NO316075B1 - Process for the treatment of crude oil - Google Patents
Process for the treatment of crude oil Download PDFInfo
- Publication number
- NO316075B1 NO316075B1 NO19982388A NO982388A NO316075B1 NO 316075 B1 NO316075 B1 NO 316075B1 NO 19982388 A NO19982388 A NO 19982388A NO 982388 A NO982388 A NO 982388A NO 316075 B1 NO316075 B1 NO 316075B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- crude oil
- stream
- treated
- aqueous base
- Prior art date
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims description 84
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 39
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 50
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 31
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 27
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 23
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 23
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 19
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 14
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 9
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 5
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 2
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 claims description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 2
- 229940043430 calcium compound Drugs 0.000 claims 1
- 150000001674 calcium compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 35
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 6
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 5
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 4
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 125000005609 naphthenate group Chemical group 0.000 description 2
- VDZOOKBUILJEDG-UHFFFAOYSA-M tetrabutylammonium hydroxide Chemical compound [OH-].CCCC[N+](CCCC)(CCCC)CCCC VDZOOKBUILJEDG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- WGTYBPLFGIVFAS-UHFFFAOYSA-M tetramethylammonium hydroxide Chemical compound [OH-].C[N+](C)(C)C WGTYBPLFGIVFAS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 208000012868 Overgrowth Diseases 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 230000000368 destabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000005686 electrostatic field Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000002329 infrared spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000000655 nuclear magnetic resonance spectrum Methods 0.000 description 1
- QWVGKYWNOKOFNN-UHFFFAOYSA-N o-cresol Chemical compound CC1=CC=CC=C1O QWVGKYWNOKOFNN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
- C10G19/02—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment with aqueous alkaline solutions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
- C10G27/02—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with halogen or compounds generating halogen; Hypochlorous acid or salts thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/08—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by treating with water
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
OMRÅDE FOR OPPFINNELSEN FIELD OF THE INVENTION
Foreliggende oppfinnelse vedrører, som angitt i ingressen til krav 1, en fremgangsmåte for nedsettelse av surheten og kalsiuminnholdet i en sur utgangsråolje. The present invention relates, as stated in the preamble to claim 1, to a method for reducing the acidity and calcium content of an acidic starting crude oil.
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN BACKGROUND OF THE INVENTION
Hele råoljer og råoljefraksjoner med høyt petroleumssyre-innhold, så som de som inneholder naftensyrer, er korrosive på utstyret som brukes for å trekke ut, transportere og be-handle råoljen Whole crude oils and crude oil fractions with a high petroleum acid content, such as those containing naphthenic acids, are corrosive to the equipment used to extract, transport and process the crude oil
Forsøk på å minimere naftensyrekorrosjonen har omfattet et antall innfallsvinkler DS patent 5.182.013 vedrører slike anerkjente innfallsvinkler som å blande oljer med høyt naftensyreinnhold med oljer med lavt naftensyreinnhold I tillegg har man gjort forskjellige forsøk på å løse problemet ved å bruke korrosjonshemmere for metallflåtene til utstyret som utsettes for syrene, eller ved å nøytralisere og fjerne syrene fra oljen F.eks beskriver Kalichevsky og Kobe i Petroleum Refming with Chemicals (1956) , kapittel 4, forskjellige alkalibehandlinger for råoljer og råoljefraksjoner US patent 4 199 440, som beskriver bruken av vanskelig brytbare emulsjoner av kaustiske stoffer i olje, bekjentgjør behandling av et flytende hydrokarbon med en fortynnet vandig alkalisk oppløsning, spesielt fortynnet vandig NaOH eller KOH. US patent 4 300 995 beskriver behandlingen av karbonholdig materiale, spesielt kull og kullprodukter, tunge oljer, vakuumgassolje, petroleums-rester med syrefunksjonaliteter, med en fortynnet kvaternær base, slik som tetrametylammoniumhydroksid i en væske (alkohol eller vann) IR-data av den ubehandlede råolje viser en topp ved 3300-3600 cm"<1>, som tilsvarer et fenol-holdig hydroksid (eksempel 6) C<13->NMR-spektret av en O-me-tylert råolje viser et signal ved 55 ppm som tilsvarer et metylfenoksid (eksemplene 3 og 4) Dette patent var rettet mot forbedring av utbyttene og de fysiske