EA004853B1 - Состав и способ обработки нефтяного потока - Google Patents

Состав и способ обработки нефтяного потока Download PDF

Info

Publication number
EA004853B1
EA004853B1 EA200200618A EA200200618A EA004853B1 EA 004853 B1 EA004853 B1 EA 004853B1 EA 200200618 A EA200200618 A EA 200200618A EA 200200618 A EA200200618 A EA 200200618A EA 004853 B1 EA004853 B1 EA 004853B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
additive
weight
concentration
formulation
composition
Prior art date
Application number
EA200200618A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200200618A1 (ru
Inventor
Теренс Кокс
Нейл Грейнджер
Эдвард Джордж Скавелл
Original Assignee
Империал Кемикал Индастриз ПЛС
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from GBGB9928127.1A external-priority patent/GB9928127D0/en
Priority claimed from GB0007831A external-priority patent/GB0007831D0/en
Application filed by Империал Кемикал Индастриз ПЛС filed Critical Империал Кемикал Индастриз ПЛС
Publication of EA200200618A1 publication Critical patent/EA200200618A1/ru
Publication of EA004853B1 publication Critical patent/EA004853B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
    • C10L1/19—Esters ester radical containing compounds; ester ethers; carbonic acid esters
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/54—Compositions for in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
    • C10G33/04—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with chemical means
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G75/00—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general
    • C10G75/02—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general by addition of corrosion inhibitors
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/143—Organic compounds mixtures of organic macromolecular compounds with organic non-macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
    • C10L1/192—Macromolecular compounds
    • C10L1/198—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds homo- or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon to carbon double bond, and at least one being terminated by an acyloxy radical of a saturated carboxylic acid, of carbonic acid
    • C10L1/1985—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds homo- or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon to carbon double bond, and at least one being terminated by an acyloxy radical of a saturated carboxylic acid, of carbonic acid polyethers, e.g. di- polygylcols and derivatives; ethers - esters
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
    • C10L1/188—Carboxylic acids; metal salts thereof
    • C10L1/1881—Carboxylic acids; metal salts thereof carboxylic group attached to an aliphatic carbon atom
    • C10L1/1883—Carboxylic acids; metal salts thereof carboxylic group attached to an aliphatic carbon atom polycarboxylic acid
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
    • C10L1/192—Macromolecular compounds
    • C10L1/195—Macromolecular compounds obtained by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C10L1/197—Macromolecular compounds obtained by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds derived from monomers containing a carbon-to-carbon unsaturated bond and an acyloxy group of a saturated carboxylic or carbonic acid
    • C10L1/1973—Macromolecular compounds obtained by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds derived from monomers containing a carbon-to-carbon unsaturated bond and an acyloxy group of a saturated carboxylic or carbonic acid mono-carboxylic
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/18—Organic compounds containing oxygen
    • C10L1/192—Macromolecular compounds
    • C10L1/198—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds homo- or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon to carbon double bond, and at least one being terminated by an acyloxy radical of a saturated carboxylic acid, of carbonic acid
    • C10L1/1981—Condensation polymers of aldehydes or ketones
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/22—Organic compounds containing nitrogen
    • C10L1/222—Organic compounds containing nitrogen containing at least one carbon-to-nitrogen single bond
    • C10L1/2222—(cyclo)aliphatic amines; polyamines (no macromolecular substituent 30C); quaternair ammonium compounds; carbamates
    • C10L1/2225—(cyclo)aliphatic amines; polyamines (no macromolecular substituent 30C); quaternair ammonium compounds; carbamates hydroxy containing
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/22—Organic compounds containing nitrogen
    • C10L1/222—Organic compounds containing nitrogen containing at least one carbon-to-nitrogen single bond
    • C10L1/224—Amides; Imides carboxylic acid amides, imides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/22—Organic compounds containing nitrogen
    • C10L1/232—Organic compounds containing nitrogen containing nitrogen in a heterocyclic ring
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/22—Organic compounds containing nitrogen
    • C10L1/234—Macromolecular compounds
    • C10L1/238—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/22—Organic compounds containing nitrogen
    • C10L1/234—Macromolecular compounds
    • C10L1/238—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C10L1/2381—Macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds polyamides; polyamide-esters; polyurethane, polyureas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/26—Organic compounds containing phosphorus
    • C10L1/2633—Organic compounds containing phosphorus phosphorus bond to oxygen (no P. C. bond)
    • C10L1/2641—Organic compounds containing phosphorus phosphorus bond to oxygen (no P. C. bond) oxygen bonds only

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Emergency Medicine (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Составы присадок для нефти включают присадку для нефти, растворенную в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение формулы (I) (R)-Ph- (CH)-COO- (АО)-R, в которой Rпредставляет собой C-Салкил; АО представляет собой алкиленокси; n равно 0 или 1-100; m равно 0, 1 или 2 и Ph представляет фенильную группу, которая может быть замещена группами (R), в которых каждый из Rнезависимо представляет собой С-Салкил или алкокси; а р равно 0, 1 или 2. Потоки сырой или очищенной нефти могут быть обработаны путем добавления присадки для нефти, растворенной в жидком носителе формулы (I), к потоку продукта. Жидкий носитель желательно представляет собой или включает изопропилбензоат и/или 2-этилгексилбензоат.

