EA027522B1 - Способ получения соли arn-кислоты - Google Patents
Способ получения соли arn-кислоты Download PDFInfo
- Publication number
- EA027522B1 EA027522B1 EA201070616A EA201070616A EA027522B1 EA 027522 B1 EA027522 B1 EA 027522B1 EA 201070616 A EA201070616 A EA 201070616A EA 201070616 A EA201070616 A EA 201070616A EA 027522 B1 EA027522 B1 EA 027522B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- acid
- ακν
- salt
- oil
- water
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 title claims abstract description 203
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 146
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 65
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 54
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 34
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 18
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 159000000007 calcium salts Chemical group 0.000 claims description 7
- 230000003113 alkalizing effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000010533 azeotropic distillation Methods 0.000 claims description 4
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims description 3
- 150000000000 tetracarboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 19
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 6
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 4
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 235000015872 dietary supplement Nutrition 0.000 description 3
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 125000005609 naphthenate group Chemical group 0.000 description 3
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 239000002778 food additive Substances 0.000 description 2
- 235000013373 food additive Nutrition 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 iron ions Chemical class 0.000 description 2
- 159000000014 iron salts Chemical class 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012454 non-polar solvent Substances 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;1-ethenyl-2-ethylbenzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.CCC1=CC=CC=C1C=C.C=CC1=CC=CC=C1C=C NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NKFIBMOQAPEKNZ-UHFFFAOYSA-N 5-amino-1h-indole-2-carboxylic acid Chemical compound NC1=CC=C2NC(C(O)=O)=CC2=C1 NKFIBMOQAPEKNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000002537 cosmetic Substances 0.000 description 1
- 239000012043 crude product Substances 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000001212 derivatisation Methods 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 150000007857 hydrazones Chemical class 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 150000003949 imides Chemical class 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 230000000269 nucleophilic effect Effects 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001147 pentyl group Chemical group C(CCCC)* 0.000 description 1
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 1
- 230000002335 preservative effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 229910001428 transition metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001291 vacuum drying Methods 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/08—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by treating with water
-
- A—HUMAN NECESSITIES
- A23—FOODS OR FOODSTUFFS; TREATMENT THEREOF, NOT COVERED BY OTHER CLASSES
- A23L—FOODS, FOODSTUFFS, OR NON-ALCOHOLIC BEVERAGES, NOT COVERED BY SUBCLASSES A21D OR A23B-A23J; THEIR PREPARATION OR TREATMENT, e.g. COOKING, MODIFICATION OF NUTRITIVE QUALITIES, PHYSICAL TREATMENT; PRESERVATION OF FOODS OR FOODSTUFFS, IN GENERAL
- A23L33/00—Modifying nutritive qualities of foods; Dietetic products; Preparation or treatment thereof
- A23L33/10—Modifying nutritive qualities of foods; Dietetic products; Preparation or treatment thereof using additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C51/00—Preparation of carboxylic acids or their salts, halides or anhydrides
- C07C51/347—Preparation of carboxylic acids or their salts, halides or anhydrides by reactions not involving formation of carboxyl groups
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C51/00—Preparation of carboxylic acids or their salts, halides or anhydrides
- C07C51/41—Preparation of salts of carboxylic acids
- C07C51/412—Preparation of salts of carboxylic acids by conversion of the acids, their salts, esters or anhydrides with the same carboxylic acid part
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C51/00—Preparation of carboxylic acids or their salts, halides or anhydrides
- C07C51/42—Separation; Purification; Stabilisation; Use of additives
- C07C51/43—Separation; Purification; Stabilisation; Use of additives by change of the physical state, e.g. crystallisation
- C07C51/44—Separation; Purification; Stabilisation; Use of additives by change of the physical state, e.g. crystallisation by distillation
- C07C51/46—Separation; Purification; Stabilisation; Use of additives by change of the physical state, e.g. crystallisation by distillation by azeotropic distillation
-
- 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
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
- C10G19/02—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment with aqueous alkaline solutions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/06—Metal salts, or metal salts deposited on a carrier
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
- C10M129/00—Lubricating compositions characterised by the additive being an organic non-macromolecular compound containing oxygen
- C10M129/02—Lubricating compositions characterised by the additive being an organic non-macromolecular compound containing oxygen having a carbon chain of less than 30 atoms
- C10M129/26—Carboxylic acids; Salts thereof
- C10M129/56—Acids of unknown or incompletely defined constitution
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
- C10M129/00—Lubricating compositions characterised by the additive being an organic non-macromolecular compound containing oxygen
- C10M129/02—Lubricating compositions characterised by the additive being an organic non-macromolecular compound containing oxygen having a carbon chain of less than 30 atoms
- C10M129/26—Carboxylic acids; Salts thereof
- C10M129/56—Acids of unknown or incompletely defined constitution
- C10M129/58—Naphthenic acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10M—LUBRICATING COMPOSITIONS; USE OF CHEMICAL SUBSTANCES EITHER ALONE OR AS LUBRICATING INGREDIENTS IN A LUBRICATING COMPOSITION
- C10M129/00—Lubricating compositions characterised by the additive being an organic non-macromolecular compound containing oxygen
- C10M129/86—Lubricating compositions characterised by the additive being an organic non-macromolecular compound containing oxygen having a carbon chain of 30 or more atoms
- C10M129/92—Carboxylic acids
- C10M129/93—Carboxylic acids having carboxyl groups bound to acyclic or cycloaliphatic carbon atoms
-
- A—HUMAN NECESSITIES
- A23—FOODS OR FOODSTUFFS; TREATMENT THEREOF, NOT COVERED BY OTHER CLASSES
- A23V—INDEXING SCHEME RELATING TO FOODS, FOODSTUFFS OR NON-ALCOHOLIC BEVERAGES AND LACTIC OR PROPIONIC ACID BACTERIA USED IN FOODSTUFFS OR FOOD PREPARATION
- A23V2002/00—Food compositions, function of food ingredients or processes for food or foodstuffs
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
- B01F23/00—Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
- B01F23/40—Mixing liquids with liquids; Emulsifying
- B01F23/41—Emulsifying
-
- 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
- C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Mycology (AREA)
- Nutrition Science (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Saccharide Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу получения по меньшей мере одной ARN-кислоты или ее соли, включающему (I) обеспечение возможности соли по меньшей мере одной ARN-кислоты образоваться во время добычи сырой нефти в присутствии воды; (II) удаление по меньшей мере 5 мас.% образовавшейся соли по меньшей мере одной ARN-кислоты с раздела фаз нефть-вода и, необязательно, (III) превращение указанной соли в кислоту.
Description
Настоящее изобретение относится к способу выделения ΑΚΝ-кислот или их производных, а также к применению ΛΚΝ-кислот или их производных и к превращению ΛΚΝ-кислот и их производных в форму, пригодную для их применений.
