ES2835253T3 - Composiciones contra la formación de costras para corrientes de proceso del petróleo - Google Patents

Composiciones contra la formación de costras para corrientes de proceso del petróleo Download PDF

Info

Publication number
ES2835253T3
ES2835253T3 ES17817622T ES17817622T ES2835253T3 ES 2835253 T3 ES2835253 T3 ES 2835253T3 ES 17817622 T ES17817622 T ES 17817622T ES 17817622 T ES17817622 T ES 17817622T ES 2835253 T3 ES2835253 T3 ES 2835253T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
petroleum
ppm
composition
moieties
scab
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Active
Application number
ES17817622T
Other languages
English (en)
Inventor
Abuzar Syed
Kailash Sawhney
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Ecolab USA Inc
Original Assignee
Ecolab USA Inc
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
Application filed by Ecolab USA Inc filed Critical Ecolab USA Inc
Application granted granted Critical
Publication of ES2835253T3 publication Critical patent/ES2835253T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • C10G75/00—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general
    • C10G75/04—Inhibiting corrosion or fouling in apparatus for treatment or conversion of hydrocarbon oils, in general by addition of antifouling agents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B05—SPRAYING OR ATOMISING IN GENERAL; APPLYING FLUENT MATERIALS TO SURFACES, IN GENERAL
    • B05D—PROCESSES FOR APPLYING FLUENT MATERIALS TO SURFACES, IN GENERAL
    • B05D5/00—Processes for applying liquids or other fluent materials to surfaces to obtain special surface effects, finishes or structures
    • B05D5/08—Processes for applying liquids or other fluent materials to surfaces to obtain special surface effects, finishes or structures to obtain an anti-friction or anti-adhesive surface
    • 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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
    • 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
    • C10L1/22—Organic compounds containing nitrogen
    • 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
    • C10L10/00—Use of additives to fuels or fires for particular purposes
    • C10L10/04—Use of additives to fuels or fires for particular purposes for minimising corrosion or incrustation
    • 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
    • C10L10/00—Use of additives to fuels or fires for particular purposes
    • C10L10/18—Use of additives to fuels or fires for particular purposes use of detergents or dispersants for purposes not provided for in groups C10L10/02 - C10L10/16
    • 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
    • C10L1/223—Organic compounds containing nitrogen containing at least one carbon-to-nitrogen single bond having at least one amino group bound to an aromatic carbon atom
    • 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
    • C10L1/236—Macromolecular compounds obtained by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds derivatives thereof
    • C10L1/2364—Macromolecular compounds obtained by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds derivatives thereof homo- or copolymers derived from unsaturated compounds containing amide and/or imide groups

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)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Paints Or Removers (AREA)

Abstract

Una composicion contra la formacion de costras que comprende uno o mas polimeros dispersantes y uno o mas inhibidores, en donde el uno o mas polimeros dispersantes comprenden los residuos polimerizados de una o mas α-olefinas y anhidrido maleico, en donde ademas 80 % en moles - 100 % en moles de los residuos del anhidrido maleico reaccionan con una amina primaria definida por la formula R-NH2, en donde R es un resto hidrocarbonado lineal o ramificado que comprende de 6 a 30 atomos de carbono o una mezcla de dos o mas de tales restos, en donde ademas el uno o mas polimeros dispersantes se caracterizan por la ausencia de restos anhidrido y restos imida; y el uno o mas inhibidores comprenden una p-fenilendiamina funcionalizada definida por la formula **(Ver fórmula)** en donde los R' se seleccionan independientemente de modo que sean restos lineales, ramificados, aromaticos o aliciclicos que comprenden de 1 a 12 atomos de carbono que incluyen opcionalmente uno o mas atomos de O, S, N o halogeno con la condicion de que la p-fenilendiamina funcionalizada no incluya restos de amina primaria.

