpo de uma ferramenta de fundo de poço e (ii) iluminação do fluxo com radiação infravermelha para obter uma absorção de infravermelho ou um parâmetro relacionado em um ou mais comprimentos de onda e converter a absorção medida na concentração dos ácidos orgânicos, usando uma matriz de calibração de vários valores que liga valores espectrais de absorção de IR a medições de concentração sob condições de fundo de poço. Essas medições de ácido naftênico no fundo do poço são então correlacionadas para estimar o número de ácido total (TAN) do óleo de hidrocarboneto produzido a partir da formação. O TAN pode ser utilizado na indústria de refino ou downstream como parâmetro para determinar o valor comercial do petróleo produzido ou como parâmetro para determinar o processamento posterior do petróleo bruto. No entanto, o documento não aborda a extração/remoção dos ácidos orgânicos do petróleo bruto.
[0017] O documento WO 01/79386A2, da empresa ExxonMobil Research and Engineering, ensina um método para reduzir o teor de ácido naftênico do petróleo bruto e suas frações das correntes de refinaria por contato de uma corrente de petróleo bruto ou destilado de petróleo na presença de uma quantidade eficaz de água, uma base selecionada a partir de hidróxidos do Grupo IA e IIA e amônio, e um agente de transferência de fase a uma temperatura eficaz por um tempo suficiente para produzir uma alimentação de petróleo tratada com um teor de ácido naftênico diminuído e uma fase aquosa contendo sais de naftenato, agente de transferência de fase e base.
[0018] Vantajosamente, este processo facilita a extração de ácidos naftênicos de maior peso molecular (além de ácidos naftênicos de menor peso molecular), que de outra forma permaneceriam na corrente de petróleo após a extração com soda cáustica. Isso resulta em menor teor de TAN e redução da corrosão do equipamento de refinaria. Além disso, a presença do agente de transferência de fase reduz a formação de emulsão após tratamento cáustico, e isso leva a uma melhor processabilidade. Apesar de se referir a um processo de extração de ácidos naftênicos, o processo é diferente do abordado na presente invenção.
[0019] O documento US 5,182,013, da Exxon Chemical de 1990, ensina um processo para inibir a corrosão causada pelo ácido naftênico em operações de refino. O documento propõe a mistura de óleo com alto teor de ácido naftênico com um óleo com baixo teor de ácido naftênico. Além disso, várias tentativas foram feitas para resolver o problema usando inibidores de corrosão para as superfícies metálicas de equipamentos expostos aos ácidos, ou neutralizando e removendo os ácidos do óleo. No entanto, o documento não aborda a extração/remoção dos ácidos orgânicos do petróleo bruto.
[0020] O documento US 4,199,440, da empresa UOP Inc. de 1978, descreve um processo para a remoção de vestígios de compostos ácidos (ácidos carboxílicos, H2S, ácidos naftênicos entre outros) de hidrocarbonetos líquidos. Os vestígios desses compostos são removidos através da injeção de uma solução alcalina aquosa diluída na corrente de hidrocarbonetos e passagem desta corrente através de um leito coalescente. O documento aborda metodologia diferente da presente invenção.
[0021] O documento US 4,634,519, da empresa Chevron Research Company de 1985, ensina um processo para extrair ácidos naftênicos de destilados de petróleo usando um sistema solvente compreendendo alcanóis líquidos, água e amônia em certas proporções críticas para facilitar a extração seletiva e fácil separação. Apesar de também apresentar uma etapa de extração, a extração é feita na etapa de refino enquanto na presente invenção a extração é realizada antes da etapa de refino. Portanto, o documento aborda metodologia diferente da presente invenção.
[0022] O documento Chinês CN 1418934, da empresa Equipment Inst Luoyang Petroch de 2001, lista etapas como neutralização, adição de desemulsificante e emprego de separador eletrostático. Logo, apresenta uma solução distante da lógica de processo apresentada pela presente invenção.
