EA041038B1 - Способ уменьшения кислотности и коррозионной активности нефтяного сырья - Google Patents
Способ уменьшения кислотности и коррозионной активности нефтяного сырья Download PDFInfo
- Publication number
- EA041038B1 EA041038B1 EA202100240 EA041038B1 EA 041038 B1 EA041038 B1 EA 041038B1 EA 202100240 EA202100240 EA 202100240 EA 041038 B1 EA041038 B1 EA 041038B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- acid number
- water
- pepa
- sample
- Prior art date
Links
Description
Изобретение относится к способу уменьшения кислотности и коррозионной активности сырой нефти и фракций сырой нефти, содержащих нефтяные кислоты.
Многие виды нефтяного сырья с высоким содержанием органических кислот, например сырые нефти, содержащие нафтеновые кислоты, вызывают коррозию оборудования, используемого для извлечения, транспортировки и переработки сырой нефти, например, трубчатых перегонных аппаратов и трубопроводов.
Известен способ обработки металлических поверхностей ингибиторами коррозии, такими как полисульфиды [1].
Недостатком известного способа является невысокая защитная эффективность от коррозии.
Также известен способ ингибирования пропионовой кислоты при дистиляции [2]. Известен также способ удаления следов кислоты при предварительной обработке нефти [3].
Недостатками известных способов являются дороговизна применяемых ингибиторов коррозии и образование стойких эмульсий при осуществлении способа.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ уменьшения кислотности и коррозионной активности кислотосодержащего коррозионного сырья, включающий контактирование исходной кислотосодержащей коррозионной сырой нефти с эффективным количеством металлосодержащего соединения, выбранного из группы, включающей оксиды, гидроксиды и гидраты металлов групп IA и IIA, в присутствии соответствующего эффективного количества воды для получения обработанной сырой нефти с пониженной кислотностью и коррозионной активностью [4].
Недостатком этого способа является невысокая эффективность от уменьшения кислотности и коррозионной активности нефтяного сырья и образование стойкой эмульсии в процессе выщелачивания нефтяного сырья.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа путем уменьшение общего кислотного числа и коррозионной активности сырой нефти и предотвращение образования стойкой эмульсии в процессе выщелачивания нефтяного сырья.
Поставленная задача в изобретении решается тем, что в способе уменьшения кислотности и коррозионной активности кислотосодержащего нефтяного сырья, включающем контактирование нефтяного сырья с гидроксидом натрия, до контактирования с нефтяным сырьем к гидроксиду натрия дополнительно вводят полиэтиленполиамин (ПЕПА), карбамид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Г ироксид натрия 5-37
Полиэтиленполиамин (ПЭПА) 0,1-0,2
Карбамид 0,5-8
Вода остальное
Реагенты, используемые для осуществления способа, производятся в соответствии с нижеследующими нормативными документами:
NaOH ГОСТ 432877
Пентэтиленполиамин (ПЭПА) ТУ 2413-357-00203447-99
Карбамид ГОСТ 2081 -92
Гидроксид натрия в контакте с нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, нейтрализует их и превращает в нафтенаты. Полиэтиленполиамин (ПЕПА), применяемый в качестве поверхностноактивного вещества, вызывает ускорение процесса нейтрализации путем снижения межфазного поверхностного натяжения на границе нефть-вода. ПЕПА, с другой стороны, проявляет свойства для создания синергетического эффекта. А использование карбамида приводит к быстрому разрушению эмульсий, образующихся в нефтяной среде [5]. Таким образом, компоненты, используемые для осуществления предлагаемого способа уменьшения кислотности и коррозионной активности кислотосодержащего нефтяного сырья, проявляя особую активность, одновременно нейтрализуют как нафтеновые кислоты, так и другие сопряженные с ними угольные кислоты и фенолы, предотвращая протекающие в среде коррозионные процессы.
