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Gebiet der Erfindung
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Die vorliegende Erfindung betrifft
ein Verfahren zur Verringerung der Gesamtsäurezahl (total acid number;
TAN) von Rohölen,
einer Zahl, die auf der Menge an Carbonsäuren, insbesondere Naphthensäuren basiert,
die in dem Öl
vorhanden sind.
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Hintergrund
der Erfindung
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Die Anwesenheit von relativ hohen
Gehalten an Erdölsäuren, z.
B. Naphthensäuren,
in Rohölen
oder Fraktionen davon ist ein Problem für Betreiber von Ölraffinerien
und in neuerer Zeit ebenso für
Produzenten. Diese Säuren,
die sich in größerem oder
kleinerem Ausmaß in
praktisch allen Rohölen
befinden, sind korrosiv, neigen dazu, Ausfall von Geräten zu verursachen,
und führen
zu hohen Wartungskosten, häufigeren Überholungen,
als ansonsten notwendig wären,
verringern die Produktqualität
und führen
zu Umweltentsorgungsproblemen.
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Es gibt sehr viel Literatur, sowohl
Patente als auch Veröffentlichungen,
die sich mit, der Naphthensäureentfernung
durch Umwandlung oder Absorption befassen. Viele wässrige Materialien
können
beispielsweise zu Rohölen
oder Rohölfraktionen
gegeben werden, um die Naphthensäuren
in anderes Material umzuwandeln, z. B. Salze, die entweder entfernt
werden können
oder weniger korrosiv sind. Andere Verfahren für die Naphthensäureentfernung
sind auch wohl bekannt, einschließlich Absorption auf beispielsweise
Zeolithen. Eine übliche
Praxis zur Überwindung
der Naphthensäureprobleme
ist außerdem
die Verwendung teurer korrosionsbeständiger Legierungsmaterialien
in Raffinerie- oder Produzentengeräten, die relativ hohe Naphthensäurekonzentrationen
tolerieren. Eine weitere übliche
Praxis beinhaltet das Mischen von Rohölen mit hoher TAN mit Rohölen mit
niedriger TAN, wobei die letzteren jedoch erheblich mehr kosten
als die ersteren. Eine Druckschrift, Lazar et al. (US-A-1 953 353),
lehrt die Naphthensäurezersetzung
getoppter Rohöle
oder Destillate, die bei atmosphärischem
Druck zwischen 600 und 750°F
(315,6 bis 398,9°C)
bewirkt wird. Es wird jedoch nur CO2 als
einziges gasförmiges
Naph thensäurezersetzungsprodukt
erkannt, dass kein Kohlenwasserstoff ist, und es werden keine Vorkehrungen
getroffen, um die Anreicherung von Reaktionsinhibitoren zu vermeiden.
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Außerdem beschreibt US-A-2 921
023 die Entfernung von Naphthensäuren
aus schweren Erdölfraktionen
durch Hydrierung mit einem Molybdänoxid-auf-Siliciumdioxid/Aluminiumoxid-Katalysator.
Speziell werden in dem Verfahren vorzugsweise Oxoverbindungen und/oder
olefinische Verbindungen, beispielsweise Naphthensäuren, in
Gegenwart von Schwefelverbindungen hydriert, die in organischen
Mischungen enthalten sind, ohne die Schwefelverbindungen zu beeinflussen.
Dies wird bewirkt, indem die organische Mischung der Wirkung von
Wasserstoff bei Temperaturen zwischen etwa 450 und 600°F (232,2
bis 315,6°C)
in Gegenwart eines Molybdänoxid
enthaltenden Katalysators mit einem reversiblen Wassergehalt von
weniger als etwa 1,0 Gew.% unterzogen wird. Die Katalysatorlebensdauer
wird durch Regenerierung verlängert.
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WO 96/06899 beschreibt ein Verfahren
zur Entfernung von im Wesentlichen Naphthensäuren aus einem Kohlenwasserstofföl. Das Verfahren
schließt
die Hydrierung bei 1 bis 50 bar (100 bis 5000 kPa) und bei 100 bis
300°C (212
bis 572°F)
von einem Rohöl,
das nicht vorher destilliert worden ist, oder aus dem eine Naphthafraktion
destilliert worden ist, unter Verwendung eines Katalysators ein,
der aus Ni-Mo oder Co-Mo auf einem Aluminiumoxidträger besteht.
Die Patentschrift beschreibt das Pumpen von Wasserstoff in die Reaktionszone.