[0023] A Patente Chinesa CN 111560252, da empresa Univ China Petroleum East China de 2020, foca na remoção de espécies naftênicas de solos contaminados com óleo cru e aborda iniciativas envolvendo microemulsões. Apesar de haver análise dos compostos alvo, não há semelhança analítica com a técnica utilizada na presente invenção.
[0024] O documento US 2019/0048268, da empresa Amperage Energy Inc. de 2018, ensina o uso de solução cáustica seguida de atomização para a remoção de TAN no sistema água/óleo. Embora eficiente, o objetivo do trabalho não é comparável com a presente invenção
[0025] O documento WO 2019/099231, da empresa BL Technologies, Inc. de 2017, descreve o emprego de SPE para extração seletiva de aminas (alifáticas e de cadeia curta) a partir de óleo cru. O documento não menciona etapas de análise posterior ou, mesmo, o emprego de amostras pré- extraídas.
[0026] Além disso, a divulgação em artigos científicos publicados em periódicos de responsabilidade das principais editoras (Elsevier e Wiley) não retornou trabalhos que reproduzem o conhecimento aqui desenvolvido em sua totalidade e sim apenas de forma parcial.
[0027] Atualmente, caso seja necessário o conhecimento de algum tipo de espécie química, seja um ácido ou um composto nitrogenado, é, obrigatoriamente, necessária a coleta de água do processo, o que muitas vezes não é possível e vai depender da sua disponibilidade. Além disso, também não há nenhuma abordagem para avaliação das espécies oriundas da degradação térmica no petróleo (com ou sem produto químico presente).
[0028] O método desenvolvido pela presente invenção ao avaliar previamente as amostras de óleos e conseguir determinar os compostos nitrogenados e ácidos em petróleos permite que ações possam ser adotadas de forma prévia, considerando óleos que ainda não entraram na fase de produção/refino. Ou seja, a partir do conhecimento da presença de tais espécies, ações podem ser adotadas na condição de projeto, seja em unidades novas ou em unidades adicionais que sejam construídas.
[0029] Quando a avaliação é feita nas águas de processo, a metodologia apresenta as vantagens de reduzir o uso de ácidos na rota química de tratamento de espécies dissolvidas em água produzida para descarte o que aumenta a saúde e a segurança do processo utilizado. Além disso, permite a adoção de estratégias para a redução do teor de óleos e graxas (TOG) em água produzida; viabilizando a produção/descarte de água produzida em detrimento à reinjeção de água produzida, seleção de insumos químicos que resultem na quebra mais adequada da emulsão, favorecendo a produção; avaliação do impacto dos insumos químicos no refino de petróleo, principalmente do ponto de vista da região do topo da torre de destilação onde existe a possibilidade de formação de depósitos de sais a carretando no seu entupimento e a previsão da presença de espécies polares que eventualmente podem impactar no descarte de água produzida, considerando a produção de petróleo em ambiente offshore.
[0030] Assim, fica claro que os documentos citados e comentados acima não apresentam estudos ou processos similares e nem as possíveis vantagens técnicas da presente invenção, como relatadas acima. Logo, é possível notar que o estado da técnica carece de um processo de extração e determinação de compostos nitrogenados e ácidos aplicados aos petróleos brasileiros e em águas de processo, como detalhada a seguir.
[0031] A presente invenção tem como um dos objetivos avaliar e estimar a presença de espécies que possam influenciar no parâmetro de descarte de efluente associado ao teor de óleos e graxas, mesmo a partir de petróleos que ainda não tenham sido produzidos e contenham baixo teor de água. Tais medidas permitem a adoção de ações ainda na etapa de projeto (tanto do ponto de vista de novas tecnologias de tratamento ou reinjeção), reduzindo de forma significativa os custos na fase de implantação. Aplicação na avaliação de estabilidade de emulsões e seleção de melhores soluções do ponto de vista químico (utilizando insumos adequados para quebra de emulsão). Avaliação de espécies com potencial corrosivo ou que possam influenciar no processamento de petróleos na etapa de refino e a adoção de ações mitigadoras ou até mesmo de minimização frente à informação obtida. Seleção de produtos nitrogenados que resultem em menor impacto na formação de sais na torre de destilação e acompanhamento de espécies que tenham potencial ou possam influenciar na formação de tais depósitos.