Количество кислой сырой нефти, добываемой на всей Земле, возрастает по мере того, как находят больше источников нефти. Кислая сырая нефть содержит значительные количества карбоновых кислот и характеризуются как нефти с высоким ОКЧ (общим кислотным числом). На ранней стадии добычи большинство скважин дают нефть с низким содержанием воды, обычно ниже 0,5 мас.%. По мере того как проходит время, происходит прорыв воды, давая начало значительно более высокообводненным фракциям. Это означает, что карбоновые кислоты, присутствующие в сырой нефти с высоким ОКЧ, будут находиться в тесном контакте с водой во время добычи.
Эта нефть с высоким ОКЧ вызывает осложнения на протяжении всей цепи образования стоимости углеводорода вследствие высокого содержания в них карбоновых кислот. Наибольшее беспокойство вызывает образование нафтенатных отложений, которое возникает, когда сырую нефть выводят на поверхность в присутствии воды. Эти отложения могут забивать все типы оборудования, что может приводить к перебоям в процессе и потенциально к прекращению добычи.
Отложение нафтената кальция входит в число наиболее трудно преодолимых препятствий бесперебойности высокой продуктивности нефтяных месторождений, где добывается кислая сырая нефть. Еще несколько лет назад считалось, что нафтенатные отложения, образующиеся во время добычи сырой нефти, состоят из кальциевых мыл нафтеновых кислот в сырой нефти со слабым представительством сверх этого более легких кислот. Более поздние исследования показали, что это неправильно.
Реально доминирующими веществами являются соли так называемых ΑΚΝ''-кислот, семейства
4- протонных карбоновых кислот, содержащих от 4 до 8 колец в углеводородном скелете с молекулярным весом в интервале от 1227 до 1235 г/моль. Наиболее известная из этих кислот показывает 6 центров ненасыщенности (5-членные кольца) и молекулярный вес 1231, ее химическая формула С80Н142О8. Другие члены семейства ΑΚΝ имеют отличное число колец и/или СН2-групп в углеводородном скелете. Об этом открытии было сообщено в Ргерг. Рар-Ат. Скет. §ос. Όίν. Рек Скет. 2004, 49(3), 274 и §РЕ 93011, δΡΕ 5411 Ιηΐ. ОППе1б^са1е δνιηροδίιιιη. Акегбееп 2005, и это оказало в некоторой степени фундаментальное влияние на способ, которым обрабатывает сырые нефти с высоким ОКЧ. ΑΚΝ не является аббревиатурой, но это просто термин, который был придуман для обозначения кислот, о которых идет речь.
Механизм, по которому образуются соли ΑΚΝ-кислоты, не полностью понятен, но считается, что кальциевые соли образуются, когда сырую нефть добывают из нефтяной скважины. Считается, что при давлении и рН, имеющихся в нефтяном пласте, кальциевая соль обычно не образуется. Более того, соль не образуется во время добычи, если одновременно не добывается вода, так тогда практически отсутствуют ионы металлов для образования солей ΑΚΝ-кислот. Однако там, где сырую нефть добывают с водой, например на месторождениях, где происходит прорыв воды, по мере того как материал движется к поверхности, давление понижается и рН возрастает вследствие высвобождения двуокиси углерода. При более высоком рН ионы кальция (или любые другие подходящие ионы) из воды могут реагировать с карбоновыми ΑΚΝ-кислотами, естественно присутствующими в сырой нефти, образуя кальциевые соли ΑΚΝ-кислот, т.е. нафтенаты. Считается, что реакция происходит, когда рН достигает значений около
5- 5,5.
Продукт реакции - ΑΚΝ-соль практически нерастворима ни в нефти, ни в воде и поэтому выпадает в осадок в любом резервуаре, в который поступает сырая нефть, обычно в сепараторе для удаления воды. ΑΚΝ-соли накапливаются на поверхности раздела нефти и воды, и присутствие этого вещества является главной проблемой для нефтедобывающей компании. Это высоковязкое полутвердое вещество, которое может забивать фильтры, сопла, отводы на приборы, насосы и трубопроводы нефтедобывающего оборудования. Поэтому в промышленности предпринимаются шаги по подавлению образования солей ΑΚΝ-кислот либо регулированием рН, либо вводом химикатов.
В некоторых случаях подавления образования ΑΚΝ-соли можно достичь, добавляя растворимую в воде кислоту в скважину с высокой обводненностью. Ввод кислоты реверсирует образование ΑΚΝ-соли, так как повышение рН является предпосылкой для ее образования.
Это решение, однако, является дорогим и может вызвать долгосрочную коррозию оборудования, так что ингибиторы солей ΑΚΝ-кислот собственного изготовления теперь используют для предотвращения образования солей при очистке нефтей с высоким ОКЧ. Эти ингибиторы постоянно совершенствуются, чтобы, например, учесть изменяющиеся характеристики сырой нефти, которая должна извлекаться, но имеют проверенную высокую эффективность. На нефтяном месторождении заявителя в НеШгит их использование предотвратило какие-либо потери продуктивности скважины на протяжении 10 лет. Поэтому проблема образования соли ΑΚΝ-кислоты является проблемой, которую промышленность успешно преодолела, предотвращая даже их появление.
Авторы настоящего изобретения теперь осознали, что ΑΚΝ-кислоты или их производные являются ценным промышленным сырьем. Поэтому вместо подавления их образования авторы настоящего изобретения нашли, что условия добычи сырой нефти могут регулироваться так, чтобы содействовать образованию солей ΑΚΝ-кислот. После образования соли затем могут быть извлечены и, необязательно, воз- 1 027522 вращены в форму кислоты для дериватизации или непосредственного использования для различных конечных применений, обсужденных дополнительно ниже. Оставшаяся сырая нефть может быть затем обработана обычным путем и использована для получения всех типов нефтехимических продуктов. Никто прежде не принимал во внимание, что ΑΚΝ-материалы являются ценным сырьем по собственному праву, так что ни один промышленный способ добычи сырой нефти в действительности не способствовал их образованию или активно пытался удалить их и перевести их в форму, пригодную для промышленного применения.
Должно быть ясно, что ΑΚΝ-кислоты или их соли ранее извлекали из сырой нефти в очень небольших количествах для целей их характеризации или отсеивания. Нефтедобытчики могут легко извлечь небольшой образец таких кислот, чтобы определить суммарное содержание ΛΚΝ-кислот в сырой нефти с целью выяснить, как лучше подавить их образование. Крупномасштабное извлечение ΑΚΝ-материала, которое проводится в способе по настоящему изобретению, никогда ранее не описывалось, как и никто ранее не осознавал, что ΑΚΝ-кислоты и соли являются ценными коммерческими продуктами по собственному праву.