Description

DESCRIPCIÓN
Composiciones contra la formación de costras para corrientes de proceso del petróleo
Campo técnico
La invención está dirigida a las mezclas de dispersantes poliméricos con inhibidores con función amino para los productos del petróleo y usos de los mismos.
Antecedentes
Las plantas de procesamiento de hidrocarburos, desde las refinerías hasta las plantas petroquímicas, sufren formación de costras como resultado de la deposición de los subproductos de hidrocarburos depositados en intercambiadores de calor, hornos, circuitos de reciclaje de agua, columnas de destilación, recipientes, líneas, gastos generales y otros equipos de procesamiento. Estos subproductos incluyen una variedad de hidrocarburos que pueden estar presentes en el petróleo crudo, así como también los subproductos de los procesos de refinación de hidrocarburos. Las costras de las superficies interiores de los equipos de procesamiento se producen durante un período de tiempo que puede variar de meses a años, en dependencia de la unidad que sea considerada.
Se cree que el asfalteno, un formador de costra presente en las fuentes de petróleo crudo antes de la extracción humana o recolección del mismo existe como una dispersión coloidal estabilizada por otros componentes del petróleo crudo. Estos formadores de costra de origen natural pueden ser desestabilizados por una variedad de condiciones mecánicas, térmicas y químicas implicadas en la producción y procesamiento del petróleo. Otros formadores de costra surgen mediante la polimerización u otras reacciones de subproductos vinílicos del procesamiento del petróleo tales como estireno, butadieno, ciclopentadieno y similares; hidrocarburos oxidados; y productos de descomposición térmica resultantes de la degradación de moléculas más grandes, tales como uno de los formadores de costra enumerados anteriormente, ya sea solo o combinado con uno o más de otros compuestos presentes en una fuente de petróleo. Tales formadores de costra pueden denominarse "formadores de costra sintéticos", ya que surgen como resultado de las acciones humanas para procesar fuentes de petróleo crudo; mientras que los asfaltenos pueden denominarse "formadores de costra naturales", ya que están presentes en las fuentes de petróleo crudo obtenido de los depósitos subterráneos.
El hidrotratamiento es un proceso convencional del petróleo que proporciona un ejemplo ilustrativo de cómo surgen los formadores de costra sintéticos. El hidrotratamiento es un proceso de hidrogenación catalizada que conduce a la conversión de los contaminantes que contienen nitrógeno y azufre en sulfuro de hidrógeno y amoníaco. También se usa para convertir los aromáticos y las olefinas en saturados. Las condiciones térmicas y oxidativas durante el hidrotratamiento conducen a la formación de formadores de costra sintéticos. Los formadores de costra formados o sintetizados durante dichos procesos se adhieren a la superficie del equipo de procesamiento, tales como los intercambiadores de precalentamiento, lo que da como resultado una reducción del rendimiento de la unidad y una caída de la presión a través de los tubos del intercambiador de calor.
Tanto los formadores de costra naturales como los sintéticos preocupan a los operadores de las plantas de procesamiento de hidrocarburos, ya que independientemente del origen, la acumulación y precipitación de un formador de costra sobre cualquiera de una o más superficies dentro de los equipos de procesamiento o contenedores de almacenamiento provoca una gran cantidad de problemas para el operador. Tales problemas incluyen restricciones de flujo y pérdida de la sensibilidad de los dispositivos de medición como los termopares colocados en la corriente de procesamiento. La necesidad de limpiar las costras de las superficies interiores de los equipos de procesamiento de petróleo es una fuente importante de tiempo de inactividad de la planta. Por consiguiente, existe una necesidad constante de nuevos métodos y composiciones para abordar la formación de costras.
Mientras que los formadores de costra naturales pueden tratarse con dispersantes, puede evitarse totalmente la formación de algunos formadores de costra sintéticos. Por ejemplo, la adición de un inhibidor de radicales libres soluble en el petróleo, también denominado como un antioxidante, a la corriente del proceso de hidrotratamiento descrito anteriormente reduce las costras observadas, probablemente debido a la ralentización o detención de ciertas vías sintéticas para formar los formadores de costra sintéticos característicamente asociados con la corriente del proceso.
Comer y otros, Patente de Estados Unidos Núm. 5,214,224 describe los copolímeros de olefina-anhídrido maleico útiles como dispersante para formadores de costra en las corrientes de proceso del petróleo líquido. Sin embargo, estos polímeros con funcionalidad anhídrido son reactivos frente a las condiciones hidrolíticas, que experimentan a la adición de agua por apertura del anillo a las funcionalidades del anhídrido. El polímero hidrolizado no tiene propiedades contra la formación de costras y, debido a su baja solubilidad, puede convertirse él mismo en un formador de costra. Por tanto, los polímeros con función anhídrido no son adecuados para su uso en las corrientes de procesamiento contaminadas con agua. Además, la hidrólisis de las funcionalidades anhídrido puede tener lugar lentamente a lo largo del tiempo incluso en un producto de petróleo sustancialmente seco donde el agua es una impureza del producto del petróleo.
Adicionalmente, los copolímeros de olefina-anhídrido maleico, y sus subproductos hidrolizados, tienden a precipitarse de los concentrados en los que se venden los polímeros, o a formar mezclas viscosas, incluso solidificadas, con los solventes a bajas temperaturas que se encuentran en el campo durante las operaciones de procesamiento de petróleo en invierno, que puede alcanzar fácilmente de 0 °C a -40 °C. Esto se debe a que los copolímeros de olefina-anhídrido maleico son insolubles o solo son escasamente solubles en solventes a base de petróleo, incluso a temperaturas de aproximadamente 20 °C; a temperaturas más bajas, se producen inestabilidades que dan lugar a dificultades para bombear, verter o transportar de cualquier otra manera las combinaciones de polímero-solvente en el campo, por ejemplo, en invierno.
Esta inestabilidad afecta además a las corrientes de proceso del petróleo donde se indica una combinación de dispersante e inhibidor. Para usar los copolímeros de olefina-anhídrido maleico como dispersantes junto con un inhibidor soluble en petróleo, se requieren típicamente dos adiciones separadas en lugar de añadir una mezcla de estos dos materiales a la corriente de proceso del petróleo. Esto se debe a que los copolímeros de olefina-anhídrido maleico - y sus subproductos hidrolizados - son insolubles o solo son escasamente solubles en los productos de petróleo líquido o en los solventes a base de petróleo empleados para suministrar los inhibidores solubles en petróleo en las corrientes de proceso del petróleo. Dado que algunos equipos de procesamiento de petróleo solo incluyen, por ejemplo, un puerto único para introducir los aditivos en la corriente de proceso del petróleo, los copolímeros de olefina-anhídrido maleico, aunque eficaces como dispersantes en tales sistemas, no son óptimos para su uso debido a problemas de solubilidad.
Existe la necesidad de prevenir la formación de costras en las corrientes de proceso del petróleo debido a los formadores de costra tanto naturales como sintéticos. Existe la necesidad de una combinación que pueda lograr lo anterior mediante la aplicación a una corriente de proceso del petróleo de composición única que incluye tanto un dispersante como un inhibidor. Existe una necesidad adicional de proporcionar concentrados de composiciones contra la formación de costras que sean dispersiones estables y que puedan bombearse o verter a temperaturas de aproximadamente 0 °C a -40 °C.
El documento WO 2016/164445 A1 describe un método para disminuir la formación de costras durante el refinado de un fluido a base de hidrocarburos que incluye poner en contacto el fluido a base de hidrocarburos con una cantidad efectiva de al menos un primer componente y una cantidad efectiva de al menos un segundo componente para disminuir la formación de costras, en donde el primer componente puede ser o incluir un producto de reacción de alfa olefina y anhídrido maleico, y el segundo componente puede ser o incluir N,N'-di-sec-butil-p-fenilendiamina o una mezcla de p-fenilendiaminas sustituidas.
Resumen
En la presente descripción se describen composiciones contra la formación de costras que incluyen o consisten esencialmente en una combinación de uno o más polímeros dispersantes y uno o más inhibidores, que incluye el uno o más polímeros dispersantes, que consisten esencialmente en, o consisten en los residuos polimerizados de una o más a-olefinas y anhídrido maleico, en donde además 80 % en moles - 100 % en moles de los residuos de anhídrido maleico reaccionan con una amina primaria definida por la fórmula R-NH2, en donde R es un resto hidrocarbonado lineal o ramificado que comprende de 6 a 30 átomos de carbono o una mezcla de dos o más de tales restos; el inhibidor que incluye, consiste esencialmente en o consiste en una p-fenilendiamina funcionalizada (fPDA) definida por la fórmula
Figure imgf000003_0001
en donde los R' se seleccionan independientemente de modo que sean restos lineales, ramificados, aromáticos o alicíclicos que comprenden de 1 a 12 átomos de carbono que incluyen opcionalmente uno o más átomos de O, S, N o halógeno con la condición de que la fPDA no incluya restos de amina primaria. La relación de uno o más polímeros dispersantes a uno o más inhibidores en la composición es aproximadamente de 10:1 a 1:10 en peso, en algunas modalidades aproximadamente de 1:3 a 3:1 en peso. Los polímeros dispersantes se caracterizan por una ausencia sustancial de restos anhídrido e imida. Las composiciones contra la formación de costras son solubles en los productos de petróleo líquidos o las corrientes de proceso del petróleo líquido; así como en solventes no polares empleados convencionalmente para introducir compuestos en las corrientes de proceso del petróleo; los solventes apolares son líquidos que tienen una constante dieléctrica de menos de 15, así como también las mezclas de dichos líquidos.
En las modalidades, la composición contra la formación de costras es un concentrado contra la formación de costras que comprende, que consiste esencialmente en, o que consiste en una combinación de uno o más polímeros dispersantes como se describió anteriormente, uno o más inhibidores como se describió anteriormente, y un solvente, en donde el uno o más polímeros dispersantes y el uno o más inhibidores están presentes en un total combinado de aproximadamente 15 % en peso a 90 % en peso en el solvente y el concentrado puede bombearse o verterse a una temperatura entre aproximadamente 0 °C a -40 °C. En las modalidades, el solvente tiene una constante dieléctrica de 15 o menos.
También se describe en la presente descripción un producto de petróleo tratado que incluye, que consiste esencialmente en, o que consiste en un producto de petróleo y aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm de una composición contra la formación de costras, la composición contra la formación de costras que incluye o que consiste esencialmente en una combinación de uno o más polímeros dispersantes y uno o más inhibidores, que incluye el uno o más polímeros dispersantes, que consiste esencialmente en, o que consiste en los residuos polimerizados de una o más a-olefinas y anhídrido maleico, en donde además el 80 % en moles - 100 % en moles de los residuos de anhídrido maleico reaccionan con una amina primaria definida por la fórmula R-NH2, en donde R es un resto hidrocarbonado lineal o ramificado que comprende de 6 a 30 átomos de carbono o una mezcla de dos o más de tales restos; y el inhibidor que incluye, que consiste esencialmente en, o que consiste en una pfenilendiamina funcionalizada (fPDA) definida por la fórmula
Figure imgf000004_0001
en donde los R' se seleccionan independientemente de modo que sean restos lineales, ramificados, aromáticos o alicíclicos que comprenden de 1 a 12 átomos de carbono que incluyen opcionalmente uno o más átomos de O, S, N o halógeno con la condición de que la fPDA no incluya restos de amina primaria. La relación de uno o más polímeros dispersantes a uno o más inhibidores en el producto de petróleo líquido tratado es aproximadamente de 10:1 a 1:10 en peso, en algunas modalidades aproximadamente de 1:3 a 3:1 en peso. En las modalidades, el producto de petróleo tratado es un producto de petróleo líquido tratado. Los productos líquidos de petróleo tratados son dispersiones estables entre aproximadamente 20 °C y 400 °C, en donde los polímeros dispersantes son estables termolíticamente y reducen o previenen de esta manera la formación de costras debido a formadores de costra naturales y/o sintéticos dentro de los productos líquidos de petróleo tratados durante uno o más operaciones de procesamiento del petróleo, como el hidrotratamiento. Además, los polímeros dispersantes son estables hidrolíticamente y, por lo tanto, son adecuados para incluir en los concentrados, los productos del petróleo y las corrientes de proceso del petróleo contaminadas con agua, tales como aproximadamente 1 % en peso de agua o menos.
En algunas modalidades, los productos de petróleo tratados son las corrientes de proceso del petróleo tratadas. Las corrientes de proceso del petróleo tratadas provocan de un 50 % a un 100 % menos de formación de costras en los equipos de proceso de petróleo durante un primer período de tiempo, cuando se compara con la formación de costras de una corriente de proceso del petróleo (es decir, la corriente de proceso de petróleo sin tratar) durante el mismo período de tiempo. En algunas modalidades, las corrientes y los productos de proceso del petróleo tratados son dispersiones estables, en donde además la estabilidad de la dispersión se mantiene durante una o más operaciones de procesamiento de petróleo, dentro de una o más corrientes de proceso del petróleo, durante la eliminación de la composición dentro de uno o más aparatos de proceso del petróleo, y durante el transporte y almacenamiento de un producto de petróleo tratado.