[0032] Para isso a presente invenção propõe um processo para extrair e determinar compostos nitrogenados e ácidos presentes no petróleo, derivados e nas águas de processamento antes da etapa de refino que compreende as macroetapas de: - extração (1); - separação (2); - pré-concentração (3); e - análise (4).
[0033] O processo pode incluir ainda uma etapa opcional de aquecimento do petróleo antes da etapa de extração quando a análise é feita nos produtos de degradação térmica do petróleo.
[0034] A figura 1 é um fluxograma com as macroetapas do processo de extração e determinação de compostos nitrogenados e ácidos em petróleos, derivados ou produtos de degradação térmica da presente invenção.
[0035] A invenção propõe um processo de extração e determinação de compostos nitrogenados e ácidos nos vários tipos de petróleos, derivados ou produtos de degradação térmica e em águas de processo antes da fase de produção/refino.
[0036] Quando a metodologia é aplicada a petróleos e derivados, o processo compreende as etapas de extração (1); separação (2); pré-concentração (3); e análise (4).
[0037] Já quando a metodologia é aplicada aos produtos de degradação térmica, há a necessidade de uma etapa anterior para simulação do aquecimento do petróleo contendo diferentes produtos químicos (se necessário) com a finalidade de promover a degradação térmica das espécies presentes e do petróleo e gerando compostos nitrogenados de composição mais simples.
[0038] Dependendo da composição dos produtos, pode ocorrer influência na formação das espécies nitrogenadas de interesse. O caso mais típico que resulta na formação de nitrogenados é a adição de sequestrante de H2S.
[0039] Portanto, a metodologia da presente invenção se baseia em uma sequência de etapas que permite o processamento de óleos com diferentes características (BSW, sólidos suspensos, teores de acidez), seus derivados e também das frações aquosas de processo com base na análise química dos óleos e/ou das frações aquosas por técnicas instrumentais complementares.
[0040] A metodologia para geração dos produtos de degradação térmica consiste em realizar em laboratório, em condições conhecidas e controladas, aquecimento em sistema de forma a simular a passagem de petróleo contendo diferentes produtos químicos e respectivos produtos de reação, nas baterias de pré-aquecimento e forno atmosférico de refinarias, onde o óleo pode ser aquecido a até 350°C, promovendo a degradação térmica dos produtos químicos presentes e gerando compostos sulfurados que se concentram na fase gasosa.
[0041] Transferir 800 mL de petróleo para um vaso de pressão metálico, manter sob agitação mecânica constante e submeter a um fluxo contínuo de mistura gasosa contendo H2S em pressão atmosférica e temperatura ambiente. Medir continuamente a concentração de H2S na fase gasosa efluente do sistema reacional até que seja constatada a saturação, quando a concentração de H2S na saída se torna igual a de entrada. Após saturação do meio reacional com a mistura gasosa, adicionar alíquota do produto químico sequestrante de H2S a ser avaliado em dosagem pré-estabelecida e fornecida pelo fabricante do produto. Manter o sistema nessa condição por 2 horas em borbulhamento contínuo de H2S, para promoção da reação do produto químico sequestrante com o H2S na máxima extensão possível.
[0042] Para promover a degradação térmica das amostras, utiliza-se um vaso de pressão metálico (autoclave) de 500 mL em aço inox ou liga metálica de níquel, recipiente de vidro de 400 mL, interno ao vaso metálico, e instrumentação para acompanhamento e registro da pressão e temperatura. Transferir 100 mL de cada óleo (20% do volume total) previamente preparado, contendo produtos químicos e os respectivos produtos de reação, para o recipiente de vidro, acondicionar dentro do vaso de pressão, fechar vaso de pressão e submeter à temperatura pré-estabelecida (350oC). Quando a temperatura alvo é alcançada, o sistema é mantido nesta condição por 10 minutos.