egenskaper til produktene, og rettet seg ikke mot spørsmålet om syrereduk-sjon Kalichevsky og Kobe samt DS patent 4 199.440 bemerker imidlertid at det opptrer et problem fordi visse vandige baseoppløsninger danner stabile emulsjoner av kaustiske stoffer i olje, hvilket gjør det nødvendig å kun bruke for-tynnede vandige baseoppløsninger Attempts to minimize the naphthenic acid corrosion have included a number of approaches DS patent 5,182,013 relates to such recognized approaches as mixing oils with a high naphthenic acid content with oils with a low naphthenic acid content In addition, various attempts have been made to solve the problem by using corrosion inhibitors for the metal floats of the equipment exposed to the acids, or by neutralizing and removing the acids from the oil. For example, Kalichevsky and Kobe in Petroleum Refming with Chemicals (1956), chapter 4, describe various alkali treatments for crude oils and crude oil fractions US patent 4,199,440, which describes the use of difficult breakable emulsions of caustic substances in oil, refers to the treatment of a liquid hydrocarbon with a dilute aqueous alkaline solution, especially dilute aqueous NaOH or KOH. US patent 4,300,995 describes the treatment of carbonaceous material, especially coal and coal products, heavy oils, vacuum gas oil, petroleum residues with acid functionalities, with a dilute quaternary base, such as tetramethylammonium hydroxide in a liquid (alcohol or water) IR data of the untreated crude oil shows a peak at 3300-3600 cm"<1>, which corresponds to a phenolic hydroxide (Example 6) The C<13->NMR spectrum of an O-methylated crude oil shows a signal at 55 ppm which corresponds to a methylphenoxide (Examples 3 and 4) This patent was aimed at improving the yields and physical properties of the products, and did not address the question of acid reduction Kalichevsky and Kobe as well as DS patent 4 199,440 note, however, that a problem arises because certain aqueous base solutions form stable emulsions of caustic substances in oil, which makes it necessary to only use diluted aqueous base solutions
Selv om disse prosesser har hatt fremgang i forskjellig ut-strekning, finnes det et fortsatt behov for mer virksomme metoder for behandling av sure råoljer Although these processes have progressed to different extents, there is still a need for more effective methods for treating acidic crude oils
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION
En fremgangsmåte ved nedsetting av surheten av en sur råolje omfattende å bringe en sur råolje i kontakt med en virksom mengde av en vandig baseoppløsning ved en pH-verdi og en temperatur som er tilstrekkelige for å danne en ustabil emulsjon av den sure råolje i den vandige base, og å bryte emulsjonen for å danne en fase som inneholder behandlet råolje med nedsatt surhet og en vandig fase som inneholder restbase og nøytraliserte syrer. A method of reducing the acidity of an acidic crude oil comprising contacting an acidic crude oil with an effective amount of an aqueous base solution at a pH value and a temperature sufficient to form an unstable emulsion of the acidic crude oil in the aqueous base, and breaking the emulsion to form a phase containing treated crude oil with reduced acidity and an aqueous phase containing residual base and neutralized acids.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Figur 1 viser behandlingen omfattende en ustabil olje-i-vann-emulsjon ifølge foreliggende oppfinnelse i form av en selvstendig prosess. Figur 2 viser behandlingen omfattende en ustabil olje-i-vann-emulsjon for fjerning av naftensyre fra en råolje ved brønnhodet, integrert med en representativ kjent prosess Figure 1 shows the treatment comprising an unstable oil-in-water emulsion according to the present invention in the form of an independent process. Figure 2 shows the treatment comprising an unstable oil-in-water emulsion for the removal of naphthenic acid from a crude oil at the wellhead, integrated with a representative known process
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Enkelte råoljer inneholder organiske syrer som bidrar til korrosjon eller gjengroing av raffineriutstyr og som det er vanskelig å skille ut fra den behandlede olje De organiske syrer faller generelt innen gruppen naftensyrer og andre organiske syrer Naftensyre er et generisk begrep som brukes for å identifisere en blanding av organiske syrer som foreligger i petroleumsråstoffer. Naftensyrer kan foreligge for seg selv eller i kombinasjon med andre organiske syrer, slik som fenoler. Naftensyrer for seg selv eller i kombinasjon med andre organiske syrer kan forårsake korrosjon ved temperaturer fra 65°C til 420°C. Certain crude oils contain organic acids which contribute to corrosion or overgrowth of refinery equipment and which are difficult to distinguish from the treated oil. The organic acids generally fall within the group of naphthenic acids and other organic acids. Naphthenic acid is a generic term used to identify a mixture of organic acids present in petroleum raw materials. Naphthenic acids can be present on their own or in combination with other organic acids, such as phenols. Naphthenic acids by themselves or in combination with other organic acids can cause corrosion at temperatures from 65°C to 420°C.