Таким образом, в свете одного аспекта изобретение предлагает способ получения по меньшей мере одной ΑΚΝ-кислоты или ее соли, включающий:
(I) обеспечение возможности соли по меньшей мере одной ΑΚΝ-кислоты образоваться во время добычи сырой нефти в присутствии воды;
(II) извлечение по меньшей мере 5 мас.% образовавшейся соли по меньшей мере одной ΛΡΝ-кислоты. например, с раздела фаз нефть-вода;
(III) необязательно, превращение указанной соли в кислоту.
В предпочтительном осуществлении изобретение предлагает способ получения по меньшей мере одной ΑΚΝ-кнслоты, включающий:
(I) обеспечение возможности соли по меньшей мере одной ΑΚΝ-кислоты образоваться во время добычи сырой нефти в присутствии воды;
(II) извлечение по меньшей мере 5 мас.% образовавшейся соли по меньшей мере одной ΑΚΝ-кислоты;
(III) если необходимо, извлечение воды или нефти из соли ΑΚΝ-кислоты, например, азеотропной дистилляцией;
(IV) подкисление указанной соли ΑΚΝ-кислоты для образования ΑΚΝ-кислоты;
(V) необязательно, очистка указанной ΑΚΝ-кислоты, например пропусканием через ионообменную колонку.
Как обсуждено подробно ниже, хотя соли ΑΚΝ-кислоты склонны спонтанно образовываться в нефти, выделенной из месторождений, в которых имеется прорыв воды (когда вода и нефть добываются из скважины вместе), в объем настоящего изобретения входит также выделение ΑΚΝ-кислоты или ее соли из нефти, происходящей из месторождения или продуктивной скважины, где не происходит прорыв воды. ΑΚΝ-кислота по-прежнему присутствует в такой нефти, но ее соль не образуется при добыче нефти, поскольку здесь отсутствует катион для того, чтобы образовать соль. Авторы изобретения сознавали, что если такой противоион предоставлен, то соль ΑΚΝ-кислоты может образоваться практически из любой сырой нефти. Кроме того, этот процесс может быть осуществлен в любом аппарате, что означает, что специалист может специально выбрать аппарат для образования ΑΚΝ-кислоты или ее соли и может так подстроить количество соли ΑΚΝ-кислоты, которое он изготавливает, чтобы удовлетворить потребность. Кроме того, этот процесс обладает тем преимуществом, что природа иона металла, используемого для образования соли ΑΚΝ-кислоты, может варьироваться и не зависит от природы катионов в воде нефтяного месторождения, в которой обычно доминирует кальций.
Таким образом, в свете другого аспекта изобретение предлагает способ получения по меньшей мере одной ΑΚΝ-кислоты или ее соли, включающий:
(I) добавление по меньшей мере одного иона металла к сырой нефти при рН по меньшей мере 5 так, чтобы образовать соль ΑΚΝ-кислоты;
(II) отделение по меньшей мере части образовавшейся соли ΑΚΝ-кислоты от сырой нефти;
(III) необязательно, превращение указанной соли в кислоту.
Конечно, этот способ может быть также использован для сырой нефти, которая была извлечена из месторождения, где не происходил порыв воды, но где образование солей ΑΚΝ-кислот было ингибировано, например, химически регулированием рН.
В свете другого аспекта изобретение предлагает пищевую добавку, смазочный материал, эмульгатор или сурфактант, включающие ΑΚΝ-кислоту или ее соль.
Под ΑΚΝ-кислотой подразумевается поликарбоновая кислота с молекулярным весом от 1200 до 1300, содержащая атомы углерода, кислорода и водорода. Предпочтительно ΑΚΝ-кислота является тетракарбоновой кислотой с молекулярным весом в интервале от 1227 до 1235. Карбоксильные кислотные группы предпочтительно являются концевыми. Предпочтительно ΑΚΝ-кислота имеет от 4 до 8 колец в углеродном скелете. Эти кольца предпочтительно являются пентильными кольцами.
- 2 027522
ΑΚΝ-кислоты предпочтительно содержат одно или несколько звеньев формулы А, В или С:
Предпочтительно ΑΚΝ-кислоты по изобретению содержат все три звена А, В и С.
Таким образом, ΑΚΝ-кислоты представляют собой семейство очень похожих веществ. Главные индивидуальные кислоты могут иметь молекулярную формулу С80Н138О8, С80Н140О8, С80Н142О8, С80Н144О8, С8оН146О8 или С81Н130О8. Другие члены семейства ΑΚΝ представляют собой гомологический ряд, основанный на добавлении групп СН2 к базовой структуре, т.е. чей молекулярный вес поэтому равен молекулярному весу базовой структуры + η·14 (η = число дополнительных групп СН2 в углеводородном скелете).
Одна ΑΚΝ-кислота изображена ниже:
Должно быть ясно, что способ по изобретению в общем случае дает смесь ΑΚΝ-кислот или их солей. В то же время конкретная ΑΚΝ-кислота может быть получена способом по изобретению и использована в различных предложенных здесь применениях. Должно быть ясно, что то, что выделяют из сырой нефти, представляет собой обычно смесь солей ΑΚΝ-кислот и необходимо разделять эту смесь на составляющие ее соединения. Предпочтительно поэтому, если соли ΑΚΝ-кислот выделяют в виде смеси.
Соли ΑΚΝ-кислот образуются, когда сырая нефть, содержащая ΑΚΝ-кислоту, реагирует с катионами, например с катионами, присутствующими в воде, при подходящих рН и давлении. Вода присутствует во время обычного процесса добычи сырой нефти на месторождении, где произошел проскок воды, и поэтому является источником катионов. Таким образом, выражение во время добычи сырой нефти в присутствии воды означает, что сырую нефть, о которой идет речь, добывают в присутствии воды, потому что вода присутствует в нефтяной скважине и выводится из скважины одновременно с нефтью. Поэтому в этом осуществлении изобретения нет необходимости добавлять воду к нефти или добавлять в нефть ионы металлов, так как они естественно присутствуют в воде во время процесса добычи нефти.
Когда соль ΑΚΝ-кислоты образуется из сырой нефти, происходящей из месторождения без прорыва воды, или образуется из сырой нефти, в которой образование соли ΑΚΝ-кислоты было ингибировано во время добычи, может быть, конечно, необходимо добавить к нефти по меньшей мере один ион металла для того, чтобы образовать соль ΑΚΝ-кислоты. Подходящие ионы металлов включают ионы щелочноземельных металлов и ионы переходных металлов, в особенности ионы бария, стронция, кальция и железа. Ионы кальция являются предпочтительными.