[0043] As amostras oleosas são homogeneizadas mecanicamente, usualmente, por 10 min em uma rotação de ± 300 rpm, e uma alíquota de 100 a 250 mL é recolhida para extração em balão de fundo redondo.
[0044] Para a extração, o sistema é mantido sob aquecimento de 65 ± 10°C e agitação constantes (± 200 rpm), por 8 horas, com solução aquosa em razão estequiométrica de 4:1 (óleo/água), resultando em volumes finais de 500,0 - 1000,0 mL. O pH do meio influencia na classe de compostos a serem extraídos. Para extração de compostos nitrogenados, as condições de pH do meio devem ser definidas em valores abaixo de 5,0 e para extração de compostos ácidos, acima de 11,0.
[0045] Concluída a etapa de extração, as amostras devem ser centrifugadas em uma rotação de 9500 rpm por 180 min, com uso eventual de desemulsificante em uma concentração de até 2 mg/100 mL de amostra e recolhidas em funil de separação. Os desemulsificantes a serem utilizados são em geral os baseados em copolímeros de óxido de etileno/propileno, comumente utilizados na indústria de petróleo. A fração oleosa é dispensada e a fração aquosa segue para etapa posterior, mantendo monitoramento do pH dessa fração.
[0046] Se necessário, pode ser feita a quantificação de Nitrogênio básico e total (fração de 80,0 e 10,0 mL, respectivamente) além da determinação de espécies ácidas por titulação potenciométrica (10 mL) com NaOH, na fração aquosa.
[0047] As frações aquosas seguem para percolação em cartucho de extração em fase sólida pré-condicionado. De forma sucinta, o protocolo apresenta três variantes, sendo possível o uso de forma individual ou em conjunto, a depender dos objetivos: • Trocador catiônico polimérico: foco em aminas de cadeia curta. Consiste no condicionamento com 3,0 mL de hexano; 3,0 mL de metanol; 3,0 mL água (pH 5,0), percolação de amostra (pH 5,0), secagem por 30 minutos, fluxo constante (1 mL/min) e eluição com 2x 1,5 mL de fase aquosa pH 10,0 ± 0,2 (com Ca(OH)2) e 2x 1,5 mL fase aquosa pH 10,0 ± 0,2 e acetonitrila (razão 1:1); • Trocador aniônico fraco: foco em ácidos de cadeia curta. Consiste no condicionamento com 6,0 mL de Metanol + 6,0 mL de água (pH 2,5), percolação da amostra (pH 2,0), secagem por 30 minutos, fluxo constante (1 mL/min) e eluição com 2x 1,5 mL de fase aquosa (pH < 1,0); • Resina C18: foco em compostos ácidos ou nitrogenados de cadeia longa. Consiste no condicionamento com 12,0 mL de Metanol + 12,0 mL de água (pH 2,5), percolação de amostra (pH 2,5), secagem por 30 minutos, fluxo constante (2 mL/min) e eluição com 2x 2,5 mL de Metanol ou 2x 2,5 mL de Dicolometano.
[0048] A fração pré-concentrada pode ser utilizada para quantificação por cromatografia gasosa com detecção por espectrometria de massas (GC-MS), cromatografia de troca iônica com detecção de condutividade (IC) e espectroscopia na região do infravermelho (FTIR) por refletância atenuada. A aplicação de cada técnica analítica depende do tipo de analito que se deseja analisar.