Description

Данное изобретение относится к составам присадок для получения нефти, нефтепродуктов и особенно к таким составам, в которых активный компонент растворен в жидком носителе, в частности, когда жидкий носитель представляет собой сложный эфир ароматической кислоты, а также к применению таких составов при получении и переработке нефти, включая ее очистку.
Присадки часто применяют в нефти для получения особых результатов во время переработки, либо для придания особых свойств нефти. Обычно присадки готовят в виде растворов в подходящем жидком носителе, как правило, представляющем собой тяжелую ароматическую нафту (ΗΑΝ - смесь главным образом С9 и Сю ароматических углеводородов - преимущественно триметилбензолов, диэтилбензолов и диметилэтилбензолов). ΗΑΝ является очень эффективным, легко- и широкодоступным растворителем. Требования, предъявляемые к охране окружающей среды, диктуют необходимость снижения количества летучих ароматических соединений, применяемых в промышленном производстве, однако до сих пор не было найдено подходящего заменителя для ΗΑΝ.
Настоящее изобретение основано на открытии, заключающемся в том, что некоторые сложные эфиры ароматических карбоновых кислот, в частности, бензойной кислоты, являются очень эффективными растворителями, наносящими гораздо меньший вред окружающей среде, чем ΗΑΝ, которые могут быть использованы в качестве растворителей для нефтяных присадок, особенно присадок для сырых нефтепродуктов и используемых при химической переработке нефти. Соответственно, под термином «нефть» в данном описании подразумеваются сырые нефтепродукты и продукты химической и подобной ей переработки нефти, подвергаемые дальнейшей переработке, а словосочетания «присадка для нефти» и «состав присадки для нефти» и подобные им словосочетания имеют соответствующее значение.
Соответственно, настоящее изобретение предусматривает состав присадки для нефти, включающий по меньшей мере одну присадку для нефти, растворенную в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение формулы (I) (К2)р-РЙ-(СН2)т-СОО-(АО)п-К1 (I), в которой
К1 представляет собой С1-С10 алкилгруппу, в частности, разветвленную алкилгруппу, более предпочтительно С1-С6 алкилгруппу, наиболее предпочтительно С3-С5 разветвленную алкилгруппу;
АО представляет собой алкиленоксигруппу, в частности, этиленокси- или пропиленоксигруппу, и может варьироваться вдоль цепи (поли)алкиленокси;
п равно 0 или 1-100, предпочтительно 0; т равно 0,1 или 2, предпочтительно 0; и
Р11 представляет собой фенильную группу, которая может быть замещена группами (К2)р, в которых каждый из К2 независимо представляет собой С1-С4 алкил- или алкоксигруппу; а р равно 0, 1 или 2, предпочтительно 0.
Данное изобретение предусматривает способ обработки сырой нефти или потока переработанной нефти, включающего нефть или ее производное, в котором по меньшей мере одну присадку для нефти, растворенную в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение вышеприведенной формулы (I), вводят в поток продукта. Данное изобретение, кроме того, включает применение соединений вышеприведенной формулы (I) в качестве жидких носителей для присадок к нефти. Как описано ниже, жидкий носитель, предпочтительно, представляет собой изопропилбензоат либо включает указанное соединение.
В частности, присадка для нефти включает по меньшей мере один деэмульгирующий агент, и/или по меньшей мере один обессоливающий агент; и/или по меньшей мере один ингибитор коррозии. Соответственно, данное изобретение предусматривает состав присадки для нефти, включающий один или несколько из по меньшей мере одного деэмульгирующего агента, и/или по меньшей мере одного обессоливающего агента; и/или по меньшей мере одного ингибитора коррозии, растворенного в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение вышеприведенной формулы (I), в частности, когда жидкий носитель представляет собой изопропилбензоат или включает указанное соединение. Данное изобретение также предусматривает способ обработки потока продукта, включающего нефть или ее производное, в котором один или несколько из по меньшей мере одного деэмульгирующего агента, и/или по меньшей мере одного обессоливающего агента; и/или по меньшей мере одного ингибитора коррозии, растворенного в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение вышеприведенной формулы (I), в частности, когда жидкий носитель представляет собой изопропилбензоат или включает указанное соединение, вводят в поток продукта.
Многие присадки для нефти, применяемые в составах в соответствии с данным изобретением, представляют собой неионные поверхностно-активные вещества, и данное изобретение соответственно включает (по меньшей мере одно) соединение формулы (I) с растворенным в нем по меньшей мере одним неионным поверхностно-активным веществом.
В соединении формулы (I), применяемом в данном изобретении, К1, предпочтительно, представляет собой разветвленную алкильную группу, в частности, С3-С8 разветвленную, такую как С3-С5 вторичную, алкильную группу, например, он представляет собой изопропил (проп-2-ил), втор-бутил (бут-2-ил), изобутил (2метил-проп-1-ил) и/или трет-бутилгруппу, либо
2-этилгексилгруппу, при этом разветвление снижает легкость, с которой может быть гидролизован сложный эфир. В этом отношении особенно применимы сложные эфиры со вторичными спиртами, когда К1, предпочтительно, представляет собой С3-С5 вторичную алкилгруппу, и, особенно предпочтительно, изопропилгруппу. Несмотря на то, что карбоновая кислота в сложном эфире может представлять собой дигидрокоричную или фенилуксусную кислоту, она предпочтительно представляет собой бензойную кислоту, т.е. предпочтительно т равно 0. Подобным образом, несмотря на то что фенильное кольцо кислоты может быть замещенным, желательно, чтобы оно не было замещенным, т. е. предпочтительно р равно 0.
Сложные эфиры, применяемые в соответствии с данным изобретением, могут включать цепь (поли)алкиленокси, (АО)П в формуле (I), между карбоксильной группой и группой К1. При ее наличии цепь (поли)алкиленокси предпочтительно представляет собой цепь (поли)этиленокси, (поли)пропиленокси или цепь, включающую остатки как этиленокси, так и пропиленокси. В целом, включение такой цепи в сложный эфир нежелательно, т. е. предпочтительно η равно 0.
Сложные эфиры формулы (I), которые могут быть использованы в данном изобретении, включают этилбензоат, пропилбензоат, изопропилбензоат, втор-бутилбензоат, изобутилбензоат, трет-бутилбензоат, 2-этилгексилбензоат и нонилбензоат. Среди указанных соединений особенно применимым сложным эфиром является изопропилбензоат, и данное изобретение конкретно предусматривает состав, особенно состав одной из вышеуказанных присадок, в которой по меньшей мере одна присадка для нефти растворена в изопропилбензоате в качестве жидкого носителя. Изопропилбензоат обладает сочетанием свойств, которые делают его исключительно полезным в роли жидкого носителя. В виде чистого материала он имеет широкий жидкостной интервал с высокой температурой кипения (ВР са 219°С) и остается жидким при температуре, ниже обычно ожидаемой температуры окружающей среды (температура замерзания <-60°С); он имеет температуру вспышки (са 99°С) , позволяющую считать его невоспламеняемым, и в обычных условиях применения имеет низкое давление пара; он имеет плотность, подобную плотности воды (1,008 кг.л-1 при 25°С); и низкую вязкость (2,32 е81 при 25°С; измеряемую способом с применением Иобразной трубки, эквивалентную 2,34 тРа.5).
Жидкий носитель, применяемый в составах в соответствии с данным изобретением, предпочтительно, целиком представляет собой одно или несколько соединений формулы (I). Однако при желании они могут быть смешаны с другими растворителями или жидкими носителями. Примеры таких жидких носителей вклю чают тетрамер пропилена и этиллактат. Несмотря на возможность включения ΗΑΝ, нежелательно, чтобы ΗΑΝ или другой жидкий носитель, или растворитель, включающий существенное количество ароматических углеводородов, был использован в качестве основного компонента какого-либо из таких смешанных, жидких носителей из-за их вредного воздействия на окружающую среду. При использовании смесей соединения формулы (I) обычно присутствуют в количестве, составляющем по меньшей мере 40%, как правило, по меньшей мере 50%, желательно по меньшей мере 60%, особенно по меньшей мере 75% от массы всего используемого жидкого носителя. При их наличии других компонентов жидких носителей или растворителей, они, предпочтительно, применяются в количестве, составляющем от 1 до 40%, более предпочтительно, от 2 до 25%, и, наиболее предпочтительно, от 5 до 15% от массы всего используемого жидкого носителя.