Råoljene som kan brukes er hvilke som helst naftensyrehol-dige hele råoljer som er flytende eller kan gjøres flytende ved de temperaturer ved hvilke foreliggende oppfinnelse ut-føres. Anvendt heri, betyr begrepet hele råoljer uraffiner-te, ikke-destillerte råoljer De sure råoljer er fortrinnsvis hele råoljer Imidlertid kan også sure fraksjoner av hele råoljer, slik som vakuumgassolje, behandles En ytterligere fordel med behandlingsprosessen er den manglende eller den hovedsaklig manglende dannelse av stabile emulsjoner En dannelse av stabile emulsjoner er uønskelig, og utgjør et spesielt problem som treffes på under behandling av sure råoljer med vandige baser. Dannelsen av en stabil råolje/vandig emulsjon tenderer til å forstyrre den virksomme separasjon av råoljen og den vandige fase, og for-styrrer dermed isolasjonen av den behandlede råolje. Slike syrer fjernes fra råoljen grunnet deres korrosivitet samt deres tendens til å fremme en dannelse av stabile emulsjoner under behandlingen, spesielt under avsaltningsproses-ser The crude oils that can be used are any naphthenic acid-containing whole crude oils that are liquid or can be made liquid at the temperatures at which the present invention is carried out. As used herein, the term whole crude oils means unrefined, non-distilled crude oils. The acidic crude oils are preferably whole crude oils. However, acidic fractions of whole crude oils, such as vacuum gas oil, can also be processed. A further advantage of the processing process is the absence or essentially absence of formation of stable emulsions The formation of stable emulsions is undesirable, and constitutes a particular problem encountered during the treatment of acidic crude oils with aqueous bases. The formation of a stable crude oil/aqueous emulsion tends to interfere with the effective separation of the crude oil and the aqueous phase, thereby interfering with the isolation of the treated crude oil. Such acids are removed from the crude oil due to their corrosiveness as well as their tendency to promote the formation of stable emulsions during treatment, especially during desalination processes
Overraskende, og stikk i strid med hva som er kjent i dag, er det funnet at sure råoljer, f eks slike som inneholder naftensyrer, kan behandles ved å blande råoljen med en virksom mengde av en vandig base ved pH- og temperaturbe-tingelser som er tilstrekkelige for å danne en ustabil emulsjon av råoljen i den vandige base ("olje-i-vandig base") og koalesere (destabilisere) emulsjonen for å danne en første fase som inneholder en behandlet eller endelig råolje med nedsatt eller hovedsaklig manglende surhet, og en andre fase som inneholder i det minste resten av den ureagerte vandige base Nøytraliserte syrer, slik som de tilsvarende naftenater, foreligger i den andre fase eller i grensesnittet mellom den første og andre fase. Når den sure utgangsråolje er en kalsiumholdig råolje, danner prosessen en behandlet råolje som har nedsatt surhet og kalsiuminnhold. Vanligvis foreligger kalsiumet i form av en uoppløse-lig kalsiumholdig fase som plasserer seg mellom den første og andre fase når emulsjonen brytes. Valgfritt kan den vandige fase, som inneholder overflødig base, isoleres og brukes igjen i enten en batchprosess eller en kontinuerlig prosess for å bringes i kontakt med ytterligere ubehandlet råolje, vanligvis inntil pH-verdien av den gjenvunne vandige fase når en pH-verdi på ca. 8,0 Dermed er det ønskelig at den vandige fase ikke nøytraliseres fullstendig, og at det foreligger et overskudd av base i den gjenvunne vandige fase Fremgangsmåten er særpreget ved det som er angitt i den karakteriserende del til krav 1 Ytterligere trekk fremgår av kravene 2-9 Surprisingly, and quite contrary to what is known today, it has been found that acidic crude oils, for example those containing naphthenic acids, can be treated by mixing the crude oil with an effective amount of an aqueous base at pH and temperature conditions which are sufficient to form an unstable emulsion of the crude oil in the aqueous base ("oil-in-water base") and coalesce (destabilize) the emulsion to form a first phase containing a treated or final crude oil with reduced or substantially absent acidity, and a second phase containing at least the remainder of the unreacted aqueous base. Neutralized acids, such as the corresponding naphthenates, are present in the second phase or at the interface between the first and second phases. When the acidic starting crude oil is a calcium-containing crude oil, the process forms a treated crude oil that has reduced acidity and calcium content. Usually the calcium is present in the form of an insoluble calcium-containing phase which is placed between the first and second phase when the emulsion is broken. Optionally, the aqueous phase, which contains excess base, can be isolated and reused in either a batch process or a continuous process to be contacted with additional crude oil, usually until the pH of the recovered aqueous phase reaches a pH of about . 8.0 Thus, it is desirable that the aqueous phase is not completely neutralized, and that there is an excess of base in the recovered aqueous phase. The method is characterized by what is stated in the characterizing part of claim 1. 9
Den vandige base er med fordel et vandig hydroksid av et element fra gruppe IA eller IIA, fortrinnsvis en NaOH-eller KOH-oppløsning, mer foretrukket en NaOH-oppløsning, hvis pH-verdi er minst 8, fortrinnsvis 8 til 12. The aqueous base is advantageously an aqueous hydroxide of an element from group IA or IIA, preferably a NaOH or KOH solution, more preferably a NaOH solution, whose pH value is at least 8, preferably 8 to 12.
En ustabil emulsjon dannes ved tilsetning av den sure råolje til den vandige base i et tilstrekkelig forhold for å danne en dispersjon av olje i en kontinuerlig vandig base-fase. Råoljen bør tilføres til den vandige base, og ikke den vandige base til råoljen, for å minimere dannelsen av en stabil vandig base-i-olje-emulsjon Et forhold fra 1*3 til 1 15, fortrinnsvis 1:3 til 1 4 mellom olje og den vandige base brukes, beregnet på vekten av oljen og vannet En stabil emulsjon vil dannes hvis forholdet mellom oljen og den vandige base er 1 1 eller mindre Vektprosentandelen av base i vann varierer fra 0,5 til 3,0 %. Vanligvis er det nødvendig med en dråpestørrelse fra 10-50 um, fortrinnsvis 20-50 um. Kontakten mellom råoljen og den vandige fase bør utføres over et tilstrekkelig langt tidsrom for å disper-gere oljen i den vandige fase, fortrinnsvis for å disper-gere minst 50 vekt%, mer foretrukket minst 80 vekt% og mest foretrukket 90 vekt% av oljen i den vandige fase. An unstable emulsion is formed by adding the acidic crude oil to the aqueous base in a sufficient ratio to form a dispersion of oil in a continuous aqueous base phase. The crude oil should be added to the aqueous base, and not the aqueous base to the crude oil, to minimize the formation of a stable aqueous base-in-oil emulsion A ratio of 1*3 to 1 15, preferably 1:3 to 1 4 of oil and the aqueous base is used, calculated on the weight of the oil and the water A stable emulsion will form if the ratio between the oil and the aqueous base is 1 1 or less The percentage by weight of base in water varies from 0.5 to 3.0%. Generally, a droplet size of 10-50 µm, preferably 20-50 µm, is required. The contact between the crude oil and the aqueous phase should be carried out over a sufficiently long period of time to disperse the oil in the aqueous phase, preferably to disperse at least 50% by weight, more preferably at least 80% by weight and most preferably 90% by weight of the oil in the aqueous phase.