Они могут быть легко введены в нефть в водном растворе. Требуемое количество ионов металла не является критическим, но обычно должен быть мольный избыток иона металла по отношению к ΑΚΝкислоте. Предпочтительно должен быть значительный избыток иона металла, например по меньшей мере 10-кратный мольный избыток, преимущественно по меньшей мере 100-кратный мольный избыток. Количество ΑΚΝ-кислоты в сырой нефти может варьироваться, но обычно имеются количества порядка меньше 100 ч./млн в сырой нефти, так что квалифицированный специалист может, используя основные химические уравнения, определить как много ионов металла он должен добавить, чтобы гарантировать, что имеется избыток ионов металла. Добавление 10 мас.% 1 М катионсодержащего водного раствора должно обеспечить значительный избыток ионов металла.
Для того чтобы обеспечить образование соли ΑΚΝ-кислоты, важно также регулировать рН. Более высокие рН склонны стимулировать образование большего количества соли ΑΚΝ-кислоты. Требуемая величина рН зависит от природы металла образуемой соли, но для кальциевых солей соли ΑΚΝ-кислоты начинают образовываться, когда рН достигает значения около 5. Наблюдалось, однако, что образование солей железа происходит при намного более низких рН. Соли железа могут начать образовываться при значениях рН 2 или более. В общем, однако, рН должен быть выше, чем 5. При повышении его до рН 7 или более практически вся ΑΚΝ-кислота в сырой нефти может быть превращена в форму соли. Таким образом, рН на первой стадии процесса по изобретению, где образуется соль ΑΚΝ-кислоты, должен предпочтительно быть по меньшей мере 5, предпочтительно по меньшей мере 5,5, более предпочтитель- 3 027522 но по меньшей мере 6, особо предпочтительно по меньшей мере 6,5 и наиболее предпочтительно по меньшей мере 7. Эту величину рН измеряют в воде, присутствующей в процессе.
Когда образование соли ΑΚΝ-кислоты подавлено во время добычи добавлением кислоты, чтобы минимизировать рН, должно быть ясно, что соли ΑΚΝ-кислоты способны образовываться, если повысить рН. Так, следующий способ получения солей ΆΚΝ-кислоты возможен, если, например, часть сырой нефти/воды, добытой с использованием кислотного ингибирования ΑΚΝ-кислот просто подщелочить до рН больше 5. Должно быть ясно, конечно, что источник катионов должен все же присутствовать, т.е. некоторое количество воды из скважины должно присутствовать, чтобы сделать возможным образование соли ΑΚΝ-кислоты.
Таким образом, в свете другого аспекта изобретение предлагает способ получения по меньшей мере одной ΑΚΝ-кислоты или ее соли, включающий:
(A) добавление кислоты к сырой нефти, извлеченной из месторождения, где происходит прорыв воды, так чтобы предотвратить образование соли ΑΚΝ-кислоты;
(B) отделение части подкисленной смеси нефть/вода;
(C) подщелачивание указанной смеси до рН по меньшей мере 5, чтобы позволить образоваться соли ΑΚΝ-кислоты;
(Ό) извлечение по меньшей мере 10% образовавшейся соли по меньшей мере одной ΑΚΝ-кислоты;
(Е) необязательно, превращение указанной соли в кислоту.
Давление также является важным в создании условий для образования солей ΑΚΝ-кислот. При очень высоких давлениях, действующих в нефтяных месторождениях, образование соли ΑΚΝ-кислоты подавлено, но когда давление снижается, соль может образовываться. Поэтому предпочтительно, если соль ΑΚΝ-кислоты образуется, когда давление ниже чем 2500 кПа (25 бар), предпочтительно ниже 1500 кПа (15 бар). Предпочтительно реакции происходят при давлении окружающей среды.
ΑΚΝ-кислоты предпочтительно выделяют из нефтей с высоким содержанием ΑΚΝ, предпочтительно из нефтей с содержанием ΑΚΝ выше чем 0,1 ч./млн, более предпочтительно из нефтей с содержанием ΑΚΝ выше чем 1 ч./млн и наиболее предпочтительно из нефтей с содержанием ΑΚΝ выше чем 10 ч./млн. Высокое содержание ΑΚΝ часто обнаруживают в нефтях с высоким ОКЧ (общим кислотным числом). Следовательно, ΑΚΝ-кислоты предпочтительно извлекают из нефтей с ОКЧ выше чем 0,5, более предпочтительно из нефтей с ОКЧ выше чем 1,0, наиболее предпочтительно из нефтей с ОКЧ выше чем 1,5. Однако ΑΚΝ-кислоты могут также быть выделены из нефтей с очень низким ОКЧ при условии, что нефти содержат ΑΚΝ-кислоты.
Сырые нефти, описанные выше, хорошо известны на практике, и образование ΑΚΝ-кислот в этих сырых нефтях в настоящее время подавляют применением известных ингибиторов ΑΚΝ. В одном осуществлении настоящего изобретения такие ингибиторы не должны использоваться, и солям ΑΚΝ-кислот должна быть обеспечена возможность естественным путем образовываться во время процесса добычи.
Как отмечено выше, соль, которая образовалась, обычно является солью кальция, но возможно солью другого иона металла (такого как Ва, Ре, 8г), нерастворимой и в нефтяной фазе, и в водной фазе и поэтому выпадающей в осадок на поверхности раздела между этими двумя фазами. Новый слой, который образовался, состоит главным образом из соли ΑΚΝ-кислот. Эта соль, однако, может в определенной степени быть смесью с нефтью, водой и неорганическими веществами в зависимости от конкретной характеристики нефтяного месторождения. В некоторых случаях в фазе ΑΚΝ-слои могут присутствовать также асфальтены, биомасса и другие примеси.
Соль ΑΚΝ-кислоты должна быть извлечена из аппарата, в котором она образовалась, и это может быть легко достигнуто, поскольку она образуется на поверхности раздела нефть/вода. ΑΚΝ-соль может удаляться с поверхности раздела или непрерывно, или периодически. ΑΚΝ-соль может также быть извлечена из аппарата после дренирования нефти/воды.
По меньшей мере 5 мас.%, предпочтительно по меньшей мере 10 мас.% образовавшейся соли ΑΚΝ-кислоты должно быть извлечено, когда соль ΑΚΝ-кислоты образуется во время добычи из нефтяного месторождения с прорывом воды, хотя в общем случае по меньшей мере 5 мас.% соли ΑΚΝ-кислоты должно быть извлечено безотносительно к тому, как она образовалась. Предпочтительно удаляется по меньшей мере 25 мас.% соли ΑΚΝ-кислоты, более предпочтительно по меньшей мере 50 мас.%, особо предпочтительно по меньшей мере 75 мас.% и наиболее предпочтительно по меньшей мере 90 мас.%. Идеально, конечно, удалить всю образовавшуюся соль ΑΚΝ-кислоты, например, с поверхности раздела нефть/вода.
Определение количества присутствующей соли ΑΚΝ-кислоты является простым делом, поскольку соль существует в виде слоя между нефтяной и водной фазами. Просто измерив толщину слоя соли ΑΚΝ-кислоты и зная диаметр аппарата, в котором происходит разделение, можно рассчитать количество присутствующей соли ΑΚΝ-кислоты, используя тривиальные математические формулы (для цилиндра πτίι).
Извлечение соли ΑΚΝ-кислоты может быть осуществлено любым методом, например методами разделения фаз, такими как фильтрация, или просто выпуском соли ΑΚΝ-кислоты из аппарата, в котором присутствует соль ΑΚΝ-кислоты. Извлечение соли ΑΚΝ-кислоты может быть также осуществлено дре- 4 027522 нированием и дегазированием аппарата, используемого для выделения и накопления соли ΑΚΝ-кислоты, вскрытия аппарата и последующего извлечения вручную образовавшегося осадка соли ΆΚΝ-кислоты. В этом случае следует позаботиться о том, чтобы избежать потерь осадка соли ΑΚΝ-кислоты во время стадии дренирования. Специалист может продумать все варианты способов отделения образовавшихся солей ΑΚΝ-кислот.
Характер аппарата, в котором образуются соли ΑΚΝ-кислоты, должен меняться в зависимости от рассматриваемого процесса, но обычно, когда процесс относится к образованию слои ΑΚΝ-кислоты путем добавления ионов металла, аппаратом может быть обычный обессоливатель нефтеперерабатывающих установок, так как воду в любом случае обычно добавляют в обессоливатель для удаления соли, и потому добавление воды для образования соли ΑΚΝ-кислоты не требует большого пересмотра операций нефтепереработки в целом.
Когда соль ΑΚΝ-кислоты образуется во время добычи из скважины с проскоком воды, сырой продукт может проходить через многоступенчатые сепараторы, после того как его извлекают из скважины. В первом сепараторе большую часть воды и газа отделяют от нефти перед тем, как нефть пропускают через следующие сепараторы для дополнительных дегазации и обезвоживания. Это может довести содержание воды с 30% в первом сепараторе до менее чем 0,5% в конце процесса сепарации.
Соль ΑΚΝ-кислоты может образоваться в любом из сепараторов. Количество, образующееся в каждом сепараторе, зависит от давления, температуры, рН и эффективности разделения в сепараторе.
Образовавшиеся соли ΑΚΝ-кислоты могут, следовательно, быть без труда сифонированы из разделительного сосуда, например, через соответствующим образом расположенный выводной штуцер в стенке аппарата. Извлечение солей ΑΚΝ-кислоты может быть поэтому легко осуществлено и может проводиться непрерывно или периодически.
Вероятно, что соли ΑΚΝ-кислот, которые извлечены, будут загрязнены водой и нефтью. Они могут быть извлечены азеотропной дистилляцией и экстракцией горячим толуолом. Загрязняющие вещества могут также быть удалены другими способами, например простой флотацией с использованием толуола или другой жидкости. Если выделены соли ΑΚΝ-кислот без присутствия нефти или воды, то эта стадия процесса может не требоваться. Кроме того, если количество нефти и воды, присутствующее в ΑΚΝ-солях, считается количеством ниже конкретного порогового значения (которое может варьироваться в зависимости от того, насколько чистой должна быть ΑΚΝ-кислота), специалист опять-таки может решить не проводить эту стадию.
Соль, образовавшаяся в конце этой стадии промывки, может быть затем, если требуется, быть возвращена в форму свободной кислоты. Тогда подкисление соли, например, в неполярном растворителе высвобождает саму маслорастворимую ΑΚΝ-кислоту, которая распределяется в неполярный растворитель, оставляя ион металла в водной фазе. Простое разделение фаз дает ΑΚΝ-кислоту, не содержащую ион металла. Используемой кислотой может быть любая известная кислота, обычно одна из наиболее дешевых, такая как НС1, азотная кислота или серная кислота.
Если требуется, ΑΚΝ-кислота может быть затем очищена, чтобы гарантировать, что она находится в форме, пригодной для использования в описанных ниже применениях. Под очисткой поэтому понимается повышение чистоты. Возможно, что полученная на этой стадии процесса ΑΚΝ-кислота может еще быть связанной с некоторыми примесями сырой нефти, и они могут быть извлечены с использованием различных методов, таких как хроматография, экстракция твердое/жидкость и экстракция жидкость/жидкость.
В идеале, кислота может быть дополнительно очищена, например, с использованием принципов ионообмена, как описано в §РЕ 80404, ЛЬетбееи 2003. Общим принципом является то, что карбоновые кислоты в органическом растворителе селективно извлекаются на смолу и после этого извлекаются обратной экстракцией в растворитель, который может быть легко удален выпариванием.
Авторы изобретения также понимали, однако, что количество ЛΚN-кислот, образующееся со всего месторождения, может превышать потребность в них. Поэтому на месторождении с прорывом воды может быть нежелательно извлекать всю соль ΑΚΝ-кислот, которую может дать месторождение. Избыточная соль ЛΚN-кислоты может быть более ценной, если оставить ее в нефти. Поэтому они решили, что более малое количество ΑΚΝ-кислоты может быть выделено, если количество сырой нефти отделено от основной части сырой нефти, выведенной из скважины, до добавления ингибирующих соль ΑΚΝ-кислот химикалиев/подкисления. При таком способе основная часть сырой нефти может быть обработана ингибирующими ΑΚΝ химикалиями или подкислена и, следовательно, обработана так, как это известно в практике. Оставшуюся часть сырой нефти не обрабатывают ингибирующими ΑΚΝ химикалиями или не подкисляют, чтобы способствовать образованию солей ΑΚΝ-кислот, которые затем могут быть выделены и обработаны, чтобы образовать ценные готовые продукты по изобретению.
Альтернативно процесс может вестись периодически, где ингибирующие химикалии/подкисление используют периодически, чтобы предотвратить образование соли ΑΚΝ-кислоты, тогда как в остальное время образование соли стимулируется, и соль выделяют, используя описанные выше методы.
Таким образом, изобретение позволяет квалифицированному специалисту выделять ΑΚΝ-кислоты с высокой чистотой в форме свободной кислоты. Эти кислоты могут быть затем использованы для конеч- 5 027522 ных применений, обсужденных более подробно ниже. Однако, конечно, возможно, если требуется, дериватизировать эти кислоты в другие соединения. Так, различные соли ΑΚΝ-кислот могут быть получены обычными методами образования солей. Кальциевые соли могут быть преобразованы хотя бы в намного более чистые, чем полученные во время процесса выделения. Одна или несколько из присутствующих карбоновых кислот могут быть превращены в эфир, используя стандартные химические реакции образования эфиров. Функциональные группы кислот могут быть восстановлены до альдегидов или даже до метильных групп, чтобы образовать углеводород с более высоким молекулярным весом. Карбоновые кислоты могут быть превращены в более активные вещества, такие как хлориды кислот, для сочетания с нуклеофильными соединениями. Превращение карбоновых кислот в амиды, нитрилы, имиды, гидразоны и т.д. хорошо известно. Книга 1. Матей Айуаисей Огдаше СНстМгу содержит бесчисленные описания того, как превратить карбоновые кислоты в другие полезные химические соединения, и эти реакции, как правило, применимы к ΑΚΝ-кислотам.