Присадки к нефти представляют собой материалы, добавляемые к нефтяным материалам, в частности, к сырым нефтепродуктам и переработанными потокам нефти, для получения особых результатов, таких как деэмульгирование, обессоливание и антикоррозийность. В более широком смысле, количество присадки к нефти, включенное в состав, обычно составляет от 10 до 99%, как правило, от 15 до 90%, в частности, от 25 до 85%, от массы состава. В целом, количество присадки, добавляемой к нефти, составляет от 0,5 до 1000 частей на млн., как правило, от 1 до 300 частей на млн., от массы обрабатываемой нефти. Соответственно, количество состава присадки, добавляемой к нефти, предпочтительно, составляет от 1 до 1000 частей на млн., более предпочтительно, от 1 до 300 частей на млн., от массы обрабатываемой нефти. В пределах указанных общих интервалов количество конкретных присадок может варьироваться в соответствии с нижеприведенным описанием.
Как вкратце упомянуто выше, ряд присадок для сырых нефтепродуктов или химически перерабатываемой нефти может быть включен в составы в соответствии с данным изобретением. Основной функцией присадки является обеспечение конкретной активности, необходимой для состава при его применении на практике. Примеры присадок, которые могут быть использованы в составах в соответствии с данным изобретением, подробнее описаны ниже.
Эмульсии во время производства нефти образуются в результате воздействия на смеси нефтяных и водных фаз усилий высокого сдвига. Обычно данные эмульсии представляют собой эмульсии типа «вода-в-масле» с каплями воды, стабилизированными природными межпространственно активными материалами, такими как асфальтены, нафтеновые кислоты и порфирины. Присутствие подобных материалов создает сопротивление коалесценции, что за трудняет разделение нефтяных и водных фаз. Таким образом, желательно разрушить данные эмульсии, и обычно для ускорения разрушения эмульсий добавляют химические вещества, называемые деэмульгаторами или разрушителями эмульсий.
Желательно, а зачастую необходимо деэмульгировать (и обессоливать) сырые нефтепродукты на производственном участке по следующим техническим причинам:
получение за счет деэмульгирования продукта с более низкой вязкостью, что облегчает его транспортировку;
удаление воды, что является выгодным, благодаря экономии энергии; и снижение количества коррозийных материалов, находящихся в контакте с производственным оборудованием.
Кроме того, деэмульгирование приносит экономическую выгоду:
снижение технических требований к основным твердым осадкам и содержанию воды в сырой нефти при ее покупке; и высокое содержание воды в сырой нефти обуславливается более низкой ценой.
Деэмульгаторы обычно представляют собой растворы поверхностно-активных материалов в жидком носителе.
Соответственно, данное изобретение предусматривает состав деэмульгирующей присадки для нефти, особенно для сырых нефтепродуктов, включающий по меньшей мере одну деэмульгирующую присадку, растворенную в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение вышеприведенной формулы (I), в частности, когда жидкий носитель представляет собой изопропилбензоат или включает его в свой состав.
Данное изобретение далее предусматривает способ деэмульгирования потока продукта, особенно потока сырых нефтепродуктов, включающего нефть или ее производное, особенно сырые нефтепродукты, в котором по меньшей мере одну деэмульгирующую присадку, растворенную в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение вышеприведенной формулы (I), вводят в поток продукта, в частности, когда жидкий носитель представляет собой изопропилбензоат или включает его в свой состав.
Данное изобретение также предусматривает применение соединений вышеуказанной формулы (I) в качестве жидких носителей для деэмульгирующих присадок к нефти, особенно для деэмульгаторов сырых нефтепродуктов, в частности, когда жидкий носитель представляет собой изопропилбензоат или включает его в свой состав.
Обычные деэмульгирующие материалы обладают свойствами поверхностно-активных веществ и их примеры включают алкоксилаты формальдегидной смолы алкилфенола и ЕО/РО, блок- или статические сополимеры, которые обычно имеют молекулярную массу, составляющую от 1000 до 5000; подвергнутые дополнительному взаимодействию ЕО/РО блоксополимеры, особенно подвергнутые дополнительному взаимодействию с изоцианатными материалами, такими как ΜΌΙ [4,4'метиленбис(фенилизоцианат)] и полиамин, в частности, алкилен, особенно этилен, диамин, алкоксилаты, которые обычно имеют молекулярную массу, составляющую от 10000 до 100000; и полиол, особенно глицерин, алкоксилаты, которые могут иметь широкий диапазон молекулярной массы, составляющий от 1000 до 20000 и выше. Деэмульгаторы с молекулярной массой ниже 5000 обычно обеспечивают деэмульгирование, повышая уровень коалесценции капель воды, а деэмульгаторы с молекулярной массой выше 5000 обычно обеспечивают деэмульгирование, повышая флоккуляцию капель воды, особенно небольших капель воды. Обычно применяют сочетание двух и более, например, до семи деэмульгаторов, соответствующих условиям в потоке нефтепродуктов, например, сочетание агентов, улучшающих коалесценцию и флоккуляцию.
Концентрация деэмульгирующих компонентов в жидком носителе или растворителе обычно составляет от 10 до 90%, как правило, от 15 до 85%, в частности, от 25 до 80%, от массы общего состава. Соответственно, деэмульгирующие составы согласно данному изобретению обычно включают от 90 до 10%, как правило, от 85 до 15%, в частности, от 75 до 20% жидкого носителя, от массы общего состава. На практике количество деэмульгатора, введенного в поток нефтепродуктов, обычно составляет от 1 до 500 частей на млн., в частности, от 5 до 150 частей на млн., от массы потока нефтепродуктов. Соответственно, пропорция добавления состава деэмульгатора к потоку нефтепродуктов обычно составляет от 5 до 1000 частей на млн., в частности от 10 до 300 частей на млн., от массы общего состава.
При работе с потоками нефтепродуктов хорошо известно, что коррозия может наносить большой вред, особенно при химической переработке нефти; коррозия в самом деле вызывает наибольшие расходы в процессе обеспечения химической переработки нефти. Одной из причин коррозии являются водорастворимые неорганические соли, естественным образом присутствующие в сырых нефтепродуктах. Данные загрязняющие примеси включают хлориды кальция, магния и натрия. При температуре в печи хлориды кальция и магния могут быть гидролизованы, образуя газообразный хлористый водород, который в присутствии остаточной воды и технологического пара может привести к образованию высококорродирующей среды. Для удаления большей части таких солей применяют обессоливающие агенты, обычно
Ί наряду с избытком воды и твердых веществ, как правило, до предварительного нагревания сырых нефтепродуктов перед испарением в печи. Сырую нефть обычно обессоливают путем промывания водой с последующей дегидратацией, как правило, усиливаемой термальной, электрической и/или химической обработкой.
Таким образом, данное изобретение предусматривает состав присадки для нефти, включающий по меньшей мере одну обессоливающую присадку, растворенную в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение вышеприведенной формулы (I), в частности, когда жидкий носитель представляет собой или включает изопропилбензоат. Данное изобретение, кроме того, предусматривает способ обессоливания потока продукта, включающего нефть или ее производное, в котором по меньшей мере одну обессоливающую присадку, растворенную в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение вышеприведенной формулы (I), вводят в поток продукта, в частности, когда жидкий носитель представляет собой или включает изопропилбензоат. Данное изобретение также предусматривает применение соединений вышеприведенной формулы (I) в качестве жидкого носителя для обессоливающих присадок, в частности, когда жидкий носитель представляет собой или включает изопропилбензоат.