Die Steuerung des Wasser- und Kohlendioxid-Partialdrucks wird nicht
erwähnt.
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US-A-3 617 501 beschreibt ein integriertes
Verfahren zum Raffinieren von vollständigem Rohöl, erörtert die TAN-Reduktion jedoch
nicht. Die erste Stufe des Verfahrens schließt die Wasserstoffbehandlung
eines Einsatzmaterials, das eine vollständige Rohölfraktion sein kann, unter
Verwendung eines Katalysators ein, der ein oder mehrere Metalle
aufgebracht auf ein Trägermaterial
enthält.
Die Metalle sind vorzugsweise Metalloxide oder -sulfide, wie Molybdän, Wolfram,
Kobalt, Nickel und Eisen, die auf ein geeignetes Trägermaterial
aufgebracht sind, wie Aluminiumoxid oder Aluminiumoxid, das eine
geringe Menge Siliciumdi oxid enthält. Der Katalysator kann in
Form eines Festbetts, eines Aufschlämmungs- oder Wirbelbettreaktors
verwendet werden. In Hinblick auf den Aufschlämmungsbetrieb werden Katalysatorteilchengröße, Katalysatorkonzentration
im Einsatzmaterial oder die Verwendung trägerloser Katalysatoren (d.
h. kein Träger)
nicht erwähnt.
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GB-A-1 236 230 beschreibt ein Verfahren
zur Entfernung von Naphthensäuren
aus Erdöldestillatfraktionen
durch Verarbeitung über
trägergestützten Hydrotreating-Katalysatoren
ohne Zusatz von gasförmigem Wasserstoff.
Die Steuerung des Wasser- und Kohlendioxid-Partialdrucks wird nicht
erwähnt.
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US-A-4 134 825, US-A-4 740 295, US-A-5
039 392 und US-A-5
620 591, auf die hier sämtlich
Bezug genommen wird, lehren die Herstellung von hochdispergierten
trägerlosen
Katalysatoren mit einer nominellen Teilchengröße von einem μm aus öllöslichen
oder öldispergierbaren
Verbindungen von Metallen ausgewählt aus
den Gruppen IVB, VB, VIB, VIIB und VIII des Periodensystems der
Elemente und die Verwendung dieser Katalysatoren für die Hydroumwandlungsveredelung
schwerer Einsatzmaterialien, einschließlich vollständiger oder
getoppter Roherdöle.
Hydroumwandlung ist in diesen Patenten als katalytisches Verfahren
definiert, das in Gegenwart von Wasserstoff durchgeführt wird,
wobei mindestens ein Teil der schweren Bestandteile und Koksvorläufer (d.
h. Conradson-Kohlenstoff) in niedriger siedende Verbindungen umgewandelt
wird. Die in diesen Druckschriften in Bezug auf Verfahrensbedingungen
genannten allgemeinsten Bereiche schließen Temperaturen im Bereich
von 644 bis 896°F
(339,9 bis 480°C),
Wasserstoff-Partialdrücke
im Bereich von 50 bis 5000 psig (446,08 bis 34576,33 kPa) und 10
bis 2000 Gew.ppm Katalysatormetall, bezogen auf das Gewicht des
Einsatzmaterials, ein. Diese Druckschriften betreffen die Umwandlungsveredelung
von schweren Einsatzmaterialien und erkennen nicht, dass die Katalysatoren
verwendet werden können,
um selektiv Carbonsäuren, z.
B. Naphthensäuren,
zu zerstören.
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Ein weiteres- Verfahren zur Entfernung
solcher Säuren
schließt
die Behandlung von Temperaturen von mindestens etwa 400°F (204,44°C), vorzugsweise
mindestens etwa 600°F
(315,56°C)
ein, während
die Reaktionszone mit einem Inertgas gespült wird, um Inhibitoren zu
entfernen, die an Ort und Stelle vorhanden sind oder während der
Behandlung gebildet werden. Dieser Ansatz wird jedoch durch die
Verflüchtigung
eines Teils der Naphthensäuren
belastet, die sich in Destillat- und Leichtölfraktionen befinden, die während der
Wärmebehandlung
rasch verdampfen. Die Behandlungstemperaturen sind auch möglicherweise
zu hoch, um dieses Verfahren in nachgeordneten Anwendungen zu verwenden,
wo es erwünscht
ist, die Säuren
vor den Pipestill-Öfen
zu zerstören,
d. h. bei Temperaturen von etwa 550°F (287,78°C) oder darunter.