También se describe en la presente descripción un método de reducción de la formación de costras en una o más corrientes de proceso del petróleo, el método que incluye, que consiste esencialmente en, o que consiste en: a) combinar uno o más polímeros dispersantes y uno o más inhibidores en una relación en peso aproximadamente de 1:10 a 10:1 para formar una composición contra la formación de costras, en donde uno o más polímeros dispersantes incluyen, consisten esencialmente en o consisten en los residuos polimerizados de una o más aolefinas y anhídrido maleico, en donde además 80 % en moles - 100 % en moles de los residuos de anhídrido maleico reaccionan con una amina primaria definida por la fórmula R-NH2, en donde R es un resto hidrocarbonado lineal o ramificado que comprende de 6 a 30 átomos de carbono o una mezcla de dos o más de dichos restos; y el inhibidor incluye, consiste esencialmente en, o consiste en una p-fenilendiamina funcionalizada (fPDA) definida por la fórmula
Figure imgf000005_0001
en donde los R' se seleccionan independientemente de modo que sean restos lineales, ramificados, aromáticos o alicíclicos que comprenden de 1 a 12 átomos de carbono que incluyen opcionalmente uno o más átomos de O, S, N o halógeno con la condición de que la fPDA no incluya restos de amina primaria; y b) aplicar aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en peso o aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en volumen de la composición contra la formación de costras a una corriente de proceso del petróleo para formar una corriente de proceso del petróleo tratado. En las modalidades, la composición contra la formación de costras se añade a la corriente de proceso del petróleo antes de la disposición del producto de petróleo en el equipo de proceso del petróleo; en otras modalidades, la composición contra la formación de costras se añade directamente a la corriente de proceso del petróleo mientras que la corriente de proceso del petróleo se dispone dentro del equipo de proceso del petróleo. En las modalidades, el método incluye además someter el proceso de petróleo tratado a temperaturas de aproximadamente 20 °C a 400 °C, en donde además la corriente de proceso del petróleo tratado es una dispersión estable y/o en donde la corriente de proceso del petróleo tratado muestra propiedades contra la formación de costras durante el proceso. En algunas de tales modalidades, el proceso es el hidrotratamiento.
Descripción detallada
Aunque la presente descripción proporciona referencias a modalidades preferidas, los expertos en la técnica reconocerán que pueden realizarse cambios en la forma y los detalles sin apartarse del espíritu y el alcance de la invención. La referencia a diversas modalidades no limita el alcance de las reivindicaciones adjuntas aquí. Adicionalmente, cualquiera de los ejemplos expuestos en esta especificación no pretende ser limitantes y simplemente establecen algunas de las muchas modalidades posibles para las reivindicaciones adjuntas.
Las ventajas adicionales y las características novedosas de la invención se expondrán en parte en la descripción que sigue, y en parte se harán evidentes para los expertos en la técnica al examinar lo siguiente, o pueden aprenderse a través de la experimentación de rutina al practicar la invención.
Definiciones
Como se usa en la presente descripción, el término "formación de costras" significa separación de fases por la precipitación de un producto de petróleo, en donde además el precipitante se pone en contacto y se adhiere a una o más superficies interiores de un equipo de proceso del petróleo.
Como se usa en la presente descripción, el término "formador de costra" significa una o más especies que están presentes en un producto de petróleo y que pueden precipitarse a partir del mismo. Los formadores de costra incluyen uno o más formadores de costra naturales, uno o más formadores de costra sintéticos o sus combinaciones según se determine por el contexto. En las modalidades, uno o más formadores de costra están presentes dispersos en un producto líquido de petróleo; en algunas de tales modalidades, la dispersión es una dispersión coloidal.
Como se usa en la presente, el término "formador de costra natural" significa una o más especies formadoras de costra inherentemente presentes en el petróleo crudo. En las modalidades, los formadores de costra naturales incluyen asfaltenos, petróleo pesado, alquitranes e hidrocarburos alifáticos y aromáticos que tienen una densidad menor que la del agua, comúnmente denominados petróleo ligero.
Como se usa en la presente, el término "formador de costra sintético" significa una o más especies de formadores de costra que son subproductos de los procesos de refinación del petróleo. En diversas modalidades, los formadores de costra sintéticos pueden incluir uno o más de: hidrocarburos aromáticos polinucleares, coque, hidrocarburos oxidados, polímeros formados a partir de la polimerización de subproductos vinílicos del procesamiento del petróleo tales como estireno, butadieno, ciclopentadieno y similares; y productos de la descomposición térmica resultantes de la degradación de moléculas más grandes, como uno de los materiales enumerados anteriormente, y las combinaciones de estos.
Como se usa en la presente, el término "producto de petróleo" y términos similares significan cualquier producto de hidrocarburo obtenido de un depósito subterráneo, cualquier producto derivado del mismo o cualquier mezcla de los mismos. Los ejemplos no limitantes de los productos del petróleo incluyen, entre otros, petróleo crudo, petróleo crudo reducido, destilado crudo, petróleo pesado o betún, petróleo hidrotratado, petróleo refinado, subproductos del procesamiento de productos del petróleo tales como, la pirólisis el hidrotratamiento o la separación de fases, o mezclas de dos o más de estos.
Como se usa en la presente, el término "producto líquido de petróleo" y términos similares significa un producto de petróleo que es sustancialmente un líquido a 20 °C.
Como se usa en el presente documento, el término "corriente de proceso de petróleo" y términos similares significa cualquier producto de petróleo dispuesto dentro del equipo de proceso de petróleo en contacto fluido con una superficie interior del mismo, en el que la corriente de proceso incluye uno o más formadores de costra, es decir, uno o más formadores de costra naturales, uno o más formadores de costra sintéticos, o una mezcla de dos o más de los mismos. La corriente del proceso puede ser sustancialmente estática, tal como un producto de petróleo dispuesto en un sedimentador (separador) o contenedor de almacenamiento durante un período de contacto seleccionado, tal como hasta dos años. La corriente de proceso puede ser sustancialmente dinámica, como un producto de petróleo líquido dispuesto dentro de una tubería durante la transportación del producto desde una primera ubicación a una segunda ubicación. En algunas modalidades, la corriente de proceso incluye uno o más componentes adicionales relacionados con el procesamiento del petróleo; dichos componentes no están particularmente limitados.
Como se usa en la presente, el término "equipo de procesamiento del petróleo", "aparato de procesamiento del petróleo" y términos similares significa un artículo artificial que tiene una superficie interior que incluye un metal, en donde además uno o más productos de petróleo se ponen en contacto de manera fluida con el metal durante cualquier período de tiempo y a cualquier temperatura adicional determinada por el contexto. El equipo de procesamiento del petróleo incluye elementos para eliminar productos del petróleo de un depósito subterráneo, para transportar uno o más productos del petróleo desde una primera ubicación a una segunda ubicación, o para separar, refinar, tratar, aislar, destilar, reaccionar, medir, calentar, enfriar, o que contenga uno o más productos del petróleo. Como se usa en la presente, los términos "bombear", "bombeable", "verter", "vertible" o términos similares se refieren, según lo determinado por el contexto, a "punto de fluidez" de acuerdo con ASTM D-97A, o alternativamente a un producto de petróleo que tenga una viscosidad suficientemente baja para bombear o verter mediante el uso de equipo convencional de recolección, refinación, transporte y almacenamiento de petróleo. La prueba indicada por ASTM D-97A incluye el procedimiento de bajar la temperatura de una composición en 3 °C/minuto, en donde la temperatura a la que no se observa movimiento del concentrado se denomina punto de fluidez de la composición. Como se usa en la presente, los términos "dispersión", "emulsión", "dispersable", "dispersabilidad", "disperso", "emulsionado" y términos similares se refieren a un material que es insoluble en un medio líquido pero que no experimenta una separación de fases bruta de eso. Estos términos pueden usarse relativamente, es decir, en donde la dispersabilidad de un material aumenta o disminuye, según se determina por el contexto, para significar que más o menos del material indicado está presente disperso frente al separado; o en donde la estabilidad de la dispersión aumenta o disminuye, según se determina por el contexto. Una dispersión o emulsión es inestable o estable en varias modalidades según se determina por el contexto, en donde además "estable" y los términos similares significan estable cinéticamente, estable termodinámicamente, estable hidrolíticamente, estable al cizallamiento, estable termolíticamente o una combinación de dos o más de los mismos, e "inestable" se refiere a la observación de una o más de las fases de separación y viscosificación.
Como se usa en la presente, el término "estable termolíticamente" o términos similares aplicados a un polímero contra la formación de costras significa que el polímero no experimenta reacciones sustanciales de degradación térmica cuando está presente en una corriente de proceso del petróleo sometida a temperaturas de aproximadamente 20 °C a 400 °C.
A menos que se indique específicamente lo contrario, cualquier grupo carboxilato presente dentro de cualquier polímero descrito en la presente descripción se enumera con referencia al ácido carboxílico libre (es decir, "grupos ácidos" o similares), en donde la referencia pretende además abarcar cualquier base conjugada del mismo (carboxilato) o una combinación de ambos, por ejemplo, como residuos dentro de un único compuesto o una única cadena de polímero.
Como se usa en la presente, el término "opcional" u "opcionalmente" significa que el evento o circunstancia descrito subsecuentemente puede ocurrir, pero no necesariamente, y que la descripción incluye casos en los que ocurre el evento o circunstancia y casos en los que no ocurre.
Como se usa en la presente, el término "aproximadamente" modifica, por ejemplo, la cantidad de un ingrediente en una composición, concentración, volumen, temperatura de proceso, tiempo de proceso, rendimiento, régimen de flujo, presión y valores similares, e intervalos de los mismos, empleados en describir las modalidades de la descripción, se refiere a la variación en la cantidad numérica que puede ocurrir, por ejemplo, a través de los procedimientos típicos de medición y manipulación usados para preparar compuestos, composiciones, concentrados o formulaciones de uso; por error inadvertido en estos procedimientos; a través de las diferencias en la fabricación, fuente o pureza de las materias primas o ingredientes usados para llevar a cabo los métodos, y las consideraciones próximas similares. El término "aproximadamente" también abarca las cantidades que difieren debido al envejecimiento de una formulación con una concentración o mezcla inicial particular, y las cantidades que difieren debido a mezclar o procesar una formulación con una concentración o mezcla inicial particular. Cuando se modifique por el término "aproximadamente", las reivindicaciones adjuntas aquí incluyen equivalentes a estas cantidades. Además, donde se emplea "aproximadamente" para describir cualquier intervalo de valores, por ejemplo "aproximadamente 1 a 5", la recitación significa "1 a 5" y "aproximadamente 1 a aproximadamente 5" y "1 a aproximadamente 5" y "aproximadamente 1 a 5 "a menos que se limite específicamente por el contexto.
Como se usa en este documento, los términos "sustancialmente" y "que consiste esencialmente en" modificar, por ejemplo, el tipo o cantidad de un ingrediente en una composición, una propiedad, una cantidad medible, un método, una posición, un valor o un intervalo, empleada al describir las modalidades de la descripción, se refiere a una variación que no afecta la totalidad de la composición, propiedad, cantidad, método, posición, valor o intervalo de la misma enumerados de una manera que niega una composición, propiedad, cantidad, método, posición, valor o intervalo pretendidos. Los ejemplos de las propiedades pretendidas incluyen, únicamente a modo de ejemplos no limitantes de las mismas, la dispersabilidad, la estabilidad, la velocidad, la solubilidad y similares; los valores previstos incluyen el peso de un componente añadido, la concentración de los componentes añadidos y similares. El efecto sobre los métodos que se modifican incluye los efectos provocados por las variaciones en el tipo o la cantidad de materiales usados en un proceso, la variabilidad en la configuración de la máquina, los efectos de las condiciones ambientales en un proceso y similares en donde la forma o grado del efecto no niega una o más propiedades o resultados previstos; y consideraciones próximas similares. Cuando se modifique mediante el término "sustancialmente" o "que consiste esencialmente en", las reivindicaciones adjuntas aquí incluyen los equivalentes a estos tipos y las cantidades de los materiales.
Como se usa en la presente, cualquier intervalo de valores enumerado contempla todos los valores dentro del intervalo y debe interpretarse como soporte para las reivindicaciones que enumeran cualquier subintervalo que tenga puntos finales que sean valores numéricos reales dentro del intervalo enumerado. A manera de ejemplo hipotético ilustrativo, se considerará que una descripción en esta especificación de un intervalo de 1 a 5 respalda las reivindicaciones de cualquiera de los siguientes intervalos: 1-5; 1-4; 1-3; 1-2; 2-5; 2-4; 2-3; 3-5; 3-4; y 4-5.
Discusión