Kontakten utføres inntil pH-verdien av den basiske vandige fase synker til ca. 8 Inntil dette tidspunkt kan den vandige fase resirkuleres for bruk ved behandling av ytterligere sur utgangsråolje The contact is carried out until the pH value of the basic aqueous phase drops to approx. 8 Until this time, the aqueous phase can be recycled for use in the treatment of additional sour starting crude oil
Kontakten mellom råoljen og den vandige baseoppløsning for å danne den ustabile emulsjon utføres generelt ved en temperatur fra 10°C til 40°C Ved temperaturer over 40°C øker sannsynligheten for at det dannes en stabil emulsjon. The contact between the crude oil and the aqueous base solution to form the unstable emulsion is generally carried out at a temperature from 10°C to 40°C. At temperatures above 40°C, the probability that a stable emulsion is formed increases.
Kontakttiden avhenger av karakteren til råoljen som skal behandles, råoljens syreinnhold og mengden og typen vandig base som råoljen tilsettes til, men kan vanligvis vare fra 2 minutter til 2 timer På lignende måte vil tiden som er nødvendig for å koalesere eller destabilisere emulsjonen variere, men vanligvis vil dette ta minst 1-2 minutter Oljetypen, partikkelstørrelsen og fordelingen av oljedrå-pene påvirker koaleserings/destabiliseringshastigheten. Tyngdekraften eller et elektrostatisk felt kan utnyttes for å forenkle demulsifiseringen. Destabiliserings- eller demulgeringsadditiver eller -midler er ikke nødvendige, men kan brukes for å øke hastigheten for emulsjonsbrytningen The contact time depends on the nature of the crude oil to be treated, the acid content of the crude oil, and the amount and type of aqueous base to which the crude oil is added, but can typically last from 2 minutes to 2 hours. Similarly, the time required to coalesce or destabilize the emulsion will vary, but usually this will take at least 1-2 minutes. The type of oil, the particle size and the distribution of the oil droplets affect the rate of coalescence/destabilization. Gravity or an electrostatic field can be utilized to facilitate demulsification. Destabilizing or demulsifying additives or agents are not necessary, but may be used to increase the rate of emulsion breaking
I tillegg kan man, før den basiske vandige fase bringes i kontakt med den sure utgangsråolje, tilsette en tilstrekkelig mengde ikke-ionisk surfaktant, fortrinnsvis en rett-kjedet etoksylert alkohol med en kjedelengde fra 12 til 18 karbonatomer og fra 10 til 50 etoksygrupper, til den vandige fase, i en mengde under 0,001 vekt% beregnet på vekten av råoljen, for å fremme dannelsen av den ustabile emulsjon In addition, before contacting the basic aqueous phase with the acidic starting crude oil, a sufficient amount of nonionic surfactant, preferably a straight-chain ethoxylated alcohol with a chain length of from 12 to 18 carbon atoms and from 10 to 50 ethoxy groups, can be added, to the aqueous phase, in an amount below 0.001% by weight calculated on the weight of the crude oil, to promote the formation of the unstable emulsion
Emulsjonen kan brytes ved hvilken som helst egnet fremgangsmåte, fortrinnsvis ved tyngdekraftkoalesering for å generere en behandlet råolje som har nedsatt surhet, og en vandig fase som inneholder naftenatsalter The emulsion may be broken by any suitable method, preferably by gravity coalescing to generate a treated crude oil having reduced acidity and an aqueous phase containing naphthenate salts
Basene og surfaktantene som er egnet for bruk i fremgangsmåten, kan erverves i handelen eller fremstilles ved kjente f remgangsmåte r The bases and surfactants which are suitable for use in the method can be purchased commercially or produced by known methods.