Обессоливающие химические агенты применяют для улучшения и/или ускорения разделения масляных и водных фаз. Обычно обессоливающие химические агенты являются такими же или подобными деэмульгаторам, поэтому описание деэмульгаторов и их составов, имеющих концентрацию материалов, применяемых в указанных составах, также относится к обессоливающим агентам. Количество обессоливающих агентов, добавляемых к потокам нефти, обычно несколько ниже количества, применяемого для деэмульгирования, поскольку добавление воды с целью растворения потенциальных корродирующих солей приводит к образованию эмульсий, которые обычно могут быть деэмульгированы с большей легкостью. При использовании количество обессоливающих агентов, добавляемых к потоку нефтепродуктов, обычно составляет от 1 до 300 частей на млн., в частности, от 2 до 100 частей на млн., от массы потока нефтепродуктов. Соответственно, количество добавляемого состава-деэмульгатора к потоку нефтепродуктов обычно составляет от 2 до 500 частей на млн., в частности, от 2 до 200 частей на млн., от массы общего состава.
Другим источником коррозии, особенно при разработке нефтяных месторождений и химической переработке нефти, является вода и загрязняющие примеси в ней, присутствующие в нефтепродуктах. Концентрация таких загрязняющих примесей широко варьируется, например, от частей на миллиард или вплоть до от 30 до 40% от массы воды. Четыре основных группы материалов, вызывающих коррозию, включают: неорганические соли, кислые газы, содержащие сероводород, кислород и бактерии. Ингибиторы коррозии добавляют к потоку нефти в виде растворов в жидком носителе с целью снижения или устранения коррозии.
Соответственно, данное изобретение предусматривает состав присадки для нефти, включающий по меньшей мере один ингибитор коррозии, растворенный в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение вышеприведенной формулы (I), в частности, когда жидкий носитель представляет собой или включает изопропилбензоат. Данное изобретение, кроме того, предусматривает способ обработки потока продукта, включающего нефть или ее производное, в котором по меньшей мере один ингибитор коррозии, растворенный в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение вышеприведенной формулы (I), вводят в поток продукта, в частности, когда жидкий носитель представляет собой или включает изопропилбензоат. Данное изобретение также предусматривает применение соединений вышеприведенной формулы (I) в качестве жидких носителей для ингибиторов коррозии, в частности, когда жидкий носитель представляет собой или включает изопропилбензоат.
Ингибиторы коррозии, применяемые при переработке нефти, обычно представляют собой либо пленкообразующие, либо нейтрализующие присадки. Пленкообразующие ингибиторы коррозии в целом представляют собой органические материалы, абсорбирующиеся или адсорбирующиеся на поверхности металла, образуя покрытие, которое изолирует металл от корродирующих жидкостей. В целом, ингибирующая пленка образует на металлической поверхности гидрофобный слой, в достаточной мере предотвращающий контакт воды с металлом и, следовательно, реакцию коррозии. Несмотря на то, что получаемые покрытия обычно не являются когерентными, самоподдерживающимися пленками, термин «образование пленки» для ингибиторов коррозии широко используется в данной области и применяется здесь для описания таких ингибиторов коррозии. Примеры пленкообразующих ингибиторов коррозии, которые могут быть использованы в данном изобретении включают: димерные/тримерные жирные кислоты, сложные эфиры фосфата, сложные жирные амиды и особенно применяемые на нефтеперерабатывающих заводах имидазолины. Нейтрализующие агенты могут действовать как ингибиторы коррозии, нейтрализуя кислотные материалы, которые в противном случае оказывали бы корродирующее действие. Их примеры включают амины, в частности алканоламины, такие как диметиламиноэтанол.
Концентрация пленкообразующего и/или нейтрализующего ингибитора (ингибиторов) коррозии в жидком носителе или растворителе обычно составляет от 60 до 99%, как правило, от 70 до 90%, в частности от 75 до 85%, от массы общего состава. Такие составы ингибитора коррозии обычно включают от 40 до 1%, как правило, от 30 до 10%, в частности от 25 до 15%, жидкого носителя от массы всего состава.
При использовании количество ингибитора коррозии, вводимого в поток нефтепродуктов, обычно составляет от 0,5 до 50 частей на млн., как правило, от 1 до 25 частей на млн., в частности от 1 до 15 частей на млн., от массы потока нефтепродуктов. Соответственно, количество добавляемого к потоку нефтепродуктов состава ингибитора коррозии обычно составляет от 1 до 100 частей на млн., как правило, от 1 до 50 частей на млн., в частности от 1 до 30 частей на млн., от массы общего состава.
Данное изобретение проиллюстрировано нижеследующими примерами. Если не указано иначе, то все части и процентные величины приведены в расчете на массу.
Материалы Растворители
8011 изопропилбензоат
8012 этилбензоат
8013 нонилбензоат
8014 2-этилгексилбензоат
8015 смесь 3:1 (объемн.) 8о11 и 8о13 С8о11 коммерческий растворитель для тяжелой ароматической нафты (ΗΑΝ)
Ό1 коммерческий деэмульгатор - алкоксилат фенолформальдегидной смолы С9 фенола (мол. вес са. 5400)
Ό2 коммерческий деэмульгатор - этоксилат фенолформальдегидной смолы С5 фенола (мол. вес са. 1800)
Ό3 коммерческий деэмульгатор - сополимер ЕР-РО, подвергнутый дополнительному взаимодействию с ΜΌΙ (мол. вес са 18000)
АС1 коммерческий антикоррозийный агент - Рпро1 1040, смешанный димерный/тримерный, кислотный антикоррозийный агент ех ишс.|ста
Пример 1.
Деэмульгирующую жидкость готовили из 20 частей мас. 8о11 (изо-пропилбензоат) и 80 частей мае. смеси алкоксилатов формальдегидной смолы алкил (в основном С5, С8 и С9 алкил) фенола. Полученная жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который можно использовть для деэмульгирования и/или обессоливания. Данный пример повторяли, применяя 8о12, 8о13, 8о14 и 8о15, и в каждом случае полученная деэмульгирующая жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для деэмульгирования и/или обессоливания.
Пример 2.
Деэмульгирующую жидкость готовили из 60 частей мас. 8о11 (изопропилбензоат), 20 час тей мас. этоксилата формальдегидной смолы нонилфенола и 20 частей мас. алкоксилата этилендиамина. Полученная жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для деэмульгирования и/или обессоливания. Данный пример повторяли, применяя 8о12, 8о13, 8о14 и 8о15, и в каждом случае полученная деэмульгирующая жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для деэмульгирования и/или обессоливания.
Пример 3.
Деэмульгирующую жидкость готовили из 29 частей мае. 8о11 (изо-пропилбензоат), 54 частей мас. этоксилата формальдегидной смолы нонилфенола и 17 частей мас. алкоксилата этилендиамина. Полученная жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для деэмульгирования и/или обессоливания. Данный пример повторяли, применяя 8о12, 8о13, 8о14 и 8о15, и в каждом случае полученная деэмульгирующая жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для деэмульгирования и/или обессоливания.
Пример 4.
Состав жидкости для ингибитора коррозии готовили из 70 частей мас. 8о11 (изопропилбензоат) и 30 частей мас. пленкообразующего, фосфатно-эфирного ингибитора коррозии. Полученная жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор. Данный пример повторяли, применяя 8о12, 8о13, 8о14 и 8о15, и в каждом случае полученный состав ингибитора коррозии представлял собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для деэмульгирования и/или обессоливания.
Пример 5.
Состав жидкости для ингибитора коррозии готовили из 70 частей мас. 8о11 (изопропилбензоат) и 30 частей мас. димерного, кислотного, пленкообразующего, ингибитора коррозии. Полученная жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор. Данный пример повторяли, применяя 8о12, 8о13, 8о14 и 8о15, и в каждом случае полученный состав ингибитора коррозии представлял собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для деэмульгирования и/или обессоливания.
Пример 6.
Состав жидкости для ингибитора коррозии готовили из 70 частей мас. 8о11 (изопропилбензоат) и 30 частей мас. сложного, амидного, пленкообразующего ингибитора коррозии. Полученная жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для деэмульгирования и/или обессоливания. Данный пример повторяли, применяя 8о12. 8о13. 8о14 и 8о15, и в каждом случае полученный состав ингибитора коррозии представлял собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для деэмульгирования и/или обессоливания.
Пример 7.
Состав нейтрализующей жидкости для ингибитора коррозии, применимого при химической переработке нефти, готовили из 60 частей мас. 8о11 (изопропилбензоат) и 40 частей мас. диметиламиноэтанольного, нейтрализующего агента для ингибитора коррозии. Полученная жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор. Данный пример повторяли, применяя 8о12, 8о13, 8о14 и 8о15, и в каждом случае полученный состав ингибитора коррозии представлял собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для нейтрализующего ингибирования коррозии при химической переработке нефти.
Пример 8.
Состав жидкости для ингибитора коррозии, применимого при химической переработке нефти, готовили из 60 частей мас. 8о11 (изопропилбензоат) и 40 частей мас. имидазолинового ингибитора коррозии. Полученная жидкость представляла собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор. Данный пример повторяли, применяя 8о12, 8о13, 8о14 и 8о15, и в каждом случае полученный состав ингибитора коррозии представлял собой прозрачный, однофазный, стабильный раствор, который может быть использован для нейтрализующего ингибирования коррозии при химической переработке нефти.
Пример 9.
Составы аналитических деэмульгаторов готовили, растворяя по одному каждый из следующих деэмульгирующих агентов: Ό1, Ό2 и Ό3 в жидком носителе при концентрации, составляющей 50 мас. %. В примерах 9.1-9.3 данного изобретения применяли 8о11 (изо-пропилбензоат) в качестве жидкого носителя, а в сравнительных примерах 9.С.1-9.С.3 применяли С8о11 (ΗΑΝ) в качестве жидкого носителя. Исследовали действие деэмульгирующих составов на эмульсионный поток сырой нефти типа «вода-в-масле». Немедленно отбирали образцы из производственной скважины в течение трех дней подряд. Содержание воды в потоке варьировалось от 40 до 60 мас. %. Образцы исследовали, помещая 100 г эмульсии в градуированную бутыль, добавляя аналитический состав деэмульгатора в количестве 50 частей на млн. активного деэмульгатора, встряхивая бутыли (50х) для того, чтобы обеспечить хорошее перемешивание деэмульгатора, и выдерживая образцы в ванне термостата при 26°С (температура потока сырых нефтепродуктов) в течение 60 мин. По истечении указанного времени измеряли степень разрушения эмульсии по количеству отделившейся в виде отдельной фазы воды, а полученный результат выражали в виде процентной величины отделения воды от содержания воды в эмульсии. Результаты представлены в виде среднего и стандартного отклонения образцов, взятых в течение трех дней. Составы и результаты исследования представлены ниже в табл. 1.
Таблица1
Пример № Деэмульгатор Отделение воды
Вид Концентрация (частей на млн.) Ср.(%) 8Ό
9.С.1 Ό1 50 57 12,4
9.С.2 Ό2 50 46 9,0
9.С.3 Ό3 50 62 7,1
9.1 Ό1 50 57 11,7
9.2 Ό2 50 52 9,4
9.3 Ό3 50 58 7,5
Пример 10.
Составы деэмульгаторов готовили и широко исследовали в соответствии с описанием, приведенным в примере 9, применяя растворители 8о11, 8о12, 8о13, 8о14 и 8о15, а также сравнительные исследования 10.С.1-10.С.3 с применением С8о11. Применяли активные деэмульгаторы Ό1, Ό2 и Ό3 в соответствии с примером 9; количество применяемого деэмульгатора составляло 20 частей на млн. на поток нефтепродуктов; а температура исследования составляла 29,5°С (температура потока нефтепродуктов). Полученные результаты представлены ниже в табл. 2 (данные по деэмульгатору Ό1 представляют собой средние результаты двух исследований, а другие данные - результаты одного исследования).
Таблица 2
Пример № Растворитель Деэмульгатор Отделение воды (%)
Вид Количество (частей на млн.)
10.С.1 С8о11 Ό1 20 49
10.С.2 С8о11 Ό2 20 38
10.С.3 С8о11 Ό3 20 33
10.1 8о11 Ό1 20 47,5
10.2 8о11 Ό2 20 42
10.3 8о11 Ό3 20 36
10.4 8о12 Ό1 20 49
10.5 8о12 Ό2 20 41
10.6 8о12 Ό3 20 39
10.7 8о13 Ό1 20 46,5
10.8 8о13 Ό2 20 30
10.9 8о13 Ό3 20 48
10.10 8о14 Ό1 20 46,5
10.11 8о14 Ό2 20 26
10.12 8о14 Ό3 20 48
10.13 8о15 Ό1 20 50,5
10.14 8о15 Ό2 20 35
10.15 8о15 Ό3 20 48
Пример 11.
Исследования по ингибированию коррозии проводили, применяя стабилизатор напряжения пропанолом. Прибор показал уровень коррозии (СК) в миллидюймах в год (тру) (1 тру = .0254 мм. год-1), и результаты в приводимой ниже табЕС&С. модель 273, в котором металлический (мягкая сталь) образец для испытаний размещен на вращающемся цилиндрическом электроде, погруженном в солевой раствор, содержащийся в стеклянной колбе, и поддерживается при постоянном напряжении относительно электрода для сравнения, а ток, вырабатываемый коррозией металлической поверхности, измеряется и доводится при помощи прибора до стандартной величины уровня коррозии мм.год-1.
Перед исследованием образцы для испытаний (хранившиеся в дессикаторе) тщательно взвешивали. Цилиндрический электрод оборачивали алюминиевой фольгой для того, чтобы обеспечить хороший электрический контакт, и образец для испытаний осторожно размещали на электроде. Данный образец для испытаний затем промывали изопропанолом, деионизированной водой, погружали в 15% соляную кислоту на 30 с, после чего тщательно промывали в деионизированной воде.
Для исследования 800 мл раствора рассола (1,65 М ЫаС1, 0,021 М СаС12.2Н2О и 0,009 М МдС12.6Н2О в деионизированной воде) помещали в стеклянную колбу, в которую затем погружали углеродные электроды. Перед началом исследования солевой раствор продували в течение 40 мин газообразным азотом для удаления растворенного кислорода. Поток азота перекрывали, при этом образец для исследований, размещенный на вращающемся цилиндрическом электроде, погружали в солевой раствор, а все сочленения соединяли с электронной частью стабилизатора напряжения. Затем сравнительный электрод из каломеля помещали в колбу как можно ближе к образцу (для получения более достоверных измерений). Поток азота вновь открывали и цилиндрический электрод с образцом для испытаний вращали со скоростью 6000 об./мин (100 Гц) в течение 1 ч для получения базовой величины коррозии (при отсутствии антикоррозийного агента), добавляли исследуемый антикоррозийный агент и исследование продолжали, вращая электрод со скоростью 6000 об./мин, 4000 об./мин (67 Гц), 2000 об./мин (33 Гц) в течение 1 ч, а затем в течение 2 ч со скоростью 4000 об./мин и 2 ч со скоростью 6000 об./мин, при этом измерения делали в конце каждого периода времени (поток газа выключали на 10 мин перед и во время фактических измерений). Количество применяемого исследуемого агента составляло 25 частей на млн. (масса/объем) от активного антикоррозийного агента. Исследуемый материал в примере (пример № 11) представлял собой раствор 75 мас.% антикоррозийного агента АС1 в 25 мас.% растворителя 8о11. Для сравнения (11С) применяли чистый антикоррозийный агент. С целью облегчения добавления небольшого количества аналитического материала в систему для исследований материал из примера № 11 еще больше разбавляли (до 35 мас.% активный) изо лице представлены в данном виде и в виде процентной величины эффективности защиты (РЕ), определяемой следующим образом:
РЕ(%)=100х[СКнеингибир,- 'СКингибир. ]/СКнеингибир.
Таблица 3
Пример № Время (часы) 1 2 3 4 5 6
Скорость вращения (об./мин) 6000 6000 4000 2000 4000 6000
11 СК 39 35 24 8 20 32
РЕ(%) 0 11 40 80 48 18
11С СК 48 30 36 30 30 26
РЕ(%) 0 37 26 37 38 46
Приведенные данные показывают, что состав, включающий растворитель из изопропилбензоата остается эффективным, обеспечивая антикоррозийное действие в условиях исследования.

Claims (26)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Состав для обработки нефтяного потока, включающий по меньшей мере одну присадку для нефти, растворенную в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение формулы (I) (К2)р-РЙ-(СН2)т-СОО-(АО)п-К1 (I), в которой
    К1 представляет собой С1-С10 алкилгруппу;
    АО представляет собой алкиленоксигруппу, которая может варьироваться вдоль цепи (поли)алкиленокси;
    п равно 0 или от 1 до 100;
    т равно 0, 1 или 2; и
    Р11 представляет собой фенильную группу, которая может быть замещена группами (К2)р, в которых каждый из К2 независимо представляет собой С1-С4 алкил- или алкоксигруппу; а р равно 0, 1 или 2.
  2. 2. Состав по п.1, в котором К1 представляет собой С1-С6 алкилгруппу.
  3. 3. Состав по п.2, в котором К1 представляет С3-С5 разветвленную алкилгруппу.
  4. 4. Состав по п.1 или 2, в котором п равно 0, т равно 0, а р равно 0.
  5. 5. Состав по любому из пп.1-4, в котором жидкий носитель представляет собой или включает изо-пропилбензоат или 2-этилгексилбензоат.
  6. 6. Состав по любому из пп.1-5, в котором по меньшей мере одна присадка для нефти включает по меньшей мере один деэмульгирующий агент, и/или по меньшей мере один обессоливающий агент, и/или по меньшей мере один ингибитор коррозии.
  7. 7. Состав по любому из пп.1-6, в котором жидкий носитель включает по меньшей мере 50 мас.% соединения формулы (I) от общей массы жидкого носителя.
  8. 8. Состав по любому из пп.1-7, в котором присадка представляет собой по меньшей мере один деэмульгирующий агент, и/или по меньшей мере один обессоливающий агент, и/или по меньшей мере один ингибитор коррозии.
  9. 9. Состав по любому из пп.1-8, в котором концентрация присадки составляет от 15 до 90 мас.% состава.
  10. 10. Состав по п.9, в котором присадка включает по меньшей мере один деэмульгирующий агент в концентрации, составляющей от 15 до 85 мас.% состава.
  11. 11. Состав по п.9, в котором присадка включает по меньшей мере один обессоливающий агент в концентрации, составляющей от 15 до 85 мас.% состава.
  12. 12. Состав по п.9, в котором присадка включает по меньшей мере один ингибитор коррозии в концентрации, составляющей от 70 до 90 мас.% состава.
  13. 13. Способ обработки нефтяного потока, в котором по меньшей мере одну присадку к нефти, растворенную в жидком носителе, включающем по меньшей мере одно соединение формулы (I) по любому из пп.1-4, вводят в поток продуктов.
  14. 14. Способ по п.13, в котором присадка для нефти представляет собой один или несколько из по меньшей мере одного деэмульгирующего агента и/или по меньшей мере одного обессоливающего агента; и/или, по меньшей мере одного ингибитора коррозии.
  15. 15. Способ по п.13 или 14, в котором жидкий носитель представляет собой или включает изопропилбензоат.
  16. 16. Способ по любому из пп.13-15, в котором жидкий носитель включает по меньшей мере 50 мас.% соединения формулы (1) от общей массы жидкого носителя.
  17. 17. Способ по любому из пп.13-16, в котором присадка представляет собой деэмульгирующий агент, обессоливающий агент или ингибитор коррозии.
  18. 18. Способ по любому из пп.13-17, в котором концентрация присадки составляет от 15 до 90 мас.% состава.
  19. 19. Способ по п.18, в котором присадка включает по меньшей мере один деэмульгирующий агент в концентрации, составляющей от 15 до 85 мас.% состава.
  20. 20. Способ по п.18, в котором присадка включает по меньшей мере один обессоливающий агент в концентрации, составляющей от 15 до 85 мас.% состава.
  21. 21. Способ по п.18, в котором присадка включает по меньшей мере один ингибитор коррозии в концентрации, составляющей от 70 до 90 мас.% состава.
  22. 22. Способ по любому из пп.13-21, в котором концентрация присадки в нефти составляет от 1 до 300 частей на млн. мас.
  23. 23. Способ по п.22, в котором присадка включает по меньшей мере один деэмульгирующий агент, а концентрация присадки в нефти составляет от 5 до 150 частей на млн. мас.
  24. 24. Способ по п.22, в котором присадка включает по меньшей мере один обессоливающий агент, а концентрация присадки в нефти составляет от 2 до 100 частей на млн. мас.
  25. 25. Способ по п.22, в котором присадка включает по меньшей мере один ингибитор коррозии, а концентрация присадки в нефти составляет от 1 до 25 частей на млн. мас.
  26. 26. Композиция, представляющая собой раствор неионного поверхностно-активного вещества в растворителе, представляющем собой или включающем по меньшей мере одно соединение формулы (I) по любому из пп.1-4.
EA200200618A 1999-11-30 2000-11-27 Состав и способ обработки нефтяного потока EA004853B1 (ru)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB9928127.1A GB9928127D0 (en) 1999-11-30 1999-11-30 Petroleum additive formulations
US16963099P 1999-12-08 1999-12-08
GB0007831A GB0007831D0 (en) 2000-03-31 2000-03-31 Oil production additive formulations
US20503300P 2000-05-18 2000-05-18
PCT/GB2000/004509 WO2001040410A1 (en) 1999-11-30 2000-11-27 Oil production additive formulations

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200200618A1 EA200200618A1 (ru) 2002-12-26
EA004853B1 true EA004853B1 (ru) 2004-08-26

Family

ID=27447823

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200200618A EA004853B1 (ru) 1999-11-30 2000-11-27 Состав и способ обработки нефтяного потока

Country Status (15)

Country Link
US (1) US7285519B2 (ru)
EP (1) EP1235888B1 (ru)
JP (1) JP2003515660A (ru)
CN (1) CN1226393C (ru)
AR (1) AR026663A1 (ru)
AT (1) ATE313612T1 (ru)
AU (1) AU782749B2 (ru)
BR (1) BR0015988A (ru)
CA (1) CA2392061A1 (ru)
CO (1) CO5200800A1 (ru)
DE (1) DE60025035D1 (ru)
EA (1) EA004853B1 (ru)
MX (1) MXPA02005351A (ru)
NO (1) NO20022554L (ru)
WO (1) WO2001040410A1 (ru)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7497943B2 (en) 2002-08-30 2009-03-03 Baker Hughes Incorporated Additives to enhance metal and amine removal in refinery desalting processes
US8425765B2 (en) 2002-08-30 2013-04-23 Baker Hughes Incorporated Method of injecting solid organic acids into crude oil
US8951951B2 (en) * 2004-03-02 2015-02-10 Troxler Electronic Laboratories, Inc. Solvent compositions for removing petroleum residue from a substrate and methods of use thereof
US7547672B2 (en) * 2004-10-12 2009-06-16 Pantheon Chemical, Inc. Composition for cleaning and degreasing, system for using the composition, and methods of forming and using the composition
US8367739B2 (en) 2004-12-29 2013-02-05 Troxler Electronic Laboratories, Inc. Asphalt release agent
US20110031165A1 (en) * 2009-08-04 2011-02-10 Karas Larry John Processes for removing hydrogen sulfide from refined hydrocarbon streams
US9790438B2 (en) 2009-09-21 2017-10-17 Ecolab Usa Inc. Method for removing metals and amines from crude oil
WO2013130123A1 (en) * 2012-02-28 2013-09-06 General Electric Company Steam generator additives to miniminze fouling and corrosion in crude towers
US9260601B2 (en) 2012-09-26 2016-02-16 General Electric Company Single drum oil and aqueous products and methods of use
WO2014028193A1 (en) 2012-08-14 2014-02-20 General Electric Company Demulsifying compositions and methods of use
JP6490693B2 (ja) * 2013-12-16 2019-03-27 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイＳｈｅｌｌ Ｉｎｔｅｒｎａｔｉｏｎａｌｅ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｍａａｔｓｃｈａｐｐｉｊ Ｂｅｓｌｏｔｅｎ Ｖｅｎｎｏｏｔｓｈａｐ 液体燃料組成物
CN111164180A (zh) * 2017-07-06 2020-05-15 英诺斯帕油田化工有限责任公司 组合物及其相关方法和用途
US11008526B2 (en) 2019-07-23 2021-05-18 Croda Inc. Demulsifier for quaternary ammonium salt containing fuels

Family Cites Families (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2284080A (en) 1938-10-06 1942-05-26 Pure Oil Co Motor fuel adjuvant
LU34870A1 (ru) 1956-01-11
US3009793A (en) * 1958-03-10 1961-11-21 Texaco Inc Motor fuel containing synergistic anti-knock additive
BE582716A (ru) 1958-09-18
US3054666A (en) * 1960-03-17 1962-09-18 Exxon Research Engineering Co Motor fuel composition
FR1321030A (fr) * 1962-03-20 1963-03-15 Shell Int Research Composition combustible
US3879176A (en) 1970-12-11 1975-04-22 Nippon Oil Co Ltd Liquefied petroleum gas compositions
RO78329A2 (ro) 1979-11-10 1982-02-26 Combinatul Petrochimic,Ro Compozitie de carburant pentru motoare cu ardere interna
US4444576A (en) 1982-11-01 1984-04-24 Koch Process Systems, Inc. Energy-saving distillative separation using low-temperature heat input
US5089028A (en) * 1990-08-09 1992-02-18 Mobil Oil Corporation Deposit control additives and fuel compositions containing the same
US5087268A (en) * 1991-04-17 1992-02-11 Parish Walter W Processes for producing a ferrous picrate fuel additive
JPH061985A (ja) * 1992-06-18 1994-01-11 Mitsubishi Kasei Vinyl Co ガソリン組成物
US5569310A (en) * 1992-12-18 1996-10-29 Chevron Chemical Company Poly(oxyalkylene) hydroxyaromatic ethers and fuel compositions containing the same
ATE181353T1 (de) 1993-07-16 1999-07-15 Victorian Chemical Internation Treibstoffgemische
EP0675940B1 (en) * 1993-10-28 2000-05-24 Chevron Chemical Company LLC Polyalkyl hydroxyaromatic esters and fuel compositions containing the same
EP0664331A1 (en) * 1994-01-20 1995-07-26 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Substituted polyoxyalkylene compounds
US5417725A (en) * 1994-02-01 1995-05-23 Graves; Gordon C. Penetration and fixture freeing agent
CA2194572A1 (en) * 1994-05-31 1995-12-07 William C. Orr Vapor phase combustion methods and compositions
GB9621262D0 (en) * 1996-10-11 1996-11-27 Exxon Chemical Patents Inc Lubricity additives for fuel oil compositions
GB9707367D0 (en) * 1997-04-11 1997-05-28 Exxon Chemical Patents Inc Improved oil compositions
US6283133B1 (en) * 1997-08-18 2001-09-04 Jgc Corporation Method for cleaning heavy hydrocarbon scale adhered to heat exchanger and piping structure for cleaning
US6071319A (en) * 1998-12-22 2000-06-06 Chevron Chemical Company Llc Fuel additive compositions containing aromatic esters of polyalkylphenoxyalkanols and aliphatic amines
DE10000649C2 (de) * 2000-01-11 2001-11-29 Clariant Gmbh Mehrfunktionelles Additiv für Brennstofföle
EP1116780B1 (de) * 2000-01-11 2005-08-31 Clariant GmbH Mehrfunktionelles Additiv für Brennstofföle
US7122507B2 (en) * 2000-05-15 2006-10-17 Imperial Chemical Industries Plc Drilling fluids and method of drilling

Also Published As

Publication number Publication date
AU782749B2 (en) 2005-08-25
JP2003515660A (ja) 2003-05-07
NO20022554D0 (no) 2002-05-29
EP1235888A1 (en) 2002-09-04
ATE313612T1 (de) 2006-01-15
CO5200800A1 (es) 2002-09-27
MXPA02005351A (es) 2003-02-12
EP1235888B1 (en) 2005-12-21
AR026663A1 (es) 2003-02-19
EA200200618A1 (ru) 2002-12-26
NO20022554L (no) 2002-05-30
AU1714401A (en) 2001-06-12
CN1409752A (zh) 2003-04-09
BR0015988A (pt) 2002-11-12
DE60025035D1 (de) 2006-01-26
US20030051395A1 (en) 2003-03-20
US7285519B2 (en) 2007-10-23
WO2001040410A1 (en) 2001-06-07
CN1226393C (zh) 2005-11-09
CA2392061A1 (en) 2001-06-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP3286175B1 (en) Development of a high temperature stable scavenger for removal of hydrogen sulfide
EA004853B1 (ru) Состав и способ обработки нефтяного потока
EP2555845B1 (en) Recovery and separation of crude oil and water from emulsions
BRPI1010090B1 (pt) Uso de um produto que pode ser obtido pela reação de um derivado quaternizado parcial ou integral de uma amina graxa alcoxilada e método para proteger uma superfície metálica de corrosão
CA2741837C (en) Amino and imino propionic acids, process of preparation and use
PT810302E (pt) Utilizacao de uma mistura de agentes tensioactivos para inibicao da corrosao
US5250174A (en) Method of breaking water-in-oil emulsions by using quaternary alkyl amine ethoxylates
Al‐Sabbagh et al. Organic corrosion inhibitors for steel pipelines in oilfields
Al-Sabagh et al. Investigation of the demulsification efficiency of some ethoxylated polyalkylphenol formaldehydes based on locally obtained materials to resolve water-in-oil emulsions
US6368422B1 (en) Process for removing solid asphalt residues produced in the petroleum industry
RU2734393C1 (ru) Ослабление внутренней коррозии в трубопроводе для транспортирования сырой нефти
Adizov et al. Analysis of efficiency of chemical reagents used in destruction of oil emulses in local deposits
RU2096438C1 (ru) Композиция для разрушения водонефтяной эмульсии, защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (варианты)
US3549532A (en) Weighted corrosion inhibitors
Gurbanov et al. STUDY ON EFFICIENCY OF NEW MULTIFUNCTIONAL COMPOSITIONS FOR PREPARATION OF OIL FOR TRANSPORTATION.
Topilnitskij Corrosion protection of oil production and refinery equipment
Al‐Sabagh et al. Synthesis and evaluation of some polymeric surfactants for treating crude oil—Part II. Destabilization of naturally occurring water‐in‐oil emulsions by polyalkylphenol formaldehyde amine resins
US10858575B2 (en) Temperature-stable corrosion inhibitor compositions and methods of use
US3682990A (en) Demulsifier for water-petroleum emulsions
ZA200203917B (en) Oil production additive formulations.
RU2225431C1 (ru) Способ получения деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий, обладающего эффектом подавления сульфатвосстанавливающих бактерий, ингибирования коррозии, асфальтено-смоло-парафиновых отложений и обессеривания нефти
RU2717859C1 (ru) Состав для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений
RU2518034C2 (ru) Ингибитор коррозии пролонгированного действия для защиты нефтепромыслового и нефтеперерабатывающего оборудования (варианты)
RU2157398C1 (ru) Деэмульгатор
PL245670B1 (pl) Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania emulsji ropa naftowa- woda typu W/O

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ TM RU