Способ осуществляют следующим образом:
Нефть, имеющая определенное кислотное число, подается в печь для подогрева до температуры 40°С, одновременно для контактирования с ней вводят в печь реагент, состоящий из смеси гироксида натрия, ПЭПА, карбамида и воды, в количестве 0,5-2,5 кг/т в зависимости от кислотности нефти. Процесс нейтрализации нефти протекает при непрерывном проточным режиме и обработанная нефть осаждается в резервуаре в течение не менее одного часа для полного отделения от воды. После чего из нефти берутся пробы для определения кислотного числа. Если кислотное число составляет не более 0,8 мг КОН/г нефти, нефть считается приемлемой.
Приготовление реагента для осуществления способа уменьшения кислотности и коррозионной активности кислотосодержащего нефтяного сырья в лабораторных условиях показано в следующих приме- 1 041038 рах.
Пример 1.
В химический стакан вместимостью 200 мл наливают 94,4 г воды. Затем в стакан добавляют 5 г кристаллов щелочи NaOH, 0,1 г ПЕПА и 0,5 г карбамида и перемешивают до получения однородного раствора при комнатной температуре.
Пример 2.
В химический стакан вместимостью 200 мл наливают 92,3 г воды. Затем в стакан добавляют 7 г кристаллов щелочи NaOH, 0,1 г ПЭПА и 0,6 г карбамида и перемешивают в блендере до получения однородного раствора при комнатной температуре.
Пример 3.
В химический стакан вместимостью 200 мл наливают 89,2 г воды. Затем в стакан добавляют 10 г кристаллов щелочи NaOH, 0,1 г ПЭПА и 0,7 г карбамида и перемешивают в блендере до получения однородного раствора при комнатной температуре.
Другие образцы реагентов изготавливают аналогичным способом и их показатели представлены в табл. 1.
Таблица 1
| Образцы | Наименование компонентов входящих в состав образца,% | |||
| NaOH | ПЭПА | карбамид | вода | |
| 1 | 5 | 0,1 | 0,5 | 94.4 |
| 2 | 7 | 0,1 | 0,6 | 92.3 |
| 3 | 10 | 0,1 | 0,7 | 89.2 |
| 4 | 12 | 0,1 | 0,8 | 87.1 |
| 5 | 15 | 0,1 | 0,9 | 84,0 |
| 6 | 17 | 0,1 | 1,0 | 81,9 |
| 7 | 20 | 0,1 | 1,1 | 78.8 |
| 8 | 22 | 0,1 | 1,2 | 76.7 |
| 9 | 25 | 0,1 | 1,3 | 73.6 |
| 10 | 27 | 0,1 | 1,4 | 71.5 |
| 11 | 30 | 0,1 | 1,5 | 68.5 |
| 12 | 32 | 0,1 | 1,6 | 66.3 |
| 13 | 35 | 0,1 | 1,7 | 63.2 |
| 14 | 37 | 0,1 | 1,8 | 61.1 |
| 15 | 40 | 0,15 | 8,5 | 51,35 |
| 16 | 35 | 0,5 | 8,0 | 56,5 |
| 17 | - | 0,2 | 8,0 | 91,8 |
| 18 | 37 | - | 8,0 | 55,0 |
| 19 | 37 | 0,2 | - | 62,8 |
Кислотное число нефти, выполненное при осуществлении способа, было определено в соответствии с ASTM D664-090 (стандартный метод испытаний для кислотного числа в нефтяных продуктах). Способ проводили при температуре 40°С в течение 2 ч.
Способ снижения кислотного числа в нефтях и предотвращения коррозии, вызванной нафтеновыми кислотами, приведен в следующих примерах:
Пример № 1. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным холодильником, наливаем 100 г образца нефти с участка Дюбенди с исходным кислотным числом 0,92 мгКОН/г, добавляем 150 мг реагента по примеру 1 (5 г NaOH+0,1 г ПЭПА+0,5г карбамида+94,4 г воды) и перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,5 мг КОН/г.