Konsentrasjonen av syrer i råoljen uttrykkes vanligvis i form av et syrenøytraliseringstall eller et syretall, som er antallet mg KOH som er nødvendig for å nøytralisere syregruppene i 1 gram olje. Tallet kan bestemmes ifølge ASTM D-664 Hvilken som helst sur råolje kan behandles ifølge foreliggende oppfinnelse, f eks. råoljer med et syrenøytraliseringstall fra 0,5 til 10 mg KOH/g syre. Vanligvis kan nedsettelsen av syreinnholdet bestemmes ifølge et nedsatt nøytraliseringstall eller ifølge en nedsatt intensitet i karboksylbåndet i infrarødspektret ved ca. 1708 cm"<1> Hele råoljer med syretall rundt 1,0 og mindre, anses å ha moderat til lav korrosivitet Råoljer med syretall over 1,5 anses å være korrosive Sure råoljer med frie karboksylgrupper kan virksomt behandles ved fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse. The concentration of acids in the crude oil is usually expressed in terms of an acid neutralization number or an acid number, which is the number of mg of KOH required to neutralize the acid groups in 1 gram of oil. The number can be determined according to ASTM D-664 Any acidic crude oil can be treated according to the present invention, e.g. crude oils with an acid neutralization number from 0.5 to 10 mg KOH/g acid. Usually, the reduction of the acid content can be determined according to a reduced neutralization number or according to a reduced intensity in the carboxyl band in the infrared spectrum at approx. 1708 cm"<1> Whole crude oils with an acid value of around 1.0 and less are considered to have moderate to low corrosivity. Crude oils with an acid value above 1.5 are considered to be corrosive. Acidic crude oils with free carboxyl groups can be effectively treated by the method according to the present invention.
Hele råoljer er meget komplekse blandinger som inneholder et bredt spekter av forurensninger, og hvor det kan finne sted et stort antall konkurrerende reaksjoner På uventet måte fører foreliggende fremgangsmåte ikke bare til at surheten i råoljen nedsettes, men også til at kalsiuminnholdet nedsettes Whole crude oils are very complex mixtures containing a wide range of contaminants, and where a large number of competing reactions can take place. Unexpectedly, the present method not only leads to a reduction in the acidity of the crude oil, but also to a reduction in the calcium content
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse finner anvendelse i prosesser hvor det er ønskelig å hemme eller begrense væskefasekorrosjon av f eks metallflater. Mer generelt kan foreliggende oppfinnelse brukes i områder hvor det ville være gunstig med en nedsettelse av surheten av en sur hel råolje The method according to the present invention finds application in processes where it is desirable to inhibit or limit liquid phase corrosion of, for example, metal surfaces. More generally, the present invention can be used in areas where it would be beneficial to reduce the acidity of an acidic whole crude oil
F.eks er fremgangsmåten spesielt fordelaktig ved behandling for å nedsette surheten og kalsiuminnholdet av sure råoljer ved brønnhodet. Slike råoljer inneholder vanligvis urenheter, slik som naturlig forekommende eller koprodu-serte vann og gasser På figur 1 føres en fullstendig brønnstrøm som inneholder hel sur råolje, vann og gasser, gjennom rør 1 til en separator 3 og separeres til en gass-strøm, som fjernes via rør 2, en vannstrøm som inneholder spormengder av olje og som fjernes gjennom rør 4 og slås sammen med en base, vanligvis vandig, fra rør 6 før den føres inn i kontaktbeholderen 7, og en oljestrøm som inneholder spormengder vann og som føres gjennom rør 5 til kontaktbeholderen 7 Den øvre vann- og basestrøm fra rør 4 og 6 og den nedre oljestrøm fra rør 5 bringes i kontaktbeholderen 7 i kontakt med hverandre for å danne en ustabil olje-i-vandig baseemulsjon Behandlet olje som inneholder restvann, trekkes ut i toppen av kontaktbeholderen 7 gjennom rør 5a, og føres til separatoren 8 for å separere den behandlede olje fra en rest vandig base. Den nedre fase av vandig base som inneholder en behandlet oljerest, trekkes ut fra bunnen gjennom rør 4a, og føres til separatoren 9, hvor den vandige base isoleres og føres ut gjennom rør 10 og kan resirkuleres til rør 6 eller kastes, og en rest behandlet olje føres gjennom rør 9a til stabiliseringstårnet 12. Fra separatoren 8 fjernes behandlet olje gjennom rør 8b til stabiliseringstårnet 12 mens vandig base fjernes gjennom rør 8a til separatoren 9. Fra stabiliseringstårnet 12 fjernes gasser og flyktige stoffer gjennom rør 13, og behandlet olje gjennom rør 11. For example, the method is particularly advantageous for treatment to reduce the acidity and calcium content of acidic crude oils at the wellhead. Such crude oils usually contain impurities, such as naturally occurring or co-produced water and gases. In Figure 1, a complete well stream containing fully sour crude oil, water and gases is passed through pipe 1 to a separator 3 and separated into a gas stream, which is removed via pipe 2, a water stream containing trace amounts of oil and which is removed through pipe 4 and combined with a base, usually aqueous, from pipe 6 before being fed into the contact vessel 7, and an oil stream containing trace amounts of water and which is fed through pipe 5 to contact vessel 7 The upper water and base stream from pipes 4 and 6 and the lower oil stream from pipe 5 are brought into contact in contact vessel 7 to form an unstable oil-in-water base emulsion Treated oil containing residual water is withdrawn in the top of the contact container 7 through pipe 5a, and is led to the separator 8 to separate the treated oil from a residual aqueous base. The lower phase of aqueous base containing a treated oil residue is extracted from the bottom through pipe 4a, and is led to the separator 9, where the aqueous base is isolated and led out through pipe 10 and can be recycled to pipe 6 or discarded, and a residue treated oil is led through pipe 9a to the stabilization tower 12. From the separator 8, treated oil is removed through pipe 8b to the stabilization tower 12, while aqueous base is removed through pipe 8a to the separator 9. From the stabilization tower 12, gases and volatile substances are removed through pipe 13, and treated oil through pipe 11 .