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Es bleibt somit ein Bedarf nach Eliminierung
oder mindestens wesentlicher Herabsetzung der Erdölsäurenkonzentration
in Rohölen
oder Fraktionen davon, die wenig kosten und raffineriefreundlich
sind. Eine derartige Technologie wäre besonders geeignet für Rohöle oder
Fraktionen, in denen der TAN-Wert etwa 2 oder darüber ist.
TAN, bestimmt nach ASTM Verfahren D-664, ist Milligramm KOH, die
erforderlich sind, um die in 1,0 Gramm Öl enthaltenen organischen Säuren zu
neutralisieren.
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Zusammenfassung
der Erfindung
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Die vorliegende Erfindung betrifft
ein Verfahren zum Zerstören
von Carbonsäuren
in vollständigen Rohölen und
Rohölfraktionen.
Die Erfindung beinhaltet ein Verfahren zur Verringerung der Menge
an Carbonsäuren
in Erdöleinsatzmaterialien,
das die Stufen aufweist: (a) Zugabe eines katalytischen Mittels,
das eine öllösliche oder öldispergierbare
Verbindung eines Metalls ausgewählt
aus Metallen der Gruppe VB, VIB, VIIB und VIII enthält, wobei
die Menge des dem Erdöleinsatzmaterial
zugegebenen Metalls mindestens 5 Gew.ppm beträgt; (b) Erhitzen des Erdöleinsatzmaterials
mit dem katalytischen Mittel in dem Reaktor auf eine Temperatur
von 400 bis 800°F
(204,44 bis 426,67°C)
und einen Druck von atmosphärischem
Druck bis 1000 psig (6996,33 kPa) in wesentlicher Abwesenheit von
Wasserstoff; und (c) Spülen
des Reaktors, der das Erdöleinsatzmaterial
und das katalytische Mittel enthält,
mit einem Inertgas, um den kombinierten Wasser- und Kohlendioxid-Partialdruck unter
50 psia (344,75 kPa) zu halten.
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TAN ist definiert als das Gewicht
an Base in Milligramm, das erforderlich ist, um alle sauren Bestandteile
in dem Öl
zu neutralisieren.
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Vakuumbodenproduktumwandlung ist
definiert als die Umwandlung von Material, das oberhalb von 1025°F (551,67°C) siedet,
in Material, das unterhalb von 1025°F (551,67°C) siedet.
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Kurze Beschreibung der
Figur
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1 ist
der berechnete Partialdruck von Wasser als Funktion von Reaktordruck
und Rate der Inertgasspülung
für das
erfindungsgemäße Verfahren.
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Detaillierte Beschreibung
der Erfindung
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Die vorliegende Erfindung entfernt
oder zerstört
Carbonsäuren
(z. B. Naphthensäuren)
aus Erdöleinsatzmaterialien,
wie vollständigen
Rohölen
(einschließlich
schweren Rohölen)
und Fraktionen davon, wie Vakuumgasölfraktionen, getoppten Rohölen, atmosphärischen
Rückständen, Vakuumrückständen und
Vakuumgasöl.
Das vorliegende Verfahren verringert die TAN in dem Erdöleinsatzmaterial
um mindestens etwa 40%.
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Das Verfahren wird bei Temperaturen
von etwa 400 bis etwa 800°F
(etwa 204,44 bis etwa 426,67°C), insbesondere
etwa 450 bis etwa 750°F
(etwa 232,22 bis etwa 398,89°C),
und am meisten bevorzugt etwa 500 bis etwa 650°F (etwa 260,00 bis etwa 343,33°C) durchgeführt. Drücke liegen
im Bereich von etwa atmosphärischem
Druck bis etwa 1000 psig (etwa atmosphärischem Druck bis 6996,33 kPa),
vorzugsweise etwa 15 bis etwa 500 psig (etwa 204,75 bis etwa 3548,83
kPa) und am meisten bevorzugt etwa 30 bis etwa 300 psig (etwa 308,18
bis etwa 2169,83 kPa). Die Katalysatormenge, berechnet als Katalysatormetall
oder -metalle, die in dem Verfahren verwendet wird, liegt im Bereich
von mindestens etwa 5, vorzugsweise etwa 10 bis etwa 1000 Teile
pro Million, bezogen auf das Gewicht (Gew.ppm), des behandelten
Erdöleinsatzmaterials.