Изобретение поэтому охватывает не только ΑΚΝ-кислоты, но и их производные, где указанным производным является, например, соль или эфир.
Следующая опция для выделения ΑΚΝ-кислот согласно изобретению включает получение их непосредственно из самой сырой нефти без превращения их в нерастворимую соль. ΑΚΝ-кислоты могут быть поэтому извлечены из сырой нефти хроматографией, ионообменном или экстракцией. Из этих опций ионобмен является предпочтительным, в особенности при использовании кислой ионообменной смолы, такой как §ерйагйех А-25.
Применения
ΑΚΝ-кислота или кислоты по изобретению могут быть применены для различных конечных применений, все из которых образуют дополнительные аспекты изобретения. Было, в частности, обнаружено, что ΑΚΝ-кислоты имеют применение в качестве пищевых добавок, смазочных материалов, эмульгаторов или в качестве сурфактантов. Когда их вводят в композиции в качестве пищевых добавок, в сферу настоящего изобретения входит функционализация карбоксильных групп для того, чтобы изменить полярность/заряд молекулы. Когда их вводят в композиции в качестве смазочных материалов, в сферу настоящего изобретения входит функционализация карбоксильных групп для того, чтобы изменить общее щелочное число материала. Подходящие функциональные группы включают эфиры и амиды. Получаемое в результате производное ΑΚΝ-кислоты может иметь более высокое щелочное число.
Амфотерная природа молекул ΑΚΝ-кислоты также делает их идеальными в качестве сурфактантов. Опять-таки, для того, чтобы максимизировать их использование в качестве сурфактанта, квалифицированный специалист может принять решение дериватизировать карбоксильные группы ΑΚΝ-кислоты.
Когда они присутствуют в качестве пищевой добавки, ΑΚΝ-кислота или соль может действовать, среди прочего, как сурфактант, эмульгатор, наполнитель, регулятор кислотности, загуститель или консервант, и может быть добавлена к пищевому продукту любого типа. Добавляемые количества отражают обычные количества таких материалов, используемых в пищевой промышленности, например меньше чем 1% добавки.
В свете другого аспекта, поэтому изобретение предлагает использование ΑΚΝ-кислоты, ее соли или производного в качестве пищевой добавки.
В свете другого аспекта, поэтому изобретение предлагает использование ΑΚΝ-кислоты, ее соли или производного в качестве смазочного материала, эмульгатора или сурфактанта.
В свете другого аспекта здесь предложен способ стабилизации эмульсии масло-в-воде или вода-вмасле, включающий добавление к смеси масло-в-воде или вода-в-масле ΑΚΝ-кислоты, ее производного или соли.
В свете другого аспекта изобретение предлагает эмульсию, включающую ΑΚΝ-кислоту, ее производное или соль.
Когда используется как сурфактант, ΑΚΝ-кислота может иметь применение, например, в пищевой и косметической промышленности.
Изобретение будет теперь описано дополнительно со ссылкой на следующие неограничительные примеры и фигуры.
Фигура показывает выделение солей ΑΚΝ-кислот из нефтяного месторождения с прорывом воды. Нефть и вода со дна транспортируют вверх по трубопроводу (1) к платформе (2) и в сепаратор (3). Поскольку не предпринимались шаги по предотвращению образования соли ΑΚΝ-кислоты, соли ΑΚΝ-кислоты образуются в трубопроводе (1), когда давление понижается и рН возрастает за счет эмиссии двуокиси углерода. Когда рН воды достигает 5, соль начинает образовываться и в результате присутствует в сепараторе (3) на поверхности раздела между нефтяной и водной фазами.
Соль ΑΚΝ-кислоты выводят по линии (4) в складской резервуар (не показан), где она может быть промыта и подкислена для возвращения соли в форму свободной кислоты.
- 6 027522
Пример 1. Выделение ΑΚΝ-кислоты.
Осадок соли ΛΚΝ-кислоты удаляли с поверхности раздела между нефтяной и водной фазами при добыче нефти из скважины с прорывом воды. Воду и нефть удаляли из осадка азеотропной дистилляцией и экстракцией растворителем, используя горячий толуол и затем метиленхлорид. Растворители удаляли вакуумной сушкой при 60°С.
Полученный в результате осадок кипятили с обратным холодильником с 2 М НС1 и толуолом в течение времени, достаточно продолжительного для того, чтобы превратить ΑΚΝ-соли в ΑΚΝ-кислоты. Кислоту распределяли между толуолом и ионом металла в водной фазе. Растворитель удаляли, чтобы получить осадок, содержащий ΑΚΝ-кислоты.
Пример 2. Очистка ΑΚΝ-кислоты.
Смолу ΟΑΕ Зерйабех Α-25 получали в деактивированной форме с активными центрами, защищенными хлоридными ионами. Поэтому смола должна была быть активирована пред использованием. Этого достигали, используя 1 М бикарбонат натрия в натрий-карбонатном буфере. Обычно требуется 75 мл буферного раствора на 1 г смолы. Затем смолу обрабатывали деионизированной водой и затем метанолом перед тем, как добавляли растворенные в толуоле ΑΚΝ-кислоты.
После промывки смолы еще толуолом и смесью толуол:метанол (2:1) 1 М муравьиную кислоту в смеси толуол:метанол (1:1) использовали для извлечения ΑΚΝ-кислот.
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ получения по меньшей мере одной соли ΑΚΝ-кислоты, включающий:(I) подщелачивание сырой нефти, содержащей по меньшей мере одну ΑΚΝ-кислоту, до рН по меньшей мере 5 для образования соли ΑΚΝ-кислоты;(II) извлечение по меньшей мере 5 мас.% образовавшейся по меньшей мере одной соли ΑΚΝкислоты.
- 2. Способ получения по меньшей мере одной ΑΚΝ-кислоты, включающий:(I) подщелачивание сырой нефти, содержащей по меньшей мере одну ΑΚΝ-кислоту, до рН по меньшей мере 5 для образования соли ΑΚΝ-кислоты;(II) извлечение по меньшей мере 5 мас.% образовавшейся по меньшей мере одной соли ΑΚΝкислоты;(III) превращение указанной соли в кислоту.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором извлекают по меньшей мере 5 мас.% образовавшейся по меньшей мере одной соли ΑΚΝ-кислоты с раздела фаз нефть-вода.
- 4. Способ по п.1, дополнительно включающий (III) извлечение воды или нефти из соли ΑΚΝкислоты азеотропной дистилляцией.
- 5. Способ получения по меньшей мере одной соли ΑΚΝ-кислоты, включающий:(I) подщелачивание сырой нефти, содержащей по меньшей мере одну ΑΚΝ-кислоту или ее соль, до рН по меньшей мере 5;(II) добавление по меньшей мере одного иона металла к сырой нефти так, чтобы образовать соль ΑΚΝ-кислоты; и (III) отделение по меньшей мере части образовавшейся соли ΑΚΝ-кислоты от сырой нефти.
- 6. Способ получения соли ΑΚΝ-кислоты, включающий:(A) добавление кислоты к сырой нефти, содержащей по меньшей мере одну растворенную соль ΑΚΝ-кислоты, извлеченной из месторождения, где происходит прорыв воды, для получения сырой нефти с рН ниже 5 так, чтобы предотвратить образование соли ΑΚΝ-кислоты;(B) отделение части подкисленной смеси нефть/вода;(C) подщелачивание указанной смеси до рН по меньшей мере 5 для образования соли ΑΚΝкислоты;(И) извлечение по меньшей мере 10 мас.% образовавшейся соли по меньшей мере одной ΑΚΝкислоты.
- 7. Способ по любому одному из пп.1-6, в котором указанной солью является кальциевая соль.
- 8. Способ по любому одному из пп.1-7, в котором указанной ΑΚΝ-кислотой является тетракарбоновая кислота с молекулярным весом в интервале 1227-1235 или смесь таких кислот.
- 9. Способ по любому одному из пп.1-8, в котором образование соли ΑΚΝ-кислоты осуществляют при атмосферном давлении.
- 10. Способ по любому одному из пп.1-9, в котором содержание ΑΚΝ-кислоты в сырой нефти составляет по меньшей мере 10 ч./млн.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0722591A GB0722591D0 (en) | 2007-11-16 | 2007-11-16 | Process |
| GB0722570A GB0722570D0 (en) | 2007-11-16 | 2007-11-16 | Process |
| PCT/GB2008/003875 WO2009063230A2 (en) | 2007-11-16 | 2008-11-17 | Process |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070616A1 EA201070616A1 (ru) | 2011-08-30 |
| EA027522B1 true EA027522B1 (ru) | 2017-08-31 |
Family
ID=40589636
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070616A EA027522B1 (ru) | 2007-11-16 | 2008-11-17 | Способ получения соли arn-кислоты |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9222035B2 (ru) |
| CN (1) | CN101952396B (ru) |
| BR (1) | BRPI0820310B1 (ru) |
| CA (1) | CA2705823C (ru) |
| EA (1) | EA027522B1 (ru) |
| NO (1) | NO20100848L (ru) |
| WO (1) | WO2009063230A2 (ru) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BRPI0820310B1 (pt) * | 2007-11-16 | 2018-02-06 | Statoil Petroleum As | processo para a preparação de pelo menos um ácido arn ou sal do mesmo |
| CN106699802B (zh) * | 2016-12-21 | 2019-01-25 | 北京嘉林药业股份有限公司 | 一种阿托伐他汀钙中间体的纯化方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2144047A1 (de) * | 1971-09-02 | 1973-04-26 | Wintershall Ag | Verfahren zur herstellung von naphthensaeuren mit molgewichten bis 300 |
| GB2356404A (en) * | 1999-10-22 | 2001-05-23 | Elf Exploration Prod | Process for deacidifying crude oils and a device therefore |
| CN1418934A (zh) * | 2001-11-14 | 2003-05-21 | 中国石化集团洛阳石油化工工程公司设备研究所 | 一种从原油及馏分油中脱除环烷酸的工艺方法 |
| EP1840567A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-10-03 | Oil Plus Limited | Crude oil screening process |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1234567A (en) * | 1915-09-14 | 1917-07-24 | Edward J Quigley | Soft collar. |
| US2003640A (en) | 1932-02-25 | 1935-06-04 | Julius A Wunsch | Recovery of naphthenic acids |
| US2227811A (en) | 1938-05-23 | 1941-01-07 | Shell Dev | Process for removing naphthenic acids from hydrocarbon oils |
| US2537576A (en) * | 1948-09-24 | 1951-01-09 | Standard Oil Dev Co | Process for the recovery and purification of naphthenic acids |
| US2769767A (en) * | 1953-07-03 | 1956-11-06 | Pure Oil Co | Method of separating organic acids from petroleum oils by extracting the oil with an aqueous mixture of an amine and an alcohol |
| US4555352A (en) | 1983-04-08 | 1985-11-26 | Power-Aid Industries (1980) Ltd. | Lubricant additive |
| WO1997008275A1 (en) | 1995-08-25 | 1997-03-06 | Exxon Research And Engineering Company | Process for neutralization of petroleum acids using overbased detergents |
| AU707465B2 (en) | 1995-08-25 | 1999-07-08 | Exxon Research And Engineering Company | Process for decreasing the acid content and corrosivity of crudes |
| US5985137A (en) | 1998-02-26 | 1999-11-16 | Unipure Corporation | Process to upgrade crude oils by destruction of naphthenic acids, removal of sulfur and removal of salts |
| GB9902518D0 (en) * | 1999-02-04 | 1999-03-24 | Bp Exploration Operating | A process for deacidifying a crude oil system |
| US6642421B1 (en) * | 2000-04-18 | 2003-11-04 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method for isolating enriched source of conducting polymers precursors |
| GB0021488D0 (en) | 2000-09-01 | 2000-10-18 | Bp Exploration Operating | Process |
| JP4989836B2 (ja) * | 2002-12-26 | 2012-08-01 | 大塚製薬株式会社 | 経口栄養剤 |
| EP1586620A1 (fr) * | 2004-04-15 | 2005-10-19 | Total S.A. | Procede de purification de brut de forage, procede de separation d'une emulsion hydrocarbonee eau-dans-l'huile et dispositifs pour leur mise en oeuvre |
| WO2006014486A1 (en) * | 2004-07-07 | 2006-02-09 | California Institute Of Technology | Process to upgrade oil using metal oxides |
| JP2006291042A (ja) * | 2005-04-11 | 2006-10-26 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | 流体軸受用潤滑剤、及びこれを有するスピンドルモータ並びに磁気ディスク装置 |
| GB2439387A (en) | 2006-06-21 | 2007-12-27 | Oil Plus Ltd | Method of screening hydrocarbon compositions for low molecular weight naphthenic acids |
| GB2446867A (en) * | 2007-02-21 | 2008-08-27 | Oil Plus Ltd | Method for determining Total Acid Number (TAN) |
| BRPI0820310B1 (pt) * | 2007-11-16 | 2018-02-06 | Statoil Petroleum As | processo para a preparação de pelo menos um ácido arn ou sal do mesmo |
| US8663455B2 (en) * | 2008-12-11 | 2014-03-04 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Addition of high molecular weight naphthenic tetra-acids to crude oils to reduce whole crude oil fouling |
| US8329941B2 (en) | 2008-12-23 | 2012-12-11 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for the extraction of high molecular weight naphthenic acids from calcium naphthenate salts |
| US8084264B2 (en) * | 2009-01-27 | 2011-12-27 | Florida State University Research Foundation, Inc. | Method for identifying naphthenates in a hydrocarbon containing liquid |
| NO331987B1 (no) * | 2009-06-22 | 2012-05-21 | Statoil Asa | Fremgangsmate for isolering og kvantifisering av naftendannende syrer (ARN-syrer) i raolje. |
| BR112013028662B1 (pt) * | 2011-05-06 | 2020-10-27 | Champion Technologies, Inc | método de inibição de naftenato polimérico de baixa dosagem |
| US20170269042A1 (en) * | 2016-03-17 | 2017-09-21 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Selective isolation of arn acids from crude oils |
-
2008
- 2008-11-17 BR BRPI0820310-5A patent/BRPI0820310B1/pt active IP Right Grant
- 2008-11-17 US US12/743,358 patent/US9222035B2/en active Active
- 2008-11-17 CN CN200880116267.XA patent/CN101952396B/zh active Active
- 2008-11-17 CA CA2705823A patent/CA2705823C/en active Active
- 2008-11-17 EA EA201070616A patent/EA027522B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-11-17 WO PCT/GB2008/003875 patent/WO2009063230A2/en active Application Filing
-
2010
- 2010-06-15 NO NO20100848A patent/NO20100848L/no unknown
-
2015
- 2015-12-28 US US14/980,600 patent/US10202550B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2144047A1 (de) * | 1971-09-02 | 1973-04-26 | Wintershall Ag | Verfahren zur herstellung von naphthensaeuren mit molgewichten bis 300 |
| GB2356404A (en) * | 1999-10-22 | 2001-05-23 | Elf Exploration Prod | Process for deacidifying crude oils and a device therefore |
| CN1418934A (zh) * | 2001-11-14 | 2003-05-21 | 中国石化集团洛阳石油化工工程公司设备研究所 | 一种从原油及馏分油中脱除环烷酸的工艺方法 |
| EP1840567A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-10-03 | Oil Plus Limited | Crude oil screening process |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| LUTNAES B F, ET AL: "Archaeal C80 isoprenoid tetraacids responsible for naphthenate deposition in crude oil processing", ORGANIC & BIOMOLECULAR CHEMISTRY, ROYAL SOCIETY OF CHEMISTRY, GB, no. 4, 1 January 2006 (2006-01-01), GB, pages 616 - 620, XP002544328, ISSN: 1477-0520, DOI: 10.1039/b516907k * |
| T.D. BAUGH ET AL: "the discovery of high molecular weight naphthenic acids (ARN Acid) responsible for clacium naphthenate deposits", (CONFERENCE INFO: SPE 93011, SPE INTERNATIONAL SYMPOSIUM ON OILFIELD SCALE), 11 May 2005 (2005-05-11) - 12 May 2005 (2005-05-12), pages 8 - 14, XP009122341 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2705823C (en) | 2018-02-13 |
| EA201070616A1 (ru) | 2011-08-30 |
| US20100292349A1 (en) | 2010-11-18 |
| NO20100848A (no) | 2010-06-25 |
| BRPI0820310A8 (pt) | 2017-03-28 |
| US10202550B2 (en) | 2019-02-12 |
| NO20100848L (no) | 2010-06-25 |
| CN101952396A (zh) | 2011-01-19 |
| WO2009063230A2 (en) | 2009-05-22 |
| BRPI0820310B1 (pt) | 2018-02-06 |
| US20160199803A1 (en) | 2016-07-14 |
| BRPI0820310A2 (pt) | 2015-05-19 |
| CN101952396B (zh) | 2014-12-17 |
| CA2705823A1 (en) | 2009-05-22 |
| WO2009063230A3 (en) | 2010-03-25 |
| US9222035B2 (en) | 2015-12-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU759930B2 (en) | A process for deacidifying a crude oil system | |
| RU2167909C2 (ru) | Способ уменьшения кислотности и коррозионной активности нефтяного сырья | |
| US5439592A (en) | Method for removal of water soluble organics from oil process water | |
| US10099980B2 (en) | Glycol recovery with solvent extraction | |
| US8227383B2 (en) | Low interfacial tension surfactants for petroleum applications | |
| CN102753658A (zh) | 用于移除因硫化合物在含萘酸钙原油中而产生之杂质的添加物及方法 | |
| CA3069151A1 (en) | Processes for removing oil from separated water streams | |
| EA027522B1 (ru) | Способ получения соли arn-кислоты | |
| EA034819B1 (ru) | Способ удаления нафтенатов металлов из сырых углеводородных смесей | |
| US10508048B2 (en) | Removal of oil recovery chemicals from production fluids | |
| CA2817040A1 (en) | Additive and method for removal of calcium from crude oils containing calcium naphthenate | |
| US10266777B2 (en) | Method for removing organic acids in crude oil using gas hydrate inhibitor and catalyst | |
| US20030150779A1 (en) | Process for removing metal ions from crude oil | |
| EP3642300A1 (en) | Naphthenate inhibition | |
| US9410074B2 (en) | Compositions and methods for inhibiting naphthenate solids formation from liquid hydrocarbons | |
| US20230264115A1 (en) | Method for separating water and contaminants from valuable or harmful liquids | |
| EA041038B1 (ru) | Способ уменьшения кислотности и коррозионной активности нефтяного сырья | |
| Lucia | Extraction of naphthenic acid from indonesian crude oils by methanol-ammonium solution | |
| KR102250734B1 (ko) | 원유 내의 유기산 및 금속의 제거 방법 | |
| AU2014240322B2 (en) | Compositions and methods for inhibiting naphthenate solids formation from liquid hydrocarbons | |
| RU2167185C2 (ru) | Способ уменьшения коррозионной активности и кислотности нефтяного сырья | |
| WO2020159351A1 (en) | Method for recovering hydrocarbons from waste sludge | |
| WO2010044763A1 (en) | Purifying process water from the refinement of petroleum and compositions therefor | |
| MXPA01013134A (es) | Composicion desemulsionante mejorada para deshidratar y desalar aceite crudo maya. |
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 AZ BY KZ KG MD TJ TM |