Se ha descubierto que la formación de costras debido a los formadores de costra en las corrientes de proceso del petróleo puede reducirse o eliminarse mediante el uso de una combinación de un polímero dispersante y un inhibidor, en donde el polímero dispersante es el producto de reacción de un polímero precursor con funcionalidad de anhídrido maleico con una amina primaria y el inhibidor es una p-fenilendiamina funcionalizada que no tiene sustancialmente ninguna funcionalidad amino primaria.
El polímero precursor es un copolímero de una a-olefina C10-C36 y el anhídrido maleico. En las modalidades, la aolefina tiene de 10 a 36 carbonos, o de 14 a 32 carbonos, o de 18 a 30 carbonos, o de 24 a 28 carbonos, en donde el número de carbonos es un número promedio, lo que refleja una mezcla de compuestos o un valor, según lo determinado por el usuario. El polímero precursor comprende una relación en peso de los residuos de a-olefina a los residuos de anhídrido maleico de aproximadamente 1:1 a aproximadamente 1:5. El peso molecular promedio en peso (Mw) del polímero precursor es de aproximadamente 5000 g/mol a aproximadamente 100000 g/mol, cuando se analiza mediante la cromatografía de filtración en gel. El polímero precursor se sintetiza mediante el uso de las técnicas convencionales, por ejemplo, los principios y las técnicas de polimerización por adición de radicales familiares para los expertos en la técnica de la síntesis de polímeros. El polímero se analiza adicionalmente mediante el uso de una metodología convencional familiar para el químico de polímeros, que incluye la cromatografía de filtración en gel y el análisis de infrarrojos, para garantizar que se logren la estructura objetivo y el peso molecular en el polímero precursor. El polímero precursor se describe además en Comer y otros, Patente de Estados Unidos Núm. 5,214,224, cuyo contenido se incorpora en la presente descripción en su totalidad y para todos los fines.
El polímero precursor se hace reaccionar luego con una amina primaria lineal o ramificada C6-C30 o una mezcla de dichas aminas primarias para formar el correspondiente polímero dispersante (o una mezcla de polímero dispersante, en las modalidades donde se emplea una mezcla de aminas). La amina primaria lineal o ramificada tiene de 6 a 30, o de 14 a 28, o de 16 a 24, o de 16 a 20 carbonos en donde el número de carbonos es un número promedio, que refleja una mezcla de compuestos, o un valor sustancialmente único, según se determine por el usuario. La reacción se logra poniendo en contacto el polímero precursor con una o más aminas primarias a temperaturas entre aproximadamente 20 °C y 100 °C. En las modalidades, el contacto se lleva a cabo mediante el uso de una relación molar de restos amina a restos de anhídrido de aproximadamente 1:2 a 2:1, o aproximadamente 1:1 a 1:2, o aproximadamente 2:3 a 3:2, o aproximadamente 1:1 a 2:3, o aproximadamente 1:1. En las modalidades, el contacto se lleva a cabo en un solvente; en algunas de tales modalidades, el solvente es un solvente de petróleo, es decir, un producto de petróleo líquido o una mezcla líquida del mismo destinado a usarse como solvente. Dichos solventes de petróleo incluyen, por ejemplo, solventes parafínicos, aceite mineral, "HAN" o nafta aromática pesada, mezclas de los mismos y similares.
Los polímeros dispersantes son solubles en solventes apolares, es decir, solventes que tienen una constante dieléctrica de aproximadamente 15 o menos.
El contacto no da como resultado la formación de restos imida y, como resultado, los polímeros dispersantes se caracterizan por la ausencia sustancial de restos imida. Tal contacto incluye poner en contacto a temperaturas entre aproximadamente 20 °C y 100 °C, por ejemplo, aproximadamente 30 °C a 90 °C, o aproximadamente 40 °C a 80 °C, o aproximadamente 50 °C a 70 °C. La ausencia sustancial de restos imida se determina de forma adecuada, por ejemplo, mediante análisis de infrarrojos. El polímero dispersante no incluye restos de anhídrido sin reaccionar cuando se compara, por ejemplo, mediante el análisis de infrarrojos con el polímero precursor.
La composición que incluye el polímero dispersante incluye además un inhibidor, que es una fPDA (p-fenilendiamina funcionalizada). La fPDA se caracteriza por no tener sustancialmente ninguna funcionalidad amino primaria. La fPDA incluye, consiste esencialmente en o consiste en un compuesto que tiene la fórmula
Figure imgf000008_0001
en donde los R' se seleccionan independientemente de modo que sean restos lineales, ramificados, aromáticos o alicíclicos que comprenden de 1 a 12 átomos de carbono que incluyen opcionalmente uno o más átomos de O, S, N o halógeno con la condición de que la fPDA no incluya restos de amina primaria. En algunas modalidades, ambos R' se seleccionan para que sean iguales o sustancialmente idénticos, en donde en otras modalidades R' se seleccionan para ser químicamente diferentes. En las modalidades, los grupos R' son independientemente fenilo, fenilo sustituido o alquilo ramificado. Una estructura inhibidora representativa y no limitante es, por ejemplo,
Figure imgf000008_0002
en donde n es un número entero de 1 a 8. En las modalidades, el inhibidor es una N-(1,3-dimetilalquil)-N'-fenil-1,4-fenilendiamina o una N-(1,4-dimetilalquil)-N'-fenil-1,4-fenilendiamina, tales como N-(1,4-dimetilpentil)-N'-fenil-1,4-fenilendiamina, o N-(1,3-dimetilbutil)-N'-fenil-1,4-fenilendiamina, o una mezcla de dos o más del mismo. Las fPDA se caracterizan por ser solubles en solventes apolares, es decir, solventes que tienen una constante dieléctrica de aproximadamente 15 o menos.
Las composiciones contra la formación de costras son solubles en los productos de petróleo líquido o en las corrientes de proceso del petróleo líquido, así como también en solventes no polares empleados convencionalmente para introducir compuestos en las corrientes de proceso del petróleo. Los solventes no polares son compuestos que son líquidos a 20 °C y tienen una constante dieléctrica inferior a 15. "Solvente no polar" significa un único compuesto solvente no polar o una mezcla de dos o más de tales compuestos. Los polímeros dispersantes y los inhibidores son solubles en solventes apolares, es decir, solventes que tienen una constante dieléctrica de aproximadamente 15 o menos.
La relación de uno o más polímeros dispersantes a uno o más inhibidores en la composición contra la formación de costras es aproximadamente 10:1 a 1:10 en peso, en algunas modalidades aproximadamente 1:5 a 5:1, o aproximadamente 2:5 a 5:2, o aproximadamente 2:3 a 3:2, o aproximadamente 1:3 a 3:1, o aproximadamente 10:1 a 1:1, o aproximadamente 5:1 a 1:1, o aproximadamente 4:1 a 1:1, o aproximadamente 3:1 a 1:1, o aproximadamente 2:1 a 1:1 en peso. Si bien los polímeros dispersantes y los inhibidores son mutuamente solubles en un intervalo mucho más amplio que el que se enumera en la presente descripción, hemos encontrado que las relaciones indicadas son más efectivas que otras para reducir la formación de costras en una o más corrientes de procesos del petróleo donde surgen los formadores de costra sintéticos durante el proceso seleccionado y/o dentro del equipo de procesamiento del petróleo seleccionado.
Hemos descubierto que estos polímeros contra la formación de costras son estables termolíticamente en las condiciones comúnmente empleadas o encontradas dentro de las corrientes de procesamiento del petróleo, por lo que pueden añadirse adecuadamente a una o más corrientes de procesamiento del petróleo antes de someter la corriente de procesamiento a uno o más procesos termolíticamente desafiantes, tales como el hidrotratamiento. Hemos descubierto que estos polímeros contra la formación de costras como clase son estables termolíticamente dentro de las corrientes de proceso del petróleo sometidas a las condiciones convencionales dentro del equipo de proceso del petróleo. Es decir, los polímeros contra la formación de costras conservan sus propiedades contra la formación de costras en una o más corrientes de procesamiento del petróleo mientras que la corriente de proceso del petróleo tratado se somete a temperaturas de aproximadamente 20 °C a 400 °C, o por ejemplo en corrientes de proceso del petróleo tales como los equipos de hidrotratamiento, donde pueden alcanzarse temperaturas de 400 °C.
En las modalidades, la composición contra la formación de costras es un concentrado que incluye el polímero dispersante, el inhibidor y un solvente que tiene una constante dieléctrica de menos de 15 o una mezcla de dos o más de los mismos. Dichos concentrados no son posibles mediante el uso del polímero precursor, debido a la inherentemente baja solubilidad del polímero precursor en los solventes que tienen una constante dieléctrica de menos de 15. De manera similar, no puede prepararse un concentrado adecuado (al menos 15 % en peso de sólidos) de, por ejemplo, el polímero precursor y el inhibidor en solventes que tienen una constante dieléctrica de menos de 15 debido a la incompatibilidad de los componentes. Sin embargo, la presente composición contra la formación de costras se mezcla fácilmente en un solvente que tiene una constante dieléctrica de menos de 15 para formar dispersiones estables de al menos un 15 % de sólidos y tanto como un 90 % en peso de sólidos. En las modalidades, la composición contra la formación de costras se añade a un solvente para formar un concentrado contra la formación de costras, seguido de la adición del concentrado contra la formación de costras a una o más corrientes de proceso del petróleo para formar una o más corrientes de proceso de petróleo tratadas.
Por tanto, en la presente descripción se proporciona un concentrado contra la formación de costras que incluye, que consiste esencialmente en, o que consiste en uno o más polímeros dispersantes, uno o más inhibidores y uno o más solventes. En las modalidades, el uno o más solventes tienen una constante dieléctrica de aproximadamente 15 o menos. El solvente empleado para formar un concentrado puede ser un solvente de petróleo, es decir, un producto de petróleo líquido o una mezcla líquida del mismo destinado para su uso como solvente. Dichos solventes de petróleo incluyen, por ejemplo, solventes parafínicos, aceite mineral, "HAN" o nafta aromática pesada, mezclas de los mismos y similares. Dichos solventes incluyen aquellos que tienen una constante dieléctrica de aproximadamente 15 o menos.
En las modalidades, el concentrado contra la formación de costras incluye aproximadamente del 15 % en peso al
90 % en peso de una combinación de uno o más polímeros dispersantes y uno o más inhibidores, como se describió anteriormente, o aproximadamente del 15 % en peso al 85 % en peso, o aproximadamente del 15 % en peso al peso, o aproximadamente del 1 peso al 75 % en peso, o aproximadamente del 15 % en pes peso, o aproximadamente del 1 peso al 65 % en peso, o aproximadamente del 15 % en pes peso, o aproximadamente del 1 peso al 55 % en peso, o aproximadamente del 15 % en pes peso, o aproximadamente del 1 peso al 45 % en peso, o aproximadamente del 15 % en pes peso, o aproximadamente del 1 peso al 35 % en peso, o aproximadamente del 15 % en pes peso, o aproximadamente del 1 peso al 25 % en peso, o aproximadamente del 20 % en pes peso, o aproximadamente del 3 peso al 50 % en peso, o aproximadamente del 50 % en pes
Figure imgf000009_0001
peso, o aproximadamente del 5
Figure imgf000009_0002
peso al 80 % en peso, o aproximadamente del 30 % en pes 70 % en peso, o aproximadamente del 40 % en peso al 70 % en peso de una composición contra la formación de costras que es una combinación de uno o más polímeros dispersantes y uno o más inhibidores, como se describió anteriormente.
Los concentrados contra la formación de costras son estables a temperaturas aproximadamente de 60 °C a -40 °C, en donde los concentrados son bombeables o vertibles en el intervalo y, además, no forman precipitados observables en ellos. El extremo inferior de este intervalo refleja la naturaleza ventajosa y estable de los concentrados contra la formación de costras. Por lo tanto, los concentrados contra la formación de costras se caracterizan por ser bombeables o vertibles a temperaturas de aproximadamente 0 °C a tan bajo como -40 °C, según lo medido por ASTM D-97, o aproximadamente 0 °C a -40 °C, o aproximadamente -10 °C a -40 °C, o aproximadamente -15 °C a -40 °C, o aproximadamente -20 °C a -40 °C, o aproximadamente -20 °C a -30 °C como se determinó por ASTM D-97, que incluye el procedimiento de bajar la temperatura de una composición en
3 °C/minuto y registrar la temperatura a la que no se observa ningún movimiento del concentrado como el punto de fluidez de la composición.
En las modalidades, las composiciones contra la formación de costras son termolíticamente estables y tienen propiedades contra la formación de costras en las corrientes de procesamiento del petróleo cuando se someten a temperaturas aproximadamente de 20 °C a 400 °C, por ejemplo aproximadamente de 100 °C a 400 °C, o aproximadamente de 100 °C a 350 °C, o aproximadamente de 100 °C a 300 °C, o aproximadamente de 100 °C a
250 °C, o aproximadamente de 100 °C a 200 °C, o aproximadamente de 100 °C a 150 °C. En las modalidades, las composiciones contra la formación de costras forman dispersiones estables con formadores de costra presentes en las corrientes de procesamiento del petróleo durante las operaciones de procesamiento del petróleo en donde la corriente de procesamiento de petróleo tratado se somete a temperaturas aproximadamente de 20 °C a 400 °C, por ejemplo aproximadamente de 100 °C a 400 °C, o aproximadamente de 100 °C a 350 °C, o aproximadamente de
100 °C a 300 °C, o aproximadamente de 100 °C a 250 °C, o aproximadamente de 100 °C a 200 °C, o aproximadamente de 100 °C a 150 °C. En las modalidades, las composiciones contra la formación de costras reducen o previenen la formación de costras en las corrientes de procesamiento de petróleo durante las operaciones de procesamiento de petróleo en las que la corriente de procesamiento de petróleo tratada se somete a temperaturas aproximadamente de 20 °C a 400 °C, por ejemplo aproximadamente de 100 °C a 400 °C, o aproximadamente de 100 °C a 350 °C, o aproximadamente de 100 °C a 300 °C, o aproximadamente de 100 °C a
250 °C, o aproximadamente de 100 °C a 200 °C, o aproximadamente de 100 °C a 150 °C.
Hemos descubierto además que las composiciones contra la formación de costras son efectivas para reducir o prevenir la formación de costras debido tanto a formadores de costra naturales como sintéticos, cuando la composición se añade a una corriente de proceso del petróleo en una cantidad correspondiente a aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en peso de un total de la combinación de polímero dispersante e inhibidor, o aproximadamente de 5 ppm a 900 ppm, o aproximadamente de 10 ppm a 900 ppm, o aproximadamente de 100 ppm a 900 ppm, o aproximadamente de 100 ppm a 800 ppm, o aproximadamente de 100 ppm a 700 ppm, o aproximadamente de 100 ppm a 600 ppm, o aproximadamente de 100 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 100 ppm a 400 ppm, o aproximadamente de 100 ppm a 300 ppm, o aproximadamente de 100 ppm a 200 ppm, o aproximadamente de 1 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 10 ppm a 500 ppm, o aproximadamente 10 ppm a 400 ppm, o aproximadamente 10 ppm a 300 ppm en peso de un total de la composición contra la formación de costras añadida a la corriente de proceso del petróleo líquido para formar una corriente de proceso del petróleo líquido tratado.
Un producto de petróleo tratado es un producto de petróleo que incluye un total de aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en peso de una composición contra la formación de costras. Un producto de petróleo líquido tratado es un producto de petróleo líquido que incluye un total de aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en peso de una composición contra la formación de costras. Una corriente de proceso del petróleo tratada es un producto de petróleo dispuesto en un equipo de procesamiento del petróleo y que incluye un total de aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en peso de una composición contra la formación de costras. Una corriente de proceso de petróleo líquido tratado es un producto de petróleo líquido dispuesto en un equipo de procesamiento del petróleo y que incluye un total de aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en peso de una composición contra la formación de costras. La composición contra la formación de costras incluye, consiste esencialmente en, o consiste en un polímero dispersante y un inhibidor, en donde la relación del polímero dispersante al inhibidor es aproximadamente 1:10 a 10:1.
Los productos de petróleo tratados son al menos uno de estable cinéticamente, estable termodinámicamente, estable hidrolíticamente, estable al cizallamiento, estable termolíticamente, o una combinación de dos o más de los mismos durante y después de su obtención, transporte, almacenamiento o enfriamiento. Los productos de petróleo líquidos tratados son al menos uno de estable cinéticamente, estable termodinámicamente, estable hidrolíticamente, estable al cizallamiento, estable termolíticamente, o una combinación de dos o más de los mismos durante y después de someterse a una o más acciones humanas que provocan la formación de un formador de costra sintético. Tales acciones humanas incluyen, pero no se limitan a, refinar, tratar, destilar, hacer reaccionar o calentar uno o más productos del petróleo. En las modalidades, la acción humana es el hidrotratamiento. Para evitar la formación de formador de costra sintético, es necesario aplicar la composición contra la formación de costras a la corriente de proceso del petróleo líquido antes de que la corriente de proceso se someta al proceso en donde se provoca la aparición de los formadores de costra. Así, por ejemplo, si el proceso a emplear es el hidrotratamiento, la composición contra la formación de costras debe aplicarse a la corriente de proceso de petróleo líquido antes de que la corriente de proceso se someta al proceso de hidrotratamiento.
El inhibidor se emplea en la composición contra la formación de costras (así como también en los productos de petróleo tratados y en las corrientes de proceso de petróleo tratadas a las que se hace referencia en la presente descripción) para reducir la formación de formadores de costra sintéticos en las corrientes de proceso de petróleo. Se sabe que la p-fenilendiamina y los compuestos relacionados tienen actividad inhibidora de radicales libres y actividad antioxidante en algunos sistemas químicos. Se conoce de añadir tales inhibidores a una o más corrientes de proceso de petróleo líquido para inhibir la formación de radicales libres que conducen a la oxidación y polimerización y los subproductos resultantes, que son formadores de costra sintéticos en las corrientes de proceso de petróleo líquido. El inhibidor, cuando se usa solo, no se comporta como un dispersante; es decir, el inhibidor no parece tener propiedades acordes con la dispersión de formadores de costra en ningún producto del petróleo.
Los polímeros dispersantes, por el contrario, no son inhibidores y no se esperaría que poseyeran propiedades de inhibición. Es decir, no se espera que los polímeros dispersantes reduzcan o eviten la formación de formadores de costra sintéticos en las corrientes de proceso del petróleo. Más bien, se supone que el papel de los polímeros dispersantes es el de simplemente un dispersante para cualquier formador de costra natural o sintético que esté presente en la corriente del proceso del petróleo.
Por tanto, el inhibidor y el dispersante tienen individualmente efectos esperados mutuamente excluyentes en las corrientes de proceso del petróleo: el inhibidor evita la formación de ciertos formadores de costra sintéticos en una corriente de proceso de petróleo, pero no dispersa los formadores de costra; el polímero dispersante dispersa los formadores de costra en una corriente de proceso de petróleo, pero no evita la formación de formadores de costra sintéticos. Se espera que el inhibidor y el dispersante se comporten de forma aditiva cuando se combinan, es decir, se espera que las propiedades atribuibles al inhibidor y al polímero dispersante individualmente se traduzcan en sustancialmente las mismas propiedades cuando se combinan como una composición contra la formación de costras y se aplican a un producto de petróleo líquido o una corriente de proceso de petróleo líquido.
Sin embargo, hemos observado que la composición contra la formación de costras tiene un efecto de inhibición mayor que una cantidad equivalente del inhibidor solo en un producto de petróleo líquido o una corriente de proceso de petróleo líquido. Este efecto es completamente inesperado para un experto: no hay nada en las propiedades previamente observadas del inhibidor o del polímero dispersante, ni hay nada en las estructuras químicas de estos dos componentes dispares que sugieran que la adición del dispersante al inhibidor aumenta las propiedades de inhibición de la mezcla sobre una cantidad equivalente del inhibidor solo. Además, aunque la composición contra la formación de costras tiene propiedades de inhibición mayores que las esperadas, las propiedades dispersantes de la composición contra la formación de costras son aproximadamente las mismas que las propiedades dispersantes esperadas del polímero dispersante solo. Por tanto, las propiedades de inhibición aumentadas de la composición contra la formación de costras no son proporcionales a la pérdida de propiedades dispersantes.
Las propiedades de inhibición mejoradas de la composición contra la formación de costras en comparación con el inhibidor solo se determinan al medir el punto de rotura de la composición de acuerdo con ASTM-D525. De acuerdo con la prueba, una muestra de petróleo líquido se oxida en un recipiente a presión lleno de oxígeno a 690 kPa a 705 kPa y 15 °C a 25 °C y luego se calienta a una temperatura de 98 °C a 102 °C. La presión en el recipiente se controla a lo largo del tiempo. El punto de ruptura se define como el punto en la curva de presión-tiempo que está precedido por una caída de presión de exactamente 14 kPa en 15 minutos, y es seguido por una caída de no menos de 14 kPa en 15 minutos. El período de inducción se define como el tiempo transcurrido entre la colocación del recipiente a presión en el baño de temperatura y el punto de rotura. Mediante el uso de esta prueba, el período de inducción y el punto de ruptura son indicativos de la tendencia del producto de petróleo líquido a formar formadores de costra sintéticos durante los períodos de almacenamiento.
En las modalidades, cuando se mide de acuerdo con ASTM-D525, la composición contra la formación de costras proporcionó un período de inducción que es aproximadamente 2X a 10X más largo que el producto de petróleo líquido solo (donde “2X” = 100 % de aumento), por ejemplo, aproximadamente 3X a 10X, o aproximadamente 4X a 10X, o aproximadamente 5X a 10X más largo que el producto de petróleo líquido solo. Además, las composiciones contra la formación de costras proporcionaron un período de inducción que es aproximadamente 1,5X a 5,0X más largo que el período de inducción atribuible a la adición de inhibidor solo, por ejemplo aproximadamente 1,5X a 4,5X, o aproximadamente 1,5X a 4,0X, o aproximadamente 1,5X a 3,5X, o aproximadamente 1,5X a 3,0X, o aproximadamente 1.5X a 2,5X, o aproximadamente 1,5X a 2,0X, o aproximadamente 2,0X a 5,0X, o aproximadamente 2,0X a 4,5X, o aproximadamente 2,0X a 4,0 X, o aproximadamente 2,0X a 3,5X, o aproximadamente 2,0X a 3,0X, o aproximadamente 2,0X a 2,5X más largo que el período de inducción atribuible a la adición de inhibidor solo al producto de petróleo líquido o la corriente de proceso de petróleo líquido.
En algunas modalidades, las corrientes de proceso del petróleo tratado experimentan sustancialmente menos formación de costras del equipo de procesamiento del petróleo en contacto durante una o más operaciones de procesamiento de petróleo que la correspondiente corriente de proceso de petróleo sin tratar. Se observa reducción o prevención de la formación de costras dentro de una o más corrientes de proceso de petróleo, durante la eliminación de la corriente de proceso de petróleo tratado dentro de uno o más aparatos de proceso de petróleo o durante el almacenamiento de un producto de petróleo dentro de un recipiente de almacenamiento.
Por lo tanto, en la presente descripción se describe un método para reducir la formación de costras en una o más corrientes de proceso de petróleo, el método que incluye, que consiste esencialmente en, o que consiste en aplicar aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en peso o en volumen de una composición contra la formación de costras a una corriente de proceso del petróleo líquido para formar una corriente de proceso de petróleo líquido tratado. La composición contra la formación de costras comprende, consiste esencialmente en, o consiste en una combinación de uno o más polímeros dispersantes y uno o más inhibidores, en donde el polímero dispersante es el producto de reacción de amida de un polímero precursor con función de anhídrido maleico con una amina primaria, y el inhibidor es una p-fenilendiamina funcionalizada que no tiene sustancialmente ninguna funcionalidad amino primaria. Cualquiera de las composiciones descritas anteriormente es útil junto con el método de reducción de la formación de costras, en donde el método incluye la aplicación de aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en peso o en volumen de una composición contra la formación de costras a una corriente de proceso de petróleo líquido para formar una corriente de proceso de petróleo líquido tratado.
Las composiciones contra la formación de costras se añaden ventajosamente a un producto de petróleo o una corriente de proceso de petróleo para alcanzar un total de aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en peso del polímero dispersante combinado más el inhibidor, o aproximadamente 5 ppm a 500 ppm basado en el peso del producto de petróleo o la corriente del proceso de petróleo, según lo seleccione el usuario. En las modalidades, o aproximadamente de 10 ppm a 1000 ppm, o aproximadamente de 10 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 20 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 30 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 40 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 50 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 60 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 70 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 80 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 90 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 100 ppm a 500 ppm, o aproximadamente de 5 ppm a 450 ppm, o aproximadamente de 5 ppm a 400 ppm, o aproximadamente de 5 ppm a 350 ppm, o aproximadamente de 5 ppm a 300 ppm, o aproximadamente de 5 ppm a 250 ppm, o aproximadamente de 5 ppm a 200 ppm, o aproximadamente de 5 ppm a 150 ppm, o aproximadamente de 5 ppm a 100 ppm, o aproximadamente de 10 ppm a 300 ppm, o aproximadamente de 10 ppm a 250 ppm, o aproximadamente de 50 ppm a 250 ppm, o aproximadamente de 50 ppm a 200 ppm, o aproximadamente de 100 ppm a 200 ppm del polímero dispersante combinado más el inhibidor se añade al producto de petróleo o una corriente de proceso de petróleo.
Hemos encontrado que las composiciones contra la formación de costras son estables termolíticamente y además se observa que retienen las propiedades contra la formación de costras durante una o más operaciones de procesamiento del petróleo. Es decir, las composiciones contra la formación de costras conservan las propiedades contra la formación de costras como se enumeran en la presente descripción, mientras que una corriente de proceso del petróleo tratado se somete a temperaturas de aproximadamente 20 °C a 400 °C durante una o más operaciones de procesamiento del petróleo. Tal procesamiento del petróleo incluye el hidrotratamiento. En consecuencia, el método incluye además en algunas modalidades someter una corriente de proceso del petróleo tratado a una temperatura de aproximadamente 20 °C a 400 °C; tal sometido no da como resultado una observación de la formación de costras de las superficies del equipo de proceso del petróleo en contacto con la corriente de proceso del petróleo tratado.
La composición contra la formación de costras se aplica a una corriente de proceso de petróleo líquido de forma discontinua, continua o semicontinua. En algunas modalidades, la aplicación es manual; en otras modalidades, la aplicación está automatizada. En las modalidades, la cantidad de composición contra la formación de costras aplicada durante una unidad de tiempo seleccionada se varía con una composición variable de la corriente de proceso del petróleo asociada. Dicha variabilidad en la dosificación puede realizarse manualmente mediante pruebas periódicas de las superficies interiores del equipo de proceso de petróleo líquido, después de ajustar la cantidad de la composición contra la formación de costras hacia arriba o hacia abajo para obtener más o menos formadores de costra observados, respectivamente; o automáticamente mediante el control de una o más condiciones dentro del interior del equipo de proceso del petróleo y la señalización de la necesidad de aplicar más composición contra la formación de costras a la corriente de proceso de petróleo líquido.
En las modalidades, el producto de petróleo presente en una o más corrientes de proceso de petróleo es petróleo crudo, petróleo crudo reducido, petróleo pesado, betún, carga de coquización, afluente del hidrotratador, efluente del hidrotratador, crudo evaporado, petróleo de ciclo ligero o una corriente de refinería de diésel o nafta. En las modalidades, el equipo de proceso del petróleo es cualquier equipo convencionalmente asociado con la recolección, procesamiento, transporte o almacenamiento de uno o más de petróleo crudo, petróleo crudo reducido, destilado crudo, petróleo pesado, betún, carga de coquización, crudo evaporado, ciclo del petróleo ligero, o una corriente de refinería de diésel o nafta, que incluyen las tuberías y la infraestructura asociada que se usan para conectar de forma fluida los elementos del equipo de proceso para facilitar el procesamiento de una corriente de proceso dispuesta en ellos.
En las modalidades, la composición contra la formación de costras se aplica a una corriente de proceso de petróleo al disolver o dispersar el polímero dispersante y el inhibidor en un solvente para formar la composición contra la formación de costras, seguido de la adición de la composición contra la formación de costras a la corriente de proceso del petróleo para formar una corriente de proceso del petróleo tratado. El solvente puede ser un solvente de petróleo, es decir, un producto de petróleo líquido o una mezcla líquida del mismo destinado a usarse como solvente. Dichos solventes de petróleo incluyen, por ejemplo, solventes parafínicos, aceite mineral, “HAN” o nafta aromática pesada, mezclas de los mismos y similares.
Las corrientes de proceso del petróleo tratado, que en las modalidades son productos de petróleo líquido tratados dispuestos en contacto fluido con una superficie interior del equipo de procesamiento del petróleo, dan como resultado la reducción o eliminación de las costras de la superficie interior en contacto. En las modalidades, la formación de costras se mide como un aumento relativo en la retención de sólidos dentro del producto de petróleo tratado en comparación con la retención de sólidos en el producto de petróleo sin tratar durante el mismo período de tiempo. En las modalidades, la formación de costras se mide como una disminución relativa en el peso o volumen de precipitado que surge de un período seleccionado de contacto de una corriente de proceso de petróleo tratado en un artículo asociado del equipo de proceso de petróleo, en relación con el mismo período de contacto del equipo de proceso de petróleo con la correspondiente corriente de proceso de petróleo sin tratar. Dicho de otra manera, una reducción en la formación de costras es una disminución relativa en el peso o volumen medido de sólidos depositados o precipitados de equipos de proceso de petróleo en contacto con la corriente de proceso de petróleo tratado durante un período de tiempo seleccionado, en comparación con el peso o volumen de sólidos depositado o precipitado de una corriente de proceso de petróleo sin tratar durante el mismo período de tiempo.
Las corrientes de proceso tratadas dan como resultado la reducción o eliminación las costras de la superficie interior en contacto en comparación con la corriente de proceso correspondiente (sin tratar). En las modalidades, las corrientes de proceso tratadas experimentan una reducción del 50 % al 100 % en la formación de costras en comparación con la corriente de proceso correspondiente (es decir, la corriente de proceso sin tratar), o aproximadamente del 60 % al 100 %, o aproximadamente del 70 % al 100 %, o aproximadamente 80 % a 100 %, o aproximadamente 90 % a 100 %, o aproximadamente 95 % a 100 %, o aproximadamente 97 % a 100 %, o aproximadamente 98 % a 100 % de reducción en la formación de costras medible de las superficies interiores de los equipos de proceso de petróleo en comparación con la corriente de proceso correspondiente. En las modalidades, el por ciento de reducción de la formación de costras se determina como se define en ASTM-D525. Los expertos entienden que la prueba es predictiva del grado relativo de formación de costras esperado en una o más corrientes de proceso de petróleo.
Experimentales
Los siguientes ejemplos pretenden mostrar modalidades experimentales de la invención. Las modalidades no se limitan al alcance de las reivindicaciones adjuntas aquí. Se reconocerá que pueden realizarse diversas modificaciones y cambios sin seguir las modalidades experimentales descritas en la presente descripción, además sin apartarse del alcance de las reivindicaciones.
Ejemplo 1
Se obtuvo un succinato de polialquenilo, que es un copolímero de a-olefina C24-C28 con anhídrido maleico (Núm. De CAS 68459-79-0) de acuerdo con los procedimientos descritos en Comer y otros, Patente de Estados Unidos Núm. 5,214,224. A continuación, se dispersaron 50 g del polímero (obtenido como un sólido, 100 % de contenido de polímero activo) en 100 g de HAN (nafta aromática pesada), y la dispersión se calentó a 60-65 °C con agitación constante. Luego se cargaron lentamente 20 g de oleil amina (20 g) a la mezcla durante un período de 30 minutos. Se observó que la temperatura de la mezcla de reacción se elevó a aproximadamente 80 °C. La mezcla se agitó durante 2 horas más mientras se mantenía la temperatura a 60-65 °C. La reacción se controló por infrarrojos para determinar la desaparición de los picos de anhídrido (1780 y 1711 cm-1) y la aparición del pico de amida (1679 cm-1). Cuando se determinó que la reacción estaba completa, se añadieron 100 g más de HAN a la mezcla y la mezcla se agitó durante 30 minutos más. Luego, la mezcla se dejó enfriar a temperatura ambiente y se filtró para eliminar trazas de material insoluble en el recipiente de reacción. Se observó que el producto contenía un 26% en peso de sólidos en HAN y se denomina a continuación como el “producto de polímero dispersante” o el producto del Ejemplo 1.
Ejemplos 2 - 7
El punto de rotura y el período de inducción de un producto de petróleo líquido en presencia del polímero del Ejemplo 1 se determinaron mediante el uso de ASTM-D525. La muestra de petróleo líquido tratado o no tratado se oxidó en un recipiente a presión lleno de oxígeno a 690 kPa a 705 kPa a 15 °C a 25 °C y luego se calentó a una temperatura de 98 °C a 102 °C. La presión en el recipiente se controló a lo largo del tiempo. El punto de ruptura se define en ASTM-D525 como el punto en la curva de presión-tiempo que está precedido por una caída de presión de exactamente 14 kPa en 15 minutos y es seguido por una caída de no menos de 14 kPa en 15 minutos. El período de inducción se define en ASTM-D525 como el tiempo transcurrido entre la colocación del recipiente a presión en el baño de temperatura y el punto de ruptura. Mediante el uso de esta prueba, se miden los resultados del período de inducción y del punto de ruptura para proporcionar una indicación de la tendencia de los productos del petróleo líquido a formar formadores de costra sintéticos durante los períodos de almacenamiento. Un período de inducción más corto es indicativo de una dispersión menos estable.
Mediante el uso de ASTM-D525, se determinó que el período de inducción de una corriente de nafta de coquización pesada era de 1,3 horas en ausencia de aditivos como control. A continuación, se repitió la prueba mediante el uso de los materiales añadidos a la corriente de nafta de coquización pesada como se indica en la Tabla 1. Los períodos de inducción correspondientes para el control y varios productos del petróleo a los que se han añadido los compuestos también se enumeran en la Tabla 1 como Ejemplos C y 2-4 y 6. Con referencia a la Tabla 1, el Dispersante A es un succinato de polialquenilo, 20-25% en HAN; el dispersante B es un copolímero de a-olefina C24-C28 con anhídrido maleico (Núm. De CAS 68459-79-0), 15-20 % en HAN; y el inhibidor C es una mezcla de N-(1,3-dimetilbutil)-N'-fenil-1,4-fenilendiamina y N-(1,4-dimetilpentil)-N'-fenil-1,4-fenilendiamina.
Al producto de polímero dispersante del Ejemplo 1 (26 % en peso de sólidos en HAN) se le añadió una mezcla de N-(1,3-dimetilbutil)-N'-fenil-1,4-fenilendiamina y N-(1,4-dimetilpentil)-N'-fenil-1,4-fenilendiamina, en una cantidad correspondiente a una relación en peso de la mezcla de polímero dispersante: inhibidor de 70:30 en HAN, para formar una composición contra la formación de costras. La composición contra la formación de costras se añadió a la corriente de nafta de coquización pesada en cantidades variables correspondientes al equivalente de inhibidor en ppm deseado. Por tanto, el Ejemplo 5 de la Tabla 1 muestra el período de inducción de una corriente de nafta de coquización pesada combinada con 250 ppm de la composición contra la formación de costras, que corresponde a 75 ppm del inhibidor añadido mediante la adición de la composición contra la formación de costras. El Ejemplo 7 de la Tabla 1 muestra el período de inducción de una corriente de nafta de coquización pesada combinada con 833 ppm de la composición contra la formación de costras, que corresponde a 250 ppm del inhibidor. La comparación del rendimiento se realiza al comparar los Ejemplos 4 y 5 de la Tabla 1. De manera similar, la comparación del rendimiento también se realiza al comparar los Ejemplos 6 y 7 en la Tabla 1.
Tabla 1. Períodos de inducción bajo ASTM-D525 para una corriente de nafta de coquización pesada con y sin los aditivos indicados.
Figure imgf000014_0001
El período de inducción de la corriente de nafta de coquización pesada que incluye la composición contra la formación de costras es más largo que el período de inducción del período de inducción correspondiente observado para el peso equivalente de inhibidor solo. Dicho de otra manera, los inhibidores de la p-fenilendiamina funcionalizada proporcionan un mayor rendimiento inhibidor en presencia de los polímeros contra la formación de costras que cuando se usan solos, aunque los polímeros contra la formación de costras en sí mismos no muestran propiedades inhibidoras. Este resultado es completamente inesperado para un experto, ya que el efecto de un dispersante es diferente al de un inhibidor y se espera que los dos efectos sean complementarios o aditivos en el mejor de los casos. No se espera que el dispersante afecte la inhibición y no se espera que el inhibidor afecte la dispersión. Sin embargo, este ejemplo muestra que la presencia del dispersante mejora la inhibición de un producto de petróleo, medida por el período de inducción según ASTM-D525.
Ejemplo 8
Mediante el uso del procedimiento y las composiciones de aditivos de los Ejemplos 2-7, se probó el período de inducción de una alimentación de nafta de coquización según ASTM-D525. Ningún aditivo resultó en un período de inducción de 1,96 horas; 500 ppm de inhibidor C proporcionaron un período de inducción de 6,35 horas; y 1666 ppm de la composición contra la formación de costras (que corresponde a 500 ppm de inhibidor C) proporcionaron un período de inducción de más de 8,0 horas: es decir, la prueba se detuvo a las 8,0 horas sin llegar al final del período de inducción.
Ejemplo 9
Mediante el uso del procedimiento y las composiciones de aditivos de los Ejemplos 2-7, se probó el período de inducción de una alimentación de nafta procesada previamente para eliminar los compuestos que contienen azufre según ASTM-D525. Ningún aditivo dio como resultado un período de inducción de 1 hora; 250 ppm de inhibidor C proporcionaron un período de inducción de 2,5 horas; y 833 ppm de la composición contra la formación de costras (que corresponde a 250 ppm de inhibidor C) proporcionaron un período de inducción de 3,1 horas.
Los ejemplos 8 y 9 muestran que la tecnología descrita en la presente descripción es aplicable a una variedad de corrientes y alimentaciones de proceso del petróleo que tienen diferentes historias de proceso y diferente contenido de la composición.
Ejemplo 10
El punto de fluidez de un polímero dispersante en un concentrado se determinó mediante el uso de ASTM D-97, HAN como solvente. Se encontró que el punto de fluidez de una dispersión al 15 % en peso en HAN de la polialquenil succinamida que tiene el Núm. de CAS 68459-79-0 era de -12 °C. Se encontró que el punto de fluidez de una dispersión al 15 % en peso en HAN del polímero sintetizado en el Ejemplo 1 era -26 °C. A -26 °C, se observó además que la dispersión del polímero del Ejemplo 1 estaba libre de precipitado.
Puede entenderse de lo anterior que el polímero del Ejemplo 1 proporciona un concentrado que tiene un punto de fluidez que es suficientemente bajo para proporcionar capacidad de bombeo y vertido del producto en el campo, incluso en condiciones invernales habituales. Además, el producto bombeable/vertible que incluye el polímero del Ejemplo 1 permanece sustancialmente como una sola fase cuando se somete a temperaturas tan bajas como -26 °C; es decir, la dispersión es estable a esta temperatura. Esta estabilidad del concentrado no cambia cuando se añade el inhibidor al concentrado.
La invención descrita ilustrativamente en la presente descripción puede practicarse adecuadamente en ausencia de cualquier elemento que no se describa específicamente en la presente descripción. Además, todas y cada una de las formas de modalidad de la invención, como se describió en la presente descripción, están destinadas a usarse solas o en combinación con cualquier otra forma de modalidad descrita en la presente descripción, así como también las modificaciones, los equivalentes y las alternativas de la misma. En diversas modalidades, la invención comprende adecuadamente, consiste esencialmente en, o consiste en los elementos descritos en la presente descripción y reivindicados de acuerdo con las reivindicaciones. Se reconocerá que pueden realizarse diversas modificaciones y cambios sin seguir los ejemplos de modalidades y aplicaciones ilustradas y descritas en la presente descripción, y sin apartarse del alcance de las reivindicaciones.

Claims (14)

REIVINDICACIONES
1. Una composición contra la formación de costras que comprende uno o más polímeros dispersantes y uno o más inhibidores, en donde el uno o más polímeros dispersantes comprenden los residuos polimerizados de una o más a-olefinas y anhídrido maleico, en donde además 80 % en moles - 100 % en moles de los residuos del anhídrido maleico reaccionan con una amina primaria definida por la fórmula R-NH2, en donde R es un resto hidrocarbonado lineal o ramificado que comprende de 6 a 30 átomos de carbono o una mezcla de dos o más de tales restos, en donde además el uno o más polímeros dispersantes se caracterizan por la ausencia de restos anhídrido y restos imida; y el uno o más inhibidores comprenden una p-fenilendiamina funcionalizada definida por la fórmula
Figure imgf000016_0001
en donde los R' se seleccionan independientemente de modo que sean restos lineales, ramificados, aromáticos o alicíclicos que comprenden de 1 a 12 átomos de carbono que incluyen opcionalmente uno o más átomos de O, S, N o halógeno con la condición de que la p-fenilendiamina funcionalizada no incluya restos de amina primaria.
2. La composición de la reivindicación 1, en donde la relación de uno o más polímeros dispersantes a uno o más inhibidores en la composición contra la formación de costras es de aproximadamente 10:1 a 1:10 en peso.
3. Un concentrado que comprende un solvente y aproximadamente del 15 % en peso al 90 % en peso de la composición contra la formación de costras de la reivindicación 1 o la reivindicación 2.
4. El concentrado de la reivindicación 3, caracterizado por ser estable y bombeable o vertible a una temperatura entre aproximadamente 0 °C y -40 °C.
5. Un producto de petróleo tratado que comprende un producto de petróleo y aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm de la composición contra la formación de costras de cualquiera de las reivindicaciones 1-2.
6. El producto de petróleo tratado de la reivindicación 5, en donde el producto está presente a una temperatura entre aproximadamente 20 °C y 400 °C y se caracteriza por ser una dispersión estable.
7. El producto de petróleo tratado de la reivindicación 5 o la reivindicación 6, en donde el producto de petróleo tratado es una corriente de proceso del petróleo tratado.
8. Un método para reducir la formación de costras en una o más corrientes de proceso del petróleo, el método comprende
añadir aproximadamente 1 ppm a 1000 ppm en peso de una composición contra la formación de costras a un producto de petróleo para formar un producto de petróleo tratado; y
aplicar el producto de petróleo tratado a un equipo de proceso del petróleo para formar una corriente de proceso del petróleo tratado, en donde la composición contra la formación de costras comprende uno o más polímeros dispersantes y uno o más inhibidores, en donde el uno o más polímeros dispersantes comprenden los residuos polimerizados de una o más a-olefinas y anhídrido maleico, en donde además 80 % en moles -100 % en moles de los residuos de anhídrido maleico reaccionan con una amina primaria definida por la fórmula R-NH2, en donde R es un resto hidrocarbonado lineal o ramificado que comprende de 6 a 30 átomos de carbono o una mezcla de dos o más de tales restos, en donde además el uno o más polímeros dispersantes se caracterizan por la ausencia de restos anhídrido y restos imida; y el uno o más inhibidores comprenden una p-fenilendiamina funcionalizada definida por la fórmula
Figure imgf000016_0002
en donde los R' se seleccionan independientemente de modo que sean restos lineales, ramificados, aromáticos o alicíclicos que comprenden de 1 a 12 átomos de carbono que incluyen opcionalmente uno o más átomos de O, S, N o halógeno con la condición de que la p-fenilendiamina funcionalizada no incluya restos de amina primaria.
9. El método de la reivindicación 8, en donde la adición de la composición contra la formación de costras se lleva a cabo antes de la aplicación del producto de petróleo tratado al equipo de proceso del petróleo.
10. El método de la reivindicación 8, en donde la adición de la composición contra la formación de costras se añade directamente a la corriente de proceso del petróleo mientras que la corriente de proceso del petróleo se dispone dentro del equipo de proceso del petróleo.
11. El método de cualquiera de las reivindicaciones 8-10, en donde el método comprende además someter la corriente de proceso del petróleo tratado a una temperatura de aproximadamente 20 °C a 400 °C.
12. El método de la reivindicación 11, en donde se somete a hidrotratamiento.
13. Uso de una composición contra la formación de costras para reducir la formación de costras de una corriente de proceso del petróleo, la composición contra la formación de costras que comprende uno o más polímeros dispersantes y uno o más inhibidores, en donde el uno o más polímeros dispersantes comprenden los residuos polimerizados de una o más a-olefinas y anhídrido maleico, en donde además 80 % en moles -100 % en moles de los residuos de anhídrido maleico reaccionan con una amina primaria definida por la fórmula R-NH2, en donde R es un resto hidrocarbonado lineal o ramificado que comprende de 6 a 30 átomos de carbono o una mezcla de dos o más de tales restos, en donde además el uno o más polímeros dispersantes se caracterizan por la ausencia de restos anhídrido y restos imida; y el uno o más inhibidores comprenden una p-fenilendiamina funcionalizada definida por la fórmula
Figure imgf000017_0001
en donde los R' se seleccionan independientemente de modo que sean restos lineales, ramificados, aromáticos o alicíclicos que comprenden de 1 a 12 átomos de carbono que incluyen opcionalmente uno o más átomos de O, S, N o halógeno con la condición de que la p-fenilendiamina funcionalizada no incluya restos de amina primaria.
14. El uso de la reivindicación 13, en donde se usa un total de 1 ppm a 1000 ppm en peso de la composición contra la formación de costras.
ES17817622T 2016-12-07 2017-12-06 Composiciones contra la formación de costras para corrientes de proceso del petróleo Active ES2835253T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201662431088P 2016-12-07 2016-12-07
PCT/US2017/064847 WO2018106770A1 (en) 2016-12-07 2017-12-06 Antifouling compositions for petroleum process streams