På figur 2 vises fremgangsmåten integrert i en kjent prosess, hvor 3, 8, 9 og 12 og rørene som forbinder dem, representerer en prosess som vanligvis utføres ved brønn-hodet for å separere den fullstendige brønnstrømmen fra rør 1 til en gasstrøm gjennom rør 2, behandlet oljestrøm gjennom rør 11 og vandig base gjennom rør 10 Strømmene som forlater separatoren 3, er gass gjennom rør 2, vann som inneholder spor av olje gjennom rør 4, og olje som inneholder spor av vann gjennom rør 5. Vannet som inneholder spormengder av olje, føres gjennom rør 4 til en separator 9, som fjerner oljerestene Vannet injiseres deretter i brøn-nen. Oljestrømmen 5 føres txl en separator 8, som fjerner rester av vann. Til slutt føres oljen gjennom rør 8b til et stabilisenngstårn 12, hvor restgass og flyktige stoffer fjernes ovenfra gjennom rør 13, og behandlet olje føres ut gjennom rør 11 Den nye kontaktbeholder representeres ved blokken 7 og rørene som forbinder den til en vanlig strøm-ningsprosess. Innmatingen til kontaktbeholderen 7 er vann fra rør 4 og olje fra rør 5 Før vannet føres inn i kontaktbeholderen 7, tilsettes base gjennom rør 6 til vann-røret 4, som beskrevet under henvisning til figur 1 ovenfor. I kontaktbeholderen 7 blandes den vandige base fra rør 4 og 6 og olje fra rør 5 for å danne den ustabile olje-i-kaustiske stoffer-emulsjon som beskrevet under henvisning til figur 1, og etter en tilstrekkelig lang omrøring får fasene atskilles. Den separerte restoljefase som inneholder vandig base, føres gjennom rør 4a til en separator 9, og den separerte oljefase føres til separatoren 8 Ventiler VI og V2 er tilveiebrakt for å muliggjøre en drift av råolje-behandlingsprosessen enten helt eller delvis med eller uten de deler av prosessen som er forbundet med å danne den ustabile emulsjon og å separere de dannede produkter (kontaktbeholderen 7 og rørene forbundet dermed) som beskrevet i figur 1. Referansetallene på figur 2 tilsvarer de samme referansetall på figur 1 In Figure 2, the method is shown integrated into a known process, where 3, 8, 9 and 12 and the pipes connecting them represent a process usually carried out at the wellhead to separate the complete well flow from pipe 1 to a gas flow through pipe 2 , treated oil flow through pipe 11 and aqueous base through pipe 10 The streams leaving the separator 3 are gas through pipe 2, water containing traces of oil through pipe 4, and oil containing traces of water through pipe 5. The water containing trace amounts of oil, is passed through pipe 4 to a separator 9, which removes the oil residues. The water is then injected into the well. The oil stream 5 is fed through a separator 8, which removes residual water. Finally, the oil is fed through pipe 8b to a stabilization tower 12, where residual gas and volatile substances are removed from above through pipe 13, and treated oil is fed out through pipe 11. The new contact container is represented by block 7 and the pipes that connect it to a normal flow process. The feed to the contact container 7 is water from pipe 4 and oil from pipe 5. Before the water is fed into the contact container 7, base is added through pipe 6 to the water pipe 4, as described with reference to Figure 1 above. In the contact container 7, the aqueous base from tubes 4 and 6 and oil from tube 5 are mixed to form the unstable oil-in-caustic substances emulsion as described with reference to Figure 1, and after sufficiently long stirring the phases are allowed to separate. The separated residual oil phase containing aqueous base is passed through pipe 4a to a separator 9, and the separated oil phase is passed to the separator 8. Valves VI and V2 are provided to enable operation of the crude oil treatment process either in whole or in part with or without the parts of the process associated with forming the unstable emulsion and separating the formed products (the contact container 7 and the pipes connected thereto) as described in Figure 1. The reference numbers in Figure 2 correspond to the same reference numbers in Figure 1
Foreliggende oppfinnelse kan demonstreres under henvisning til de følgende eksempler. The present invention can be demonstrated with reference to the following examples.