[0049] A metodologia considera o uso de: • IC para análise de aminas de cadeia curta: coluna 4x250mm (4um), fluxo de 0,9 mL/min, 40 °C, com fase móvel de 0,7 mmol/L de Ácido dipicolínico (1,7 mmol/L) em HNO3; injeção de 20,0 μL; • IC para análise de ácidos de cadeia curta: coluna 250x7,8mm, fluxo de 0,5 mL/min, 30 °C, com fase móvel de 0,5 mmol/L; injeção de 10,0 μL; • GC-MS para análise de compostos de cadeia longa: coluna RTx-5ms (Restek), FE 5% de fenilmetil; 95% de polidimetilsiloxano (30 m x 0.25 mm x 0.25 μm de filme), 330 °C (injeção) em modo split (50x), com ionização por impacto de elétrons em detector quadrupolo (modo Scan, 45 - 500 m/z) ; • FTIR para análise de compostos ácidos: evaporação e ressuspensão em heptano, leitura no modo reflectância, (1,0 mL amostra, leitura com 45 scans, resolução de 4 cm-1, cristal ZnSe), com monitoramento em 1690 - 1730 cm-1.
[0050] Quando se deseja obter informações a respeito dos compostos nitrogenados ou espécies ácidas que podem migrar para a fase aquosa, a metodologia é aplicada em petróleos e derivados diretamente. Neste caso específico, o processo compreende apenas as etapas de: extração (1); separação (2); pré-concentração (3); e análise (4), sendo basicamente as mesmas etapas já descritas acima. Para o caso específico de obtenção de dados associados a águas de processo, as etapas a serem aplicadas para obtenção de informações a respeito das espécies nitrogenadas e ácidas são: pré-concentração (3); e análise (4).
[0051] A extração de compostos nitrogenados e ácidos a partir de óleos, derivados e produtos de degradação térmica visando estimar a presença desses compostos e predizer eventuais migrações para a fração aquosa (i.e. água de processo) se constitui de processo intensivo de manuseio de amostra e compreensão dos fatores relevantes para a extração, como pH, tempo e concentrações envolvidas. Além de um melhor entendimento do processo e a tomada de ações mitigadoras, ações de minimização também podem ser realizadas, a partir de intervenções no processo ou até mesmo no próprio projeto de novas unidades. Isto somente é possível a partir da análise do óleo, pois ainda não há a disponibilidade de água produzida. Assim, e de forma inédita, um protocolo reprodutível foi desenvolvido e validado frente a sistemas dopados com padrões analíticos a fim de estimar a eficiência de recuperação e a reprodutibilidade do processo.
[0052] De forma sucinta, as recuperações obtidas ficam próximas de 100% (m/m) quando mantido o sistema por 8 horas, em condições ideais de temperatura, e com pH acima de 11,0 e abaixo de 5,0, para espécies ácidas e nitrogenadas, respectivamente.
[0053] Esse resultado é ainda mais relevante considerando que se mantém mesmo com fatores de pré- concentração de até 50x, elevando a sensibilidade da metodologia de forma simultânea à eliminação de interferentes, por meio do emprego da etapa de extração em fase sólida (SPE).
[0054] Adicionalmente, o processo aqui desenvolvido se provou aplicável para amostras com BSW de até 10% (m/v), e mesmo pós-protocolos de stress térmico (> 300°C, na presença de triazina e etoxilado), sobretudo se considerado que cada amostra pode ser analisada sob diferentes condições de pH e, com isso, ter avaliada tanto as condições de extração máxima (i.e. valores mais extremos) como usuais em campo (pH entre 7,0 e 8,0).
[0055] Em relação à identificação e quantificação dos compostos de interesse nas frações aquosas extraídas e pré- concentradas, a sensibilidade ficou em cerca de 100 mg/L. Esses valores são condizentes com limites de quantificação de 2 mg/L de óleo, valores referentes a concentração de 0,2% m/m, ou seja, muito abaixo dos valores reportados na literatura (> 1,0% m/ml) como geradores de ocorrências nas plantas de refino.
[0056] Como forma de exemplificação, na tabela 1 a seguir, tem-se a comparação da análise de nitrogênio total e nitrogênio básico obtido após todas as etapas descritas. Com base nestes resultados conforma-se que o pH mais adequado para extração de espécies nitrogenadas é 5 ou menor. Além disso, torna-se possível a obtenção de dados que permitam a comparação e a avaliação da remoção de espécies nitrogenadas considerando o processo citado. Tabela 1: Resultados obtidos após aplicação das etapas de extração, separação, pré-concentração em petróleo, considerando foco no parâmetro: espécies nitrogenadas - nitrogênio total e básico em petróleo antes do processo de dessalgação (salgado) e depois do processo de dessalgação (dessalgado).
[0057] Um outro exemplo demonstra a aplicação da abordagem após degradação térmica na ausência e presença de diferentes sequestrantes de H2S a um petróleo específico, após todas as etapas citadas (1 até 4), sendo a análise realizada via FTIR para quantificação de ácidos. Observa-se o impacto do uso dos sequestrantes na formação de ácidos. Tabela 2: Resultados obtidos após aplicação das etapas de extração, separação, pré-concentração em petróleo após degradação térmica na ausência e presença de sequestrante de H2S, considerando foco no parâmetro: concentração de ácidos.
[0058] Esse resultado, se considerado como resultados de metodologias analíticas complementares envolvendo espectroscopia e cromatografia, torna este processo robusto e capaz de caracterizar amostras oleosas frente a esses compostos.
Claims (12)
1. Processo para extrair e determinar compostos nitrogenados e ácidos presentes no petróleo, derivados e nas águas de processamento antes da etapa de refino caracterizado por compreender as macroetapas de: - extração (1); - separação (2); - pré-concentração (3); e - análise (4).
2. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopor incluir ainda uma etapa opcional de aquecimento do petróleo antes da etapa de extração quando a análise é feita nos produtos de degradação térmica do petróleo.
3. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que a etapa de extração (1) compreende a manutenção da amostra sob aquecimento (65 ± 10 °C) e agitação constante de 200 rpm por 8 horas com solução aquosa em razão estequiométrica de 4:1 (óleo/água).
4. Processo, de acordo com a reivindicação 3, caracterizadopelo fato de que na etapa de extração (1) o pH do meio devem ser abaixo de 5,0 para extração de compostos nitrogenados e acima de 11,0 para extração de compostos ácidos.
5. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que após a etapa de extração (1), as amostras são centrifugadas a 9500 rpm por 180 min com uso de eventual de 2 mg desemulsificante por 100 ml de amostra.
6. Processo, de acordo com a reivindicação 5, caracterizadopelo fato de que os desemulsificantes utilizados são, em geral, baseados em copolímeros de óxido de etileno/propileno, comumente utilizados na indústria de petróleo.
7. Processo, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que as amostras são separadas e recolhidas em um funil de separação onde a fração oleosa é dispensada e a fração aquosa segue para etapa posterior, mantendo monitoramento de seu pH.
8. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a fração aquosa depois da etapa de separação (2) é pré-concentrada passando em 3 cartuchos de extração em fase sólida pré-condicionado.
9. Processo, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que os 3 cartuchos de extração em fase sólida pré-condicionados são um trocador catiônico polimérico para separar aminas de cadeia curta, um trocador aniônico fraco para separar ácidos de cadeia curta e uma resina C18 para separar compostos de cadeia longa.
10. Processo, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que a fração aquosa pode passar nos 3 cartuchos de extração em fase sólida pré-condicionados em conjunto ou de forma individual, ficando a depender dos objetivos.
11. Processo, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a fração aquosa, depois de pré-concentrada, é utilizada para quantificação por cromatografia gasosa com detecção por espectrometria de massas (GC-MS), cromatografia de troca iônica com detecção de condutividade (IC) e espectroscopia na região do infravermelho (FTIR) por refletância atenuada, sendo que a aplicação da técnica analítica dependerá do tipo de analito que se deseje analisar.
12. Processo, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a quantificação por cromatografia gasosa com detecção por espectrometria de massas (GC-MS) identifica os compostos de cadeia longa, a cromatografia de troca iônica com detecção de condutividade (IC) identifica as aminas e ácidos de cadeia curta e a quantificação por espectroscopia na região do infravermelho (FTIR) por refletância atenuada identifica os compostos ácidos.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BR102022021235-0A BR102022021235A2 (pt) | 2022-10-19 | 2022-10-19 | Processo para extrair e determinar compostos nitrogenados e ácidos presentes no petróleo, derivados e nas águas de processamento antes da etapa de refino |
| US18/489,132 US20240230617A9 (en) | 2022-10-19 | 2023-10-18 | Process to extract and determine nitrogen compounds and acids present in petroleum, derivatives and processing waters before the refining step |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| BR102022021235-0A BR102022021235A2 (pt) | 2022-10-19 | 2022-10-19 | Processo para extrair e determinar compostos nitrogenados e ácidos presentes no petróleo, derivados e nas águas de processamento antes da etapa de refino |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR102022021235A2 true BR102022021235A2 (pt) | 2024-04-30 |
Family
ID=91034061
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BR102022021235-0A BR102022021235A2 (pt) | 2022-10-19 | 2022-10-19 | Processo para extrair e determinar compostos nitrogenados e ácidos presentes no petróleo, derivados e nas águas de processamento antes da etapa de refino |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20240230617A9 (pt) |
| BR (1) | BR102022021235A2 (pt) |
-
2022
- 2022-10-19 BR BR102022021235-0A patent/BR102022021235A2/pt unknown
-
2023
- 2023-10-18 US US18/489,132 patent/US20240230617A9/en active Pending
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20240230617A9 (en) | 2024-07-11 |
| US20240133858A1 (en) | 2024-04-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2346024C2 (ru) | Способ перевода металлов из углеводородной фазы в водную фазу, композиция для осуществления способа, обработанная углеводородная эмульсия | |
| Speight | High acid crudes | |
| Salam et al. | Improving the demulsification process of heavy crude oil emulsion through blending with diluent | |
| Barros et al. | Characterization of naphthenic acids in crude oil samples–A literature review | |
| US11718798B2 (en) | Compositions and methods of removing contaminants in refinery desalting | |
| Rajput et al. | Preparation of a novel environmentally friendly hydrophobic deep eutectic solvent ChCl‐THY and its application in removal of hexavalent chromium from aqueous solution | |
| BR102022021235A2 (pt) | Processo para extrair e determinar compostos nitrogenados e ácidos presentes no petróleo, derivados e nas águas de processamento antes da etapa de refino | |
| Stroe et al. | Inhibitive properties of crude oils: can we count on them | |
| Hussein et al. | Optimising the chemical demulsification of water-in-crude oil emulsion using the Taguchi method | |
| Gao et al. | pH-switchable hydrophobic deep eutectic solvents for sustainable recycling extraction of high oily waste | |
| Katona et al. | Analysis of crude oil in terms of fouling and corrosion | |
| Pasban et al. | Acidity removal of Iranian heavy crude oils by nanofluid demulsifier: An experimental investigation | |
| Al Kindi et al. | New Test Method for Measurement of Water-Soluble Corrosion Inhibitor Residual in Oil Samples for Low Water-Cut Oil Systems | |
| Christiansen et al. | What's in the Crude? Investigating the Impact of Water-Soluble Organics in Upgraded Crude Oils on Refinery Wastewater Systems | |
| Ranganathan et al. | Characterization and treatment of Saskatchewan heavy oil emulsions | |
| BR102014020136B1 (pt) | dispositivo e processo para monitoramento de misturas de hidrocarbonetos | |
| Parker et al. | Acid Numbers Of Saskatchewan Heavy Oills | |
| Mohamad Zain | Ionic Liquid Application in Extraction of Acids | |
| BRPI1100536B1 (pt) | processo para extração de sais de petróleos leves |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B03A | Publication of a patent application or of a certificate of addition of invention [chapter 3.1 patent gazette] |