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Zweckmäßig finden während des
erfindungsgemäßen Verfahrens
weniger als etwa 30% Bodenproduktumwandlung statt, und zweckmäßigerweise
weniger als etwa 20%, wobei Vakuumbodenprodukt als Kohlenwasserstoffmaterial
definiert ist, das oberhalb von 1025°F (551,67°C) siedet.
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Die Katalysatorteilchengröße liegt
im Bereich von etwa 0,5 bis etwa 10 μm, vorzugsweise etwa 0,5 bis 5 μm und am
meisten bevorzugt etwa 0,5 bis 2,0 μm. Katalysatoren werden aus
Vorläufern
hergestellt, die hier auch als katalytische Mittel bezeichnet werden,
wie öllösliche oder öldispergierbare
Verbindungen von Metallen der Gruppe VB, VIB, VIIB oder VIII und
Mischungen davon. Geeignete Katalysatormetalle und Metallverbindungen
sind in US-A-4 134 825 offenbart, auf die hier Bezug genommen wird.
Ein Beispiel für
eine öllösliche Verbindung
ist das Metallsalz einer Naphthensäure, wie Molybdännaphthenat.
Beispiele für öldispergierbare Verbindungen
sind Phosphomolybdänsäure und
Ammoniumheptamolybdat, Materialien, die zuerst in Wasser gelöst und dann
in dem Öl
als Wasser-in-Öl-Mischung
dispergiert werden, wobei die Tröpfchengröße der Wasserphase
unter etwa 10 μm
liegt.
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Idealerweise wird zuerst ein Katalysatorvorläuferkonzentrat
hergestellt, wobei die öllösliche(n)
oder öldispergierbare(n)
Metallverbindung(en) mit einem Teil des Einsatzmaterials für das Verfahren
gemischt werden, um ein Konzentrat zu bilden, das mindestens etwa
0,2 Gew.% Katalysatormetall, vorzugsweise etwa 0,2 bis 2,0 Gew.%
Katalysatormetall enthält.
Siehe beispielsweise US-A-5 039 392 oder US-A-4 740 295, auf die hier
Bezug genommen wird. Das resultierende Vorläuferkonzentrat kann direkt
in dem Verfahren verwendet werden, oder zuerst vor Gebrauch in ein
Metallsulfidkonzentrat oder ein aktiviertes Katalysatorkonzentrat
umgewandelt werden.
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Katalysatorvorläuferkonzentrat kann in ein
Metallsulfidkonzentrat umgewandelt werden, indem mit elementarem
Schwefel (der dem Teil des Einsatzmaterials zugesetzt wird, das
zur Herstellung des Konzentrats verwendet wird) oder Schwefelwasserstoff bei
300 bis 400°F
(148,89 bis 204,44°C)
10 bis 15 Minuten behandelt wird (siehe z. B. US-A-5 039 392, US-A-4
479 295 und US-A-5
620 591, auf die hier Bezug genommen wird).
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Das Metallsulfidkonzentrat kann in
Katalysatorkonzentrat umgewandelt werden, indem für eine ausreichende
Zeit auf 600 bis 750°F
(315,56 bis 398,89°C)
erwärmt
wird, um den Katalysator zu bilden (siehe z. B. US-A-5 039 392;
US-A-4 740 295 und US-A-5
620 591). Der Katalysator des Konzentrats besteht aus Metallsulfidstellen
im Nanomaßstab,
die über
eine kohlenwasserstoffhaltige oder kohlenwasserstoffartige Matrix verteilt
sind, die von der Ölkomponente
des Konzentrats abgeleitet ist. Die Gesamtteilchengröße kann
variiert werden, liegt jedoch im Bereich von 0,5 bis 10 μm, vorzugsweise
im Bereich von etwa 0,5 bis 5,0 μm
und insbesondere 0,5 bis 2,0 μm.
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Für
das vorliegende Verfahren kann das Vorläuferkonzentrat, das Metallsulfidkonzentrat
oder das Katalysatorkonzentrat verwendet werden. In jedem Fall wird
das Erdöleinsatzmaterial
mit dem Konzentrat gemischt, um die gewünschte Metallkonzentration
in dem Einsatzmaterial zu erhalten, d. h. mindestens etwa 5 Gew.ppm,
vorzugsweise etwa 10 bis 1000 Gew.ppm. Wenn der Vorläufer oder
Metallsulfidkonzentrate verwendet werden, wird Katalysator mit einer
Teilchengröße von etwa
0,5 bis 10 μm,
vorzugsweise 0,5 bis 5 μm
und am meisten bevorzugt 0,5 bis 2,0 μm in der Erhitzungsstufe des
Verfahrens in dem TAN-Umwandlungsreaktor gebildet.
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Bevorzugte Metalle schließen Molybdän, Wolfram,
Vanadium, Eisen, Nickel, Kobalt und Chrom ein. Heteropolysäuren der
Metalle können
beispielsweise verwendet werden. Molybdän ist für das erfindungsgemäße Verfahren
besonders gut geeignet. Bevorzugte Molybdänverbindungen sind Molybdännaphthenate, Dithiocarbamat-
komplexe von Molybdän
(siehe z. B. US-A-4 561 964, auf die hier Bezug genommen wird), Phosphomolybdänsäure und
Phosphordithioatkomplexe von Molybdän (z. B. MOLYVAN® -L,
Molybdändi(2-ethylhexyl)phosphordithioat,
erhalten von R. T. Vanderbilt Company.
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Andere kleinteilige Katalysatoren,
die zur Durchführung
des erfindungsgemäßen Verfahrens
brauchbar sind, schließen
metall reiche Asche aus der kontrollierten Verbrennung von Erdölkoks (siehe
z. B. US-A-4 169 038, US-A-4 178 227 und US-A-4 204 943, auf die
hier Bezug genommen wird) ein. Feinteilige Materialien auf Eisenbasis,
die die hier gegebenen Einschränkungen
hinsichtlich der Teilchengröße erfüllen, wie
Rotschlamm aus der Aluminiumoxidverarbeitung, können auch verwendet werden.
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Das vorliegende Verfahren zur Herabsetzung
der Menge an organischen Säuren
in Erdöleinsatzmaterialien
wird ohne die Zugabe von Wasserstoff durchgeführt.
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Wasserdampf und Kohlendioxid, die
aus der Zersetzung von Carbonsäuren
resultieren, wirken als Inhibitoren für die Zersetzung der verbleibenden
Carbonsäuren.
Wasser ist ein besonders starker Inhibitor. Wenn das Einsatzmaterial
für das
Verfahren also Wasser enthält,
kann vorab eine Flash-Stufe verwendet werden, um im Wesentlichen
das gesamte Wasser zu entfernen. Spurenmengen an Wasser, die mit
dem Einsatzmaterial in das Verfahren eintreten, sowie Wasser und
Kohlendioxid, die im Verlauf der Zerstörung der Carbonsäuren gebildet
werden, müssen
aus dem Verfahren gespült
werden, so dass der Partialdruck von Wasser und Kohlendioxid in
der Reaktionszone unter etwa 50 psia (etwa 344,75 kPa), vorzugsweise
unter etwa 30 psia (etwa 206,85 kPa), insbesondere unter etwa 20
psia (etwa 137,9 kPa), am meisten bevorzugt unter etwa 10 psia (etwa
68,95 kPa) und speziell unter etwa 5 psia (etwa 34,48 kPa) gehalten
wird. Im Wesentlichen das gesamte Wasser bedeutet, wie hier verwendet,
so viel Wasser, wie durch Verfahren entfernt werden kann, die Fachleuten
bekannt sind.
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Ohne sich auf eine Theorie festlegen
zu wollen, scheint es so zu sein, dass das meiste des Wassers, das
bei der Zerstörung
der Carbonsäuren
unter den Bedingungen des vorliegenden Verfahrens gebildet wird, die
Bildung einer Anhydridzwischenstufe (eine reversible Reaktion mit
Wasser) kompliziert, daher die inhibierende Wirkung von Wasser auf
die Säurezersetzung
(Gleichung A).
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Wie in den folgenden Beispielen illustriert
wird, kann Wasser eine stark inhibierende Wirkung auf die Geschwindigkeit
der Carbonsäurezerstörung haben.
Kohlendioxid ist auch ein Inhibitor, jedoch in viel geringerem Ausmaß.
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Um das Potential für den Aufbau
des Wasserdrucks zu illustrieren, das unter den für das erfindungsgemäße Verfahren
beanspruchten Bedingungen aus der Zersetzung von Carbonsäure resultiert,
wurde ein hypothetischer Fall angenommen, wobei die TAN eines vollständigen Rohöls durch
Wärmebehandlung
innerhalb des erfindungsgemäß beschriebenen
Temperaturbereichs von 5,3 auf 0,3 abgesenkt wurde. Die berechneten Partialdrücke für Wasser
sind in 1 als Funktion
des Reaktordrucks und der Geschwindigkeit gezeigt, mit der ein Inertspülgas (z.