Eksempel 1 Example 1
25 g Bolobo 2/4 (Chad-råolje) ble tilsatt til 80 ml 1,5 vekt% NaOH-oppløsning i en separatorisk trakt. Olje/vannblandingen ble rystet forsiktig på en armledds-rysteanordning i 20 minutter Ifølge målinger av dråpestør-relsen ved bruk av et "Coulter Multisizer 11"-instrument bestemte man at over 90 % av råoljen var dispergert i form av en olje-i-vann-emulsjon. Etter at kontakten hadde vart i 20 minutter, stanset man rysteanordningen, og emulsjonen fikk stå. I løpet av 10 minutter avstabiliserte emulsjonen seg, og en gulaktig nedre vandig fase skilte seg ut. Den vandige fase med pH 8,0 og den behandlede olje ble sepa-rert Den vandige fase ble brukt på nytt ved å gjenta det ovenfor beskrevne eksperiment (Eksempel 2) under tilsetning av en fersk batch på 20 g Bolobo 2/4-råolje To behandlede råoljeprøver ble generert fra eksperimentet 25 g of Bolobo 2/4 (Chad crude oil) was added to 80 ml of 1.5% by weight NaOH solution in a separatory funnel. The oil/water mixture was gently shaken on an arm shaker for 20 minutes. According to droplet size measurements using a "Coulter Multisizer 11" instrument, it was determined that over 90% of the crude oil was dispersed in the form of an oil-in-water -emulsion. After the contact had lasted for 20 minutes, the shaker was stopped and the emulsion was allowed to stand. Within 10 minutes the emulsion destabilized and a yellowish lower aqueous phase separated. The aqueous phase of pH 8.0 and the treated oil were separated. The aqueous phase was reused by repeating the experiment described above (Example 2) adding a fresh batch of 20 g of Bolobo 2/4 crude oil Two treated crude oil samples were generated from the experiment
Prøve nr 1, hvor den sure råolje ble behandlet med ferskt vandig NaOH Sample no. 1, where the sour crude oil was treated with fresh aqueous NaOH
Prøve nr. 2, hvor en andre batch sur råolje ble behandlet med en gjenbrukt vandig fase. Sample No. 2, where a second batch of sour crude oil was treated with a reused aqueous phase.
Begge de behandlede råoljeprøver ble sentrifugert for å fjerne rester av vandig fase, og ble deretter analysert ifølge AS TM D-664-metoden En 100 % nøytralisasjon av syren ble observert. De tilsvarende vandige faser fra prøve nr. 1 og nr 2 ble nøytralisert med konsentrert HCl til pH = 3, og petroleumssyrene ble utfelt De utfelte syrer ble eks-trahert med metylenklorid og analysert ved infrarød spek-troskopi. En karakteristisk IR-absorpsjon ved 1703 cm"<1> ble observert, hvilket bekreftet en ekstrahering av naftensyre inn i den vandige fase Both treated crude oil samples were centrifuged to remove residual aqueous phase, and were then analyzed according to the AS TM D-664 method. A 100% neutralization of the acid was observed. The corresponding aqueous phases from samples no. 1 and no. 2 were neutralized with concentrated HCl to pH = 3, and the petroleum acids were precipitated. The precipitated acids were extracted with methylene chloride and analyzed by infrared spectroscopy. A characteristic IR absorption at 1703 cm"<1> was observed, confirming an extraction of naphthenic acid into the aqueous phase
Eksempel 2 Example 2
Fremgangsmåten fra eksempel 1 ble gjentatt ved bruk av ammoniumhydroksid i stedet for natriumhydroksid. Man obser-verte ingen nedsatt surhet eller ekstrahering av syre inn i den vandige fase. The procedure from Example 1 was repeated using ammonium hydroxide instead of sodium hydroxide. No reduced acidity or extraction of acid into the aqueous phase was observed.
Eksempel 3 Example 3
Fremgangsmåten fra eksempel 1 ble gjentatt ved bruk av tetrabutylammoniumhydroksid istedenfor natriumhydroksid. En stabil, ubrytbar emulsjon ble dannet. Den behandlede råolje kunne ikke separeres fra den vandige fase. The procedure from Example 1 was repeated using tetrabutylammonium hydroxide instead of sodium hydroxide. A stable, unbreakable emulsion was formed. The treated crude oil could not be separated from the aqueous phase.
Eksempel 4 Example 4
En Chad-råolje (Kome 6/1) med høyt kalsiuminnhold (916 ppm) og høy surhet ble underkastet fremgangsmåten fra eksempel 1 I tillegg til en nedsatt surhet, ble kalsiuminnholdet i den behandlede råolje nedsatt fra 800 ppm til 32 ppm (96 % nedsatt kalsiuminnhold). Et kalsiumholdig sjikt dannet seg mellom den behandlede råolje og den vandige fase når den ustabile emulsjon ble brutt A Chad crude oil (Kome 6/1) with a high calcium content (916 ppm) and high acidity was subjected to the procedure of Example 1 In addition to a reduced acidity, the calcium content of the treated crude oil was reduced from 800 ppm to 32 ppm (96% reduced calcium content). A calcium-containing layer formed between the treated crude oil and the aqueous phase when the unstable emulsion was broken
Claims (10)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US86646297A | 1997-05-30 | 1997-05-30 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO982388D0 NO982388D0 (en) | 1998-05-26 |
| NO982388L NO982388L (en) | 1998-12-01 |
| NO316075B1 true NO316075B1 (en) | 2003-12-08 |
Family
ID=25347678