Пример № 2. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным холодильником, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 1,3 мгКОН/г, добавляем 230 мг реагента по примеру 2(7 г NaOH+0,1 г ПЭПА+0,6 г карбамида+92,3 г воды) и перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,45 мг КОН/г.
Пример № 3. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным холодильником, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 1,5 мгКОН/г, добавляем 250 мг реагента по примеру -3 (10 г NaOH+0,1 г ПЭПА+0,7 г карбамида+89,2 г воды) и перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,40 мг КОН/г.
Пример № 4. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным холодильником, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 0,96 мгКОН/г, добавляем 250 мг реагента по примеру -4 (12 г NaOH+0,2 г ПЭПА+0,8 г карбамида+87,1 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,44 мг КОН/г.
Пример №5. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным холодильником, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 0,92 мгКОН/г, добавляем 230 мг реагента по примеру -5 (15 г NaOH+0,1 г ПЭПА+0,9 г карбамида+84 г воды) и перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число
- 2 041038 нефти. Кислотное число нефти составляет 0,65 мг КОН/г.
Пример № 6. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным холодильником, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 1,42 мгКОН/г, добавляем 300 мг реагента по примеру -6 (17 г NaOH+0,1 г ПЭПА+1,0 г карбамида+81,9 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,40 мг КОН/г.
Пример № 7. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную смесителем и обратным охладителем, наливаем 150 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 2,24 мгКОН/г, добавляем 300 мг реагента по примеру -7 (20г NaOH+0,2 г ПЭПА+1,1 г карбамида+78,8 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,48 мг КОН/г.
Пример № 8. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным охладителем, наливаем 150 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 2,24 мг КОН/г, добавляем 500 мг реагента по примеру -8 (22 г NaOH+0,1 г ПЭПА+1,2 г карбамида+76,7 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,74 мг КОН/г.
Пример № 9. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным холодильником, наливаем 200 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 1,32 мгКОН/г, добавляем 380 мг реагента по примеру -9 (25 г NaOH+0,2 г ПЭПА+1,3 г карбамида+73,6 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,60 мг КОН/г.
Пример № 10. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным холодильником, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 1,42 мгКОН/г, добавляем 200 мг реагента по примеру -10 (27 г NaOH+0,1 г ПЭПА+1,4 г карбамида+71,5 г воды) и перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,60 мг КОН/г.
Пример № 11. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным холодильником, наливаем 150 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 1,3 мгКОН/г, добавляем 400 мг реагента по примеру -11 (30 г NaOH+0,1 г ПЭПА+1,5 г карбамида+68,5 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,45 мг КОН/г.
Пример № 12. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную мешалкой и обратным холодильником, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 1,3 мгКОН/г, добавляем 230 мг реагента по примеру 12 (32 г NaOH+0,1 г ПЭПА+1,6 г карбамида+66,3 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,45 мг КОН/г.
Пример № 13. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную смесителем и обратным охладителем, наливаем 80 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 2,35 мг КОН/г, добавляем 300 мг реагента по примеру -13 (35 г NaOH+0,1 г ПЭПА+1,7 г карбамида+63,2 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,75 мг КОН/г.
Пример № 14. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную смесителем и обратным охладителем, наливаем 200 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 1,32 мг кон/г, добавляем 380 мг реагента по примеру 14 (37 г NaOH+0,1 г ПЭПА+1,8 г карбамида+61,1 г воды) и перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч.Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,6 мг КОН/г.
Пример № 15. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную смесителем и обратным охладителем, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 2,35 мг КОН/г, добавляем 300 мг реагента по примеру 15 (40 г NaOH+0,15 г ПЭПА+8,0 г карбамида+51.35 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 1,75 мг КОН/г.
Пример № 16. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную смесителем и обратным охладителем, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 2,35 мг КОН/г, добавляем 300 мг реагента по примеру 16 (35 г NaOH+0,5 гр ПЭПА+8.0 г карбамида+56.5 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 1,45 мг КОН/г.
Пример №17. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную смесителем и обратным охладителем, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 2,35 мг КОН/г, добавляем 300 мг реагента по примеру 17 (0 г NaOH+0,2 г ПЭПА+8.0 г карбамида+91.8 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 2,15 мг КОН/г.
Пример № 18. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную смесителем и обратным охла- 3 041038 дителем, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 2,35 мг
КОН/г, добавляем 300 мг реагента по примеру 18(37 г NaOH+0 г ПЭПА+8.0 г карбамида+55 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 1,23 мг КОН/г.
Пример № 19. В химическую пробирку объемом 250 мл, снабженную смесителем и обратным охладителем, наливаем 100 г образца нефти с площади Дюбенди с исходным кислотным числом 2,35 мг КОН/г, добавляем 300 мг реагента по примеру 19 (37 г NaOH+0,2 г ПЭПА+0 г карбамид а+62,5 г воды), перемешиваем при температуре 40°С в течение 2 ч. Затем берем пробу и определяем кислотное число нефти. Кислотное число нефти составляет 0,96 мг КОН/г.
Результаты определения остаточного кислотного числа для образцов 1-19 представлены в табл. 2.
Таблица 2
| Примеры | Кислотное число до обработки, мгКОН/г нефти | Кислотное число, после обработки, мгКОН/г нефти |
| 1 | 0,92 | 0,5 |
| 2 | 1,3 | 0,45 |
| 3 | 1,5 | 0,40 |
| 4 | 0,96 | 0,44 |
| 5 | 0,92 | 0,65 |
| 6 | 1,42 | 0,40 |
| 7 | 2,24 | 0,48 |
| 8 | 2.24 | 0.74 |
| 9 | 1.32 | 0.60 |
| 10 | 1.42 | 0.60 |
| 11 | 1.3 | 0.45 |
| 12 | 1.3 | 0.45 |
| 13 | 2.35 | 0.75 |
| 14 | 1.32 | 0.6 |
| 15 | 2.35 | 1.75 |
| 16 | 2.35 | 1.45 |
| 17 | 2.35 | 2.15 |
| 18 | 2.35 | 1,23 |
| 19 | 2.35 | 0.96 |
Как видно из табл. 2, при осуществлении способа по примерам 1-14 проявляется значительное уменьшение кислотности нефти. Однако, исключение, уменьшение или увеличение одного из компонентов реагента образца по примерам 15-19 отрицательно влияет на уменьшение кислотного числа нефти.
На следующем этапе изучалось ингибирующее действие предлагаемого способа на коррозию в образцах нефти с нафтеновой кислотой. Исследования проводились известным гравиметрическим методом в соответствии с ГОСТ 9.506-87 Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Результаты приведены в табл. 3.
___________________ Таблица 3
| Примеры | Кислотное число,мг КОН/1г нефти | Дозировка реагента, г/тонн | Скорость коррозии, г/м2час | Степень защиты от коррозии, % | |
| Без добавки реагента | С добавкой реагента | ||||
| 1 | 0,92 | 150 | 0,135 | 0,02 | 85,2 |
| 2 | 1,3 | 230 | 0,240 | 0,05 | 79,2 |
| 3 | 1,5 | 250 | 0,245 | 0,03 | 87,7 |
| 4 | 0,96 | 250 | 0,130 | 0,03 | 76,9 |
| 5 | 0,92 | 230 | 0,125 | 0,01 | 91,2 |
| 6 | 1,42 | 300 | 0,230 | 0,02 | 92,3 |
| 7 | 2,24 | 300 | 0,470 | 0,04 | 91,5 |
| 8 | 2,24 | 500 | 0,465 | 0,05 | 89,2 |
| 9 | 1,32 | 380 | 0,245 | 0,02 | 91,8 |
| 10 | 1,42 | 200 | 0,277 | 0,03 | 89.2 |
| 11 | 1,3 | 230 | 0,270 | 0,012 | 95,5 |
| 12 | 1,3 | 230 | 0,250 | 0,015 | 94,0 |
| 13 | 2.35 | 300 | 0,550 | 0,06 | 89,1 |
| 14 | 1,32 | 380 | 0,245 | 0,02 | 91,8 |
| 15 | 2.35 | 300 | 0,530 | 0,06 | 88,6 |
| 16 | 2.35 | 300 | 0,530 | 0,157 | 70.3 |
| 17 | 2.35 | 300 | 0,540 | 0,327 | 38.3 |
| 18 | 2.35 | 300 | 0,540 | 0,172 | 68,1 |
| 19 | 2.35 | 300 | 0.540 | 0,193 | 64,2 |
Как видно из табл. 3, примеры 1-14 обладают высокой антикоррозионной защитной эффективно стью при указанных расходах. Степень защиты от коррозии составляет от 76,9 до 95,5%. Однако для
-
Claims (5)
- примеров 15-19 степень защиты от коррозии значительно меньше и не превышает 68,1%.Литература1. Патент США 5182013, 1990, C10G 7/10
- 2. Патент США 4647366, 1985, C10G 7/10
- 3. Патент США 4199440, 2001, C10G 1902, C10G /2100
- 4. Патент РФ 2167909, 2001, C10G 19/00, С09К 3/00
- 5. Бразильский журнал химической инженерии, 2015, Бюл. 3, № 1, P.Najivana, A. Vaziri/Optimizatijn of demulsifer formulation for separation of water from cruda oil emulsions.ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯСпособ уменьшения кислотности и коррозионной активности нефтяного сырья, включающий контактирование нефтяного сырья с гидроксидом натрия, отличающийся тем, что до контактирования с нефтяным сырьем к гидроксиду натрия дополнительно вводят полиэтиленполиамин (ПЕПА), карбамид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: гидроксид натрия 5-37; полиэтиленполиамин(ПЕПА) 0,1-0,2; карбамид 0,5-8; вода - остальное и полученный реагент вводят в нефтяное сырье в количестве 0,5-2,5 кг/т в зависимости от его кислотности.Евразийская патентная организация, ЕАПВРоссия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA041038B1 true EA041038B1 (ru) | 2022-08-31 |
Family
ID=
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6022494A (en) | Process for decreasing the acid content and corrosivity of crudes | |
| US7799213B2 (en) | Additives to enhance phosphorus compound removal in refinery desalting processes | |
| WO1997008270A9 (en) | Process for decreasing the acid content and corrosivity of crudes | |
| JP5449195B2 (ja) | カルボン酸のエステルを使用して炭化水素供給原料から金属を除去する方法 | |
| JP3871342B2 (ja) | 過塩基性化洗浄剤を使用する石油酸の中和方法 | |
| JP2008513551A (ja) | 高全酸価（ｔａｎ）原油のエマルジョンの中和 | |
| US6679987B1 (en) | Process for decreasing the acid content and corrosivity of crudes | |
| EA041038B1 (ru) | Способ уменьшения кислотности и коррозионной активности нефтяного сырья | |
| US5643439A (en) | Process for neutralization of petroleum acids using alkali metal trialkylsilanolates | |
| RU2224778C1 (ru) | Ингибирующая присадка комплексного действия | |
| RU2167185C2 (ru) | Способ уменьшения коррозионной активности и кислотности нефтяного сырья | |
| AU745956B2 (en) | Process for treating acidic crudes using a manganese oxide | |
| AU745948B2 (en) | Process for treating acidic crudes using alkaline earth metal carbonate | |
| KR19990044704A (ko) | 원유의 산 함량 및 부식성을 감소시키는 공정 | |
| RU2215822C2 (ru) | Композиция для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений | |
| SU977713A1 (ru) | Способ предотвращени отложени парафина в нефтепромысловом оборудовании | |
| MXPA98001373A (en) | Procedure to reduce the corrosivity and acidity of crudes del petro | |
| MXPA98010616A (en) | Inhibitory composition of corrosion for hydrodesulfuring plants, with low tendency to emulsification |