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2835253T3 true ES2835253T3 (es) 2021-06-22

Family

ID=60703234

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES17817622T Active ES2835253T3 (es) 2016-12-07 2017-12-06 Composiciones contra la formación de costras para corrientes de proceso del petróleo

Country Status (9)

Country Link
US (2) US20180155645A1 (es)
EP (1) EP3551719B1 (es)
KR (1) KR102547899B1 (es)
CN (1) CN110036088A (es)
AR (1) AR110323A1 (es)
BR (1) BR112019011161B1 (es)
CA (1) CA3044265A1 (es)
ES (1) ES2835253T3 (es)
WO (1) WO2018106770A1 (es)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3795660B1 (en) * 2019-09-17 2022-03-09 Infineum International Limited Refinery antifoulant process

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR1459497A (fr) 1964-12-10 1966-11-18 Chevron Res Additif pour fuel oil
DE2531234C3 (de) * 1975-07-12 1979-06-07 Basf Ag, 6700 Ludwigshafen Verwendung von Copolymerisaten als Stabilisatoren für Mineralöle und Raffinerieprodukte
US4137185A (en) 1977-07-28 1979-01-30 Exxon Research & Engineering Co. Stabilized imide graft of ethylene copolymeric additives for lubricants
FR2528066A1 (fr) 1982-06-04 1983-12-09 Inst Francais Du Petrole Additifs azotes utilisables comme agents d'abaissement du point de trouble des distillats moyens d'hydrocarbures et compositions de distillats moyens d'hydrocarbures renfermant lesdits additifs
US5055212A (en) * 1988-10-31 1991-10-08 Conoco Inc. Oil compositions containing alkyl mercaptan derivatives of copolymers of an alpha olefin or an alkyl vinyl ether and an unsaturated alpha, beta-dicarboxylic compound
US4929778A (en) 1989-06-05 1990-05-29 Betz Laboratories, Inc. Methods and compositions for inhibiting styrene polymerization
US5266186A (en) 1989-10-12 1993-11-30 Nalco Chemical Company Inhibiting fouling employing a dispersant
EP0438849B1 (en) 1990-01-25 1994-11-23 Ethyl Petroleum Additives Limited Dicarboxylic acid derivatives of succinimides or succinamides useful in dispersant compositions
US5955404A (en) 1991-04-17 1999-09-21 Mobil Oil Corporation Lubricant and fuel compositions containing an organo-substituted diphenyl sulfide
US5110997A (en) 1991-04-19 1992-05-05 Exxon Chemical Patents Inc. Process for preventing fouling in the production of ethylene dichloride
US5169410A (en) * 1991-09-24 1992-12-08 Betz Laboratories, Inc. Methods for stabilizing gasoline mixtures
US5214224A (en) 1992-07-09 1993-05-25 Comer David G Dispersing asphaltenes in hydrocarbon refinery streams with α-olefin/maleic anhydride copolymer
JP3545440B2 (ja) * 1993-12-16 2004-07-21 伯東株式会社 芳香族不飽和化合物の粘度上昇抑制剤およびその方法
US5824829A (en) 1993-12-16 1998-10-20 Baker Hughes Incorporated Hydrocarbon viscosity inhibitor and inhibiting method
GB9826448D0 (en) 1998-12-02 1999-01-27 Exxon Chemical Patents Inc Fuel oil additives and compositions
FR2802940B1 (fr) * 1999-12-28 2003-11-07 Elf Antar France Composition d'additifs multifonctionnels d'operabilite a froid des distillats moyens
ATE292665T1 (de) 2000-07-19 2005-04-15 Lubrizol Corp Additivzusammensetzung für mitteldestillatbrennstoffe und diese enthaltende mitteldestillat-brennstoffzusammensetzungen
DE10043080A1 (de) 2000-09-01 2002-03-14 Cognis Deutschland Gmbh Verwendung von Polyesteramiden zur Stabilisierung von Asphaltenen in Rohöl
DE10349851B4 (de) * 2003-10-25 2008-06-19 Clariant Produkte (Deutschland) Gmbh Kaltfließverbesserer für Brennstofföle pflanzlichen oder tierischen Ursprungs
US20050261440A1 (en) * 2004-05-20 2005-11-24 Dickakian Ghazi B Dispersant material for mitigating crude oil fouling of process equipment and method for using same
US8876921B2 (en) 2007-07-20 2014-11-04 Innospec Limited Hydrocarbon compositions
CN101870750A (zh) * 2010-06-02 2010-10-27 华东理工大学 一种梳型共聚物、制备方法及其应用
CN101979471A (zh) * 2010-11-17 2011-02-23 湖南长岭石化科技开发有限公司 一种煤焦油、粗苯加氢专用抑焦剂及其制备方法
US20120264665A1 (en) 2011-04-13 2012-10-18 Exxonmobil Research And Engineering Company Lubricant blends with pao-based dispersants
US20140250771A1 (en) * 2013-03-06 2014-09-11 Baker Hughes Incorporated Multi-Purpose Paraffin Additives for Deposit Control, Anti-Settling and Wax Softening in Oil-Based Fluids
US9416325B2 (en) * 2013-03-14 2016-08-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Methods and systems for predicting a need for introducing anti-fouling additives to a hydrocarbon stream to reduce fouling of crude hydrocarbon refinery components
US20160298039A1 (en) * 2015-04-08 2016-10-13 Baker Hughes Incorporated Decreasing fouling in hydrocarbon-based fluids
AU2017205435B2 (en) 2016-01-06 2020-11-19 Championx Usa Inc. Temperature-stable paraffin inhibitor compositions

Also Published As

Publication number Publication date
EP3551719B1 (en) 2020-09-23
BR112019011161A2 (pt) 2019-10-01
CN110036088A (zh) 2019-07-19
US20210246390A1 (en) 2021-08-12
BR112019011161B1 (pt) 2024-01-02
KR20190091450A (ko) 2019-08-06
CA3044265A1 (en) 2018-06-14
EP3551719A1 (en) 2019-10-16
AR110323A1 (es) 2019-03-20
WO2018106770A1 (en) 2018-06-14
US11396632B2 (en) 2022-07-26
US20180155645A1 (en) 2018-06-07
KR102547899B1 (ko) 2023-06-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2779224T3 (es) Antiincrustantes para usar en fluidos hidrocarbonados
Sivakumar et al. Flow improvers for assured flow of crude oil in midstream pipeline-A review
US7417009B2 (en) Paraffin inhibitors
EP3820961A2 (en) Ionic liquids and methods of using same
US20080296202A1 (en) Process
WO2016053634A1 (en) Asphaltene inhibition
ES2835253T3 (es) Composiciones contra la formación de costras para corrientes de proceso del petróleo
US10626317B2 (en) Asphaltene dispersant and methods of use thereof
EA004278B1 (ru) Обслуживание процесса производства нефти и очистного оборудования
BR112019009808B1 (pt) Composição de produto de petróleo tratada, composição concentrada, método para reduzir incrustação em uma ou mais correntes de processo de petróleo, e, uso de um ou mais polímeros anti-incrustação
US20030079879A1 (en) Maintenance of oil production and refining equipment
BR112018012669B1 (pt) métodos para reduzir incrustação, águas de processo tratadas, uso de composições, composições, e, uso de um ou mais copolímeros de etileno glicol e propileno glicol para reduzir a incrustação
JP2024518751A (ja) アスファルテン及びパラフィン分散剤組成物並びにその使用
Kozhabekov et al. MODIFIED ETHYLENE-VINYL ACETATE COPOLYMER AS A DEPRESSANT OF POUR POINT WAX OIL
PL160719B1 (en) Anticorrosion agent for heating oils