B. Stickstoff, Helium, Argon, Methan) verwendet wird. Es sei darauf
hingewiesen, dass aus der Säurezersetzung
allein Wasser-Partialdrücke
so hoch wie 45 psia (310,28 kPa) erhalten werden können, wenn
mit dem erfindungsgemäß beanspruchten
Bereich von Drücken
gearbeitet wird, so dass die Präferenz
betont werden muss, bei dem Verfahren von trockenem Einsatzmaterial
auszugehen und eine Spülgasgeschwindigkeit
aufrechtzuerhalten, um den Wasserdruck innerhalb spezifizierter
Werte zu halten.
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Vom Verfahrensstandpunkt aus kann
der Katalysator in dem behandelten Rohöl (in Abhängigkeit von Metalltyp und
-konzentration) zurückbleiben
oder durch konventionelle Mittel wie Filtration entfernt werden.
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Die folgenden Beispiele illustrieren
die Erfindung, sollen jedoch in keinerlei Weise einschränkend sein.
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Das Einsatzmaterial, das in dieser
Untersuchung verwendet wurde, war ein Gemisch aus Kome- und Bolobo-Rohölen aus
dem Tschad. Das Gemisch wurde entsalzt und mit einer Stickstoffspülung auf
230°F (110°C) erwärmt, um
Massenwasser zu entfernen. Die Eigenschaften sind in Tabelle 1 angegeben.
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Beispiel 1
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Dieses Beispiel wurde in einem 300
cm3 (300 ml) gerührten Autoklavenreaktor durchgeführt. Der
Reaktor wurde in Bezug auf das Rohöl, das eingebracht wurde, im
Chargenmodus betrieben. Gas wurde durch den Autoklaven strömen gelassen,
um die Konzentration der Inhibitoren in der Reaktionszone zu regeln.
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Der Reaktor wurde mit 100 g des Kome/Bolobo-Gemisches
beschickt, mit Helium gespült
und dann unter Rühren
für eine
60-minütige Behandlung
bei 625°F
(329,33°C)
auf 625°F
(329,33°C)
erhitzt. Helium wurde während
des Versuches mit einer Geschwindigkeit von 0,1 Litern pro Minute
durch den Reaktor strömen gelassen.
Nach dem Abkühlen
wurde die Reaktorflüssigkeit
abgelassen und der TAN-Gehalt gemessen (ASTM D664, wobei TAN = mg
KOH pro Gramm Rohöl
oder Produktöl).
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Beispiel 2:
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Beispiel 1 wurde wiederholt, außer dass
der Reaktor mit 100 g Kome/Bolobo-Gemisch und 0,62 g MOLYVAN® -L
(eine ausreichende Menge; um 500 Gew.ppm Mo in dem Reaktoreinsatzmaterial
zu ergeben) beschickt wurde. Diese Verbindung, erhalten von R. T.
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Vanderbilt Company, ist Molybdändi(2-ethylhexyl)phosphordithioat,
das 8,1% Mo enthält.
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Beispiel 3:
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Beispiel 2 wurde wiederholt, außer dass
das Reaktorprodukt filtriert wurde, um vor der Bewertung der Flüssigkeit
Katalysatorfeststoffe zurückzugewinnen.
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Beispiel 4:
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Beispiel 2 wurde wiederholt, außer dass
Wasser in den Reaktor eingespeist wurde, um den Betrieb mit Einsatzmaterial
widerzuspiegeln, das 1,0 Gew.% Wasser enthielt.
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Tabelle
2
Zusammenfassung der Beispiele
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Die Beispiele von Tabelle 2 illustrieren,
dass die Geschwindigkeit der TAN-Zerstörung unter relativ milden thermischen
Bedingungen durch Zugabe von Spurenmengen an Molybdän, zugeführt als öllösliche Molybdänverbindung,
ohne Zusatz von Wasserstoff beschleunigt werden kann (Vergleich
Beispiel 2 und 3 mit Beispiel 1). Zudem wurde gezeigt, dass Wasser
eine inhibitierende Wirkung auf die TAN-Umwandlung hat (Vergleiche
Beispie- le 2 und 3 mit Beispiel 4).