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19982388A NO316075B1 (en) | 1997-05-30 | 1998-05-26 | Process for the treatment of crude oil |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0881274B1 (en) |
| AU (1) | AU740689B2 (en) |
| BR (1) | BR9801716A (en) |
| DE (1) | DE69817080T2 (en) |
| ID (1) | ID20373A (en) |
| MY (1) | MY121296A (en) |
| NO (1) | NO316075B1 (en) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6030523A (en) * | 1997-05-30 | 2000-02-29 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for neutralization of petroleum acids (LAW810) |
| GB9912842D0 (en) * | 1999-06-02 | 1999-08-04 | Bp Exploration Operating | Process for reducing the acidity of oil |
| US6454936B1 (en) * | 2001-03-09 | 2002-09-24 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Removal of acids from oils |
| WO2008155333A1 (en) | 2007-06-20 | 2008-12-24 | Akzo Nobel N.V. | A method for preventing the formation of calcium carboxylate deposits in the dewatering process for crude oil/water streams |
| MY164238A (en) * | 2012-07-27 | 2017-11-30 | Petroliam Nasional Berhad (Petronas) | A process of desalting crude oil |
| EP2981593B1 (en) | 2013-04-06 | 2021-03-24 | Agilyx Corporation | Method for conditioning synthetic crude oil |
| CN110407686B (en) * | 2019-06-27 | 2022-03-04 | 五矿（北京）稀土研究院有限公司 | Method for separating naphthenic acid from mixed organic matter |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2229995A (en) * | 1939-05-05 | 1941-01-28 | Shell Dev | Process for removing acid components from hydrocarbon distillates |
| US2662062A (en) * | 1950-08-26 | 1953-12-08 | Standard Oil Dev Co | Resolving emulsions |
| US3806437A (en) * | 1973-03-22 | 1974-04-23 | Petrolite Corp | Treatment of petroleum distillates containing naphthenic acids |
| FR2388037A1 (en) * | 1977-04-20 | 1978-11-17 | Raffinage Cie Francaise | PERFECTED PROCESS FOR DESALTING CRUDE OIL AND DEVICES FOR IMPLEMENTING THE SAID PROCESS |
| US4199440A (en) * | 1977-05-05 | 1980-04-22 | Uop Inc. | Trace acid removal in the pretreatment of petroleum distillate |
| GB8431013D0 (en) * | 1984-12-07 | 1985-01-16 | British Petroleum Co Plc | Desalting crude oil |
| RU2167909C2 (en) * | 1995-08-25 | 2001-05-27 | Экссон Рисерч энд Энджиниринг Компани | Method of reducing acidity and corrosion activity of crude oil stock |
-
1998
- 1998-05-18 DE DE69817080T patent/DE69817080T2/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-05-18 EP EP19980303913 patent/EP0881274B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-05-19 MY MYPI9802222 patent/MY121296A/en unknown
- 1998-05-26 NO NO19982388A patent/NO316075B1/en not_active IP Right Cessation
- 1998-05-27 BR BR9801716A patent/BR9801716A/en not_active Application Discontinuation
- 1998-05-28 AU AU69062/98A patent/AU740689B2/en not_active Ceased
- 1998-05-29 ID IDP980798A patent/ID20373A/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO982388D0 (en) | 1998-05-26 |
| MY121296A (en) | 2006-01-28 |
| EP0881274A2 (en) | 1998-12-02 |
| NO982388L (en) | 1998-12-01 |
| EP0881274B1 (en) | 2003-08-13 |
| DE69817080T2 (en) | 2004-06-17 |
| AU6906298A (en) | 1998-12-03 |
| AU740689B2 (en) | 2001-11-08 |
| EP0881274A3 (en) | 1999-02-10 |
| ID20373A (en) | 1998-12-03 |
| DE69817080D1 (en) | 2003-09-18 |
| BR9801716A (en) | 1999-12-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2208622C2 (en) | Removal of naphthenic acids from oil feedstock and distillates | |
| US8372270B2 (en) | Additives to enhance metal removal in refinery desalting processes | |
| US4722781A (en) | Desalting process | |
| US6627069B2 (en) | Method for reducing the naphthenic acid content of crude oil and its fractions | |
| US20080179221A1 (en) | Process for Removing Nickel and Vanadium From Hydrocarbons | |
| JP2002509979A (en) | Removal of naphthenic acid from crude and distillate oils | |
| EP0298610A2 (en) | Extraction of oil from stable oil-water emulsions | |
| AU758916B2 (en) | Process for neutralization of petroleum acids | |
| WO1997008275A1 (en) | Process for neutralization of petroleum acids using overbased detergents | |
| NO316075B1 (en) | Process for the treatment of crude oil | |
| CA2166577C (en) | Process for removing chlorides from crude oil | |
| CA2404267A1 (en) | Method for reducing the naphthenic acid content of crude oil and its fractions | |
| AU2001249542A1 (en) | Method for reducing the naphthenic acid content of crude oil and its fractions | |
| US9523043B2 (en) | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids | |
| US5643439A (en) | Process for neutralization of petroleum acids using alkali metal trialkylsilanolates | |
| US5552036A (en) | Process for reducing the level of sulfur in a refinery process stream and/or crude oil | |
| US2048784A (en) | Process for treating alkali wash liquors | |
| US4879014A (en) | Removal of organic acids from freshly produced bitumen | |
| EP0924284B1 (en) | Method of decreasing acidity of crude oils and fractions | |
| NO167899B (en) | PROCEDURE FOR TREATING USED FILTER MEDIA | |
| NO123808B (en) | ||
| MXPA00008363A (en) | Process to upgrade crude oils by destruction of naphthenic acids, removal of sulfur and removal of salts |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |