NO317557B1 - Termisk spaltning av naftensyrer - Google Patents
Termisk spaltning av naftensyrer Download PDFInfo
- Publication number
- NO317557B1 NO317557B1 NO19973684A NO973684A NO317557B1 NO 317557 B1 NO317557 B1 NO 317557B1 NO 19973684 A NO19973684 A NO 19973684A NO 973684 A NO973684 A NO 973684A NO 317557 B1 NO317557 B1 NO 317557B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- feed
- tan
- input
- approx
- crude oil
- Prior art date
Links
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 title description 10
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 title 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 28
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 14
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 8
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 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 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 6
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 5
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 2
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 2
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- 125000004178 (C1-C4) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical class [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 1
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000002683 reaction inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by heating, cooling, or pressure treatment
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
- Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock
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)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Description
OPPFINNELSENS OMRÅDE
Foreliggende oppfinnelse vedrører spalting av naftensyrer som er til stede i råoljer. Mer spesielt vedrører oppfinnelsen en termisk, ikke katalytisk behandling for spalting av naftensyrer.
OPPFINNELSENS BAKGRUNN
Tilstedeværelse av relativt høye nivåer av petroleumsyre, det vil si naftensyrer, i råoljer eller i fraksjoner derav, er en stor ulempe for petroleumsraffinører, og mer nylig
også for produsentene. I det vesentlige er disse syrer, som finnes i større eller mindre grad i alle råoljer, korrosive og har en tendens til å forårsake sammenbrudd av utstyr, og kan føre til høye vedlikeholdskostnader, oftere vedlikehold enn det som ellers ville være nødvendig, nedsatt
produktkvalitet og kan forårsake miljøavfallsproblemer.
Det eksisterer en meget stor mengde litteratur, både paten-ter og publikasjoner, som vedrører naftensyrefjerning ved omdannelse eller absorpsjon. Eksempelvis kan mange vandige materialer tilsettes råoljer og råfraksjoner for å omdanne naftensyrematerialer til eksempelvis salter som enten kan fjernes eller er mindre korrosive. Andre fremgangsmåter for naftensyrefjerning er også velkjent, innbefattende absorb-sjon, eksempelvis på zeolitter. Ytterligere er en vanlig praksis for å overkomme naftensyreproblemene å anvende kostbare legeringsmaterialer i raffinerier eller i produsentutstyr, som vil motstå de relativt høye naften-syrekonsentrasj oner.
En annen vanlig praksis innbefatter blanding av råoljer med høyt totalt syretall (TAN) med råoljer med lavere TAN, sistnevnte er imidlertid meget mer kostbar enn den først-nevnte. En referanse, Lazar et al (USP 1.953.353} angir naftensyrespalting av rester etter destillasjon eller des-tillater, utført ved atmosfæretrykk ved temperaturer i området 315-400 grader. Imidlertid gjenvinnes kun C02 som det eneste gassformige ikke-hydrokarbon naftensyrespal-tingsprodukt og antyder ingen mulighet for å utføre reak-sjonen med kontinuerlig gjennomspyling av en inert gass for å unngå oppbygning av reaksjonshemmere. Imidlertid eksisterer det et behov for eliminering eller i det minste i det vesentligste en nedsatt petroleumssyrekonsentrasjon i råoljer og i fraksjoner derav som er billig og raffinerivennl-ig, og spesielt råoljer eller fraksjoner hvor det totale syretall (TAN) er over ca. 2 mg KOH/g olje, bestemt i henhold til ASTM metode D-664.
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN
I henhold til foreliggende oppfinnelse kan petroleumssyre-konsentrasjonen i innmatinger inneholdende slike syrer i vesentlig grad nedsettes, eller i det minste reduseres til det nivå hvor disse innmatinger kan behandles i vanlige karbon stålbeholdere, ved termisk behandling av innmatingen for derved å spalte syrene. Følgelig kan TAN nedsettes vesentlig. I henhold til oppfinnelsen betyr termisk behandling, i tillegg til den normale betydning, også fravær av enhver katalysator for å fremme omdannelse av naftensyre, samt fravær av ethvert materiale tilsatt for å reage-re med eller kompleksbinde naftensyrene, fravær av absor-benter for naftensyre, det vil si i fravær av et hvilket som helst materiale som anvendes i den hensikt å fjerne naftensyrer.
Varmebehandlingen utgjør oppvarming av innmatingen til en temperatur på minst 205 °C, fortrinnsvis minst 315 °C i en tidsperiode tilstrekkelig til å vesentlig redusere innmatingens TAN under kontinuerlig bortspyling av eventuelle tilstedeværende inhibitorer eller inhibitorer dannet under spaltingen. Inhibitorene er hovedsakelig vanndamp, for-sterket ved tilstedeværelse av C02 og/eller CO. Varmebehandlingsprosessen er naturligvis tid-temperatur-avhengig straks grensetemperaturnivået er nådd. Således er høyere temperaturer også nyttige med den tilsvarende nedsettelse av oppholdstiden ved disse høye temperaturer. Imidlertid, som følge av innmatingens natur, bør en for tidlig krakking av tilstedeværende hydrokarboner unngås eller nedsettes, for eksempel basert på innmatingen, produseres mindre enn 0,5 vekt% gassformige hydrokarbonprodukter og fortrinnsvis produseres, basert på innmatingen, mindre enn 0,2 vekt% gassformige hydrokarbonprodukter. Gassene som dannes er hovedsakelig vanndamp, C02 og CD som følge av spaltingen av naftensyrene. Andre gasser som kan dannes ved et meget lavt krakkenivå innbefatter lette hydrokarbongasser, eksempelvis C1-C4 alkyler eller isoal-kyler, og hydrogen i små mengder.
Foreliggende fremgangsmåte omhandler derved en fremgangsmåte for å redusere det totale syretall (TAN) for hel råolje eller råoljefraksjonsinnmating, omfattende å a) termisk behandle innmatingen i en behandlingssone ved en temperatur på minst 205 °C og ved et trykk i området 10 kPa-1 MPa i en tidsperiode tilstrekkelig til i det vesentlige å redusere TAN;
b) simultant under varmebehandlingen fjerne vanndamp, som vil inhibere TAN-reduksjonen, med en spylegass i en mengde
i området 0,2 - 356 1/1 regnet på innmatingen; og
c) simultant fjerne dannede gassformige reaksjonsprodukter, vann, CO, C02 og lette hydrokarboner fra behandlingssonen.
Foreliggende fremgangsmåte nedsetter TAN til nivåer på mindre en ca. 1,5 mg KOH/g, mer foretrukket mindre enn rundt 1 mg KOH/mg olje og ytterligere mer foretrukket mindre enn rundt 0,5 mg KOH/mg olje bestemt i henhold til ASTM D-664.
KORT BESKRIVELSE AV FIGUREN
Figur l viser TAN-nedsettelse avsatt mot vann, for eksempel 4.
BESKRIVELSE AV FORETRUKNE UTFØRELSESFORMER
Innmatinger som effektivt kan behandles med denne varmebe-handlingsprosess innbefatter innmatinger inneholdende naftensyrer, så som hele råoljer eller råoljefraksjoner.
Råoljefraksjoner som kan behandles kan være rester etter destillasjon ved atmosfæretrykk (fordi få naftensyrer er til stede i 204 °C nafta), atmosfærerester og vakuumgassoljer, eksempelvis 340-565 °C. Foretrukne innmatninger om-fatter hele eller rester etter destillasjon ved atmosfæretrykk og vakuumgassoljer, spesielt de førstnevnte.
Innmatingen kan behandles ved overatmosfærisk, atmosfærisk eller underatmosfærisk trykk, eksempelvis 0,1-ATM, fortrinnsvis mindre enn 15 atm og mer foretrukket 0,1-100 atm, og fortrinnsvis i en inert atmosfære, eksempelvis nitrogen eller andre ikke-oksiderende gasser. Fordi varmebehandlingen fører til syrespalting, må det gis muligheter for ventilering av gassformige spaltingsprodukter, eksempelvis H20 damp, C02 og CO, så vel som minimale mengder krakkeprodukter, hvis passende. Det er spesielt nødvendig å kontinuerlig sveipe bort vanndamp dannet ved syrespal-tingen, eller som opprinnelig er til stede i innmatingen, for å nedsette inhibering av syrespaltingsprosessen. Eventuelle lettkokende eller lettkrakkede hydrokarbonprodukter kan fjernes ved kondensasjon, og om ønskelig rekombineres med den behandlede innmating. I praksis kan "soaking drums" med ventilasjonsmuligheter anvendes for å utføre varmebehandlingsprosessen. I en foretrukket utførelsesform kan C02 og CO også spyles bort. Denne spylegass kan være naturgass eller andre lette hydrokarbongasser som generelt er tilgjengelige i raffinerier eller produksjonsfasili-teter. Sveipehastighetene for spylegassen ligger i området 0,2-356 1/1 innmating (1-2000 SCF/Bbl). Fortrinnsvis vil de gassformige produkter fjernes fra reaksjonssonen slik at CO+C02 partialtrykket er under 3,5 kPa manometertrykk og H20 partialtrykket er under ca. 1,4 kPa manometertrykk.
Mens behandlingene er tid-temperaturavhengige, ligger tem-peraturene fortrinnsvis i området 315-480 °C, mer foretrukket 370-427 °C. Behandlingstidene (oppholdstid ved temperaturen) kan variere innen vide grenser og er inverst rela-tert til temperaturen, eksempelvis 30 s til ca. 10 t, fortrinnsvis 1-90 minutter og mer foretrukket 30-90 minutter. For en gitt temperatur vil naturligvis lengre tider generelt resultere i lavere TAN-verdier, under hensyntagen til at man ikke må overskride de tidligere nevnte krakke-nivåer.
Som tidligere nevnt kan "soaking drums" anvendes for å ut-føre prosessen enten på satsvis eller kontinuerlig basis. Fagmannen vil lett kunne forestille seg rørreaksjoner for å utføre fremgangsmåten.
De følgende eksempler illustrerer oppfinnelsen.
EKSEMPEL 1
Forsøk som ble utført i en åpen reaktor (alle, hvis intet annet er angitt) innbefattet destillasjonsutstyr tilsvarende det beskrevet i ASTM D-2892 eller ASTM D-5236. Ca. 300 g av en prøve av en 315 °C+ -del av råolje ble plassert i en destillasjonsflaske (hel råolje, som lett kan anvendes, ble ikke anvendt for å forhindre fysiske tap av 315 °C- -delen av prøven). Prøven ble raskt oppvarmet til den ønskelige temperatur og holdt i denne temperatur i opptil 6 timer under en inert atmosfære som eksempelvis nitrogen. Omrøring ble effektuert enten ved å boble nitrogen gjennom prøven og fortrinnsvis ved omrøring med en magnetisk røre-stav. Alikvote deler ble trukket fra periodisk for TAN-bestemmelser.
I en serie forsøk ble en 315 °C+ -fraksjon av en Afrikansk råolje (Bolobo) underkastet 6 timer varmebehandlinger {heat soaks) innen et temperaturområde fra 204 °C til 343 °C, av-brutt av avkjøling over natten til romtemperatur i 3 etterfølgende døgn. Disse forsøk ble utført ved atmosfæretrykk og under nitrogenatmosfære. Varmebehandlingen skjedde i rekkefølge: den første time ved 204 °C, den andre time ved 232 °C, den tredje time ved 260 °C, den fjerde time under 288 °C, den femte time ved 315 °C og den sjette time ved 343 °C. Prøven ble avkjølt til romtemperatur og fikk henstå over natten før alikvote deler ble tatt ut. Naftensyreinnholdet ble overvåket ved TAN initialt etter hvert døgn. Resultatene er vist i den etterfølgende tabell 1.
TAN-verdien avtok nesten lineært i løpet av disse forsøk.
EKSEMPEL 2
I en serie forsøk ble varmespalting av naftensyre utført i åpne og lukkede reaktorer. I den åpne reaktor kunne dannet gass langsomt avgå, men i den lukkede reaktor ble dannede gasser bibeholdt. TAN-reduksjonen og dannet gass ble bestemt og resultatene er vist i den etterfølgende tabell 2. Den lukkede reaktor bestod av rørbomber (25 g olje i 65 cm<3 >reaktorvolum), eller minibomber (5 g olje i 12 cm<3> reaktorvolum).
Resultatene viste at i lukkede systemer ble ingen TAN-reduksjon oppnådd, hvilket antyder at den dannede trykk-økningen forhindrer syrespalting. En direkte sammenligning mellom åpent og lukket system, i forsøkene 4 og 5, viste en bedre enn 50% økning i TAN-nedsettelse for det åpne system i forhold til det lukkede system.
EKSEMPEL 3
I en annen serie forsøk ble termisk spalting av naftensyrer utført i en autoklav for å vise den gunstige effekt av å spyle gassformige produkter fra reaksjonssonen. I forsøk 1 ble dannet gass kontinuerlig spylt med helium i en mengde på 227 dm<3> (1275 SCF/Bbl, mens i forsøk 2 ble dannede gasser holdt tilbake slik at det maksimale trykk steg til 690 manometertrykk. TAN ble bestemt og resultatene blir vist i tabell 3. Resultatene underbygger at spyling av gasser fra reaksjonssonen resulterer i en signifikant forbedret TAN-reduksjon, 82 % i forhold til den initiale TAN-verdi på 5,3. I motsetning ble kun 45 % TAN-nedsettelse oppnådd uten noen gassspyling.
EKSEMPEL 4
I en annen serie med autoklavforsøk ble effekten av inhibering ved vanndamp i nærvær og fravær av C02 og CO under-søkt med hensyn til TAN-nedsettelse ved varmebehandling. Resultatene er vist i tabell 4. I hvert av forsøkene var det estimerte vannpartialtrykk (H20, kPa manometertrykk) som følge av TAN-omdannelsen i mindre enn 1,4 {til forsk-jell fra tilsatt vann). I forsøk 1, uten tilsatt vann hvor karbonoksidene kun opp-stod som følge av spalting av naftensyre, var den høyeste TAN-nedsettelse på 86,2% oppnådd for disse prøvene. I for-søk 2, forsøk 3 og forsøk 4 ble vanndamp tilsatt spylegassen i økende mengder, hvilket resulterte i progressivt mindre TAN-nedsettelse enn for basistilfellet. I forsøk 5, forsøk 6 og forsøk 7 ble tilsvarende mengder vann tilsatt sammen med henholdsvis C02, CO og C02 + CO. De tre for-søkene viste en lavere prosentvis TAN-nedsettelse sammen-lignet med referanseforsøk 2.
Disse effekter kan lett sees i figur 1, som grafisk viser TAN prosentvise nedsettelse mot tilsatt H20 i g/min, under anvendelse er resultatene fra tabell 4.
Claims (17)
1. Fremgangsmåte for å redusere det totale syretall (TAN) for hel råolje eller råoljefraksjonsinnmating, karakterisert ved a) termisk behandle innmatingen i en behandlingssone ved en temperatur på minst 205 °C og ved et trykk i området 10 kPa-1 MPa i en tidsperiode tilstrekkelig til i det vesentlige å redusere TAN; b) simultant under varmebehandlingen fjerne vanndamp, som vil inhibere TAN-reduksjonen, med en spylegass i en mengde i området 0,2 - 356 1/1 regnet på innmatingen og c) simultant fjerne dannede gassformige reaksjonsprodukter, vann, CO, C02 og lette hydrokarboner fra behandlingssonen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de gassformige reaksjonsprodukter fjernes slik at CO pluss C02 partialtrykket er mindre enn 3,5' kPa {0,5 psia) og part i al trykket for vann er mindre enn 1,4 kPa (0,2 psia).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at i det vesentlige alt av gassformige reaksjonsprodukter fjernes fra behandlingssonen.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det som innmatingen er avvannet råolje.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at innmatingen har en TAN-verdi overstigende 2 mg KOH/g innmating.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at den termisk behandlede innmating har en TAN-verdi mindre enn ca. 1,5 mg KOH/g innmating.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at behandlingstempera-turen er minst ca. 315°C.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at behandlingstempera-turen ligger i området 315-480°C.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at behandlingstiden ligger i området 1 min. til 10 timer.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at den termisk behandlede innmating har en TAN-verdi mindre enn ca. 1,0 mg KOH/g innmating.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvori innmatingen er hel råolje.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at innmatingen er direkte destillert råolje.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at innmatingen er en atmosfærisk rest.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at innmatingen er en 340-565°C vakuumgassolje.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at basert på innmatingen er den mindre enn ca. 0,5 vekt% dannede gassformige hydrokarbonprodukter i gassfasen.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor behandlingstrykket er ca. 100 kPa.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de lette hydrokarboner er Ci til C4.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US39072995A | 1995-02-17 | 1995-02-17 | |
US57104995A | 1995-12-12 | 1995-12-12 | |
PCT/US1996/001817 WO1996025471A1 (en) | 1995-02-17 | 1996-02-09 | Thermal decomposition of naphthenic acids |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO973684L NO973684L (no) | 1997-08-11 |
NO973684D0 NO973684D0 (no) | 1997-08-11 |
NO317557B1 true NO317557B1 (no) | 2004-11-15 |
Family
ID=27013257
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19973684A NO317557B1 (no) | 1995-02-17 | 1997-08-11 | Termisk spaltning av naftensyrer |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0809683B1 (no) |
JP (1) | JP3827723B2 (no) |
CN (1) | CN1125868C (no) |
CA (1) | CA2212775C (no) |
DE (1) | DE69616985T2 (no) |
DK (1) | DK0809683T3 (no) |
NO (1) | NO317557B1 (no) |
WO (1) | WO1996025471A1 (no) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DK0948581T3 (da) * | 1995-10-20 | 2004-08-16 | Exxonmobil Res & Eng Co | Viskositetsreduktion gennem varme-induceret naphthensyrenedbrydning i carbonhydridolier |
JP4283988B2 (ja) * | 1997-08-29 | 2009-06-24 | エクソンモービル リサーチ アンド エンジニアリング カンパニー | 原油の全酸価を低減させるためのプロセス |
US6086751A (en) * | 1997-08-29 | 2000-07-11 | Exxon Research And Engineering Co | Thermal process for reducing total acid number of crude oil |
WO1999010451A1 (en) * | 1997-08-29 | 1999-03-04 | Exxon Research And Engineering Company | Process for reducing total acid number of crude oil |
US5928502A (en) * | 1997-08-29 | 1999-07-27 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for reducing total acid number of crude oil |
US5891325A (en) * | 1998-08-11 | 1999-04-06 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for reducing total acid number of crude oil |
CN1814704A (zh) * | 2005-01-31 | 2006-08-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深度脱除含酸原油中石油酸的方法 |
JP5506139B2 (ja) * | 2007-01-18 | 2014-05-28 | Jx日鉱日石エネルギー株式会社 | 化学装置に対する腐食を低減する方法 |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1953353A (en) * | 1930-08-19 | 1934-04-03 | Associated Oil Company | Process of treating hydrocarbon oils |
US2186425A (en) * | 1937-01-04 | 1940-01-09 | Shell Dev | Process for removing naphthenic acids from hydrocarbon oils |
US2227811A (en) * | 1938-05-23 | 1941-01-07 | Shell Dev | Process for removing naphthenic acids from hydrocarbon oils |
US5250175A (en) * | 1989-11-29 | 1993-10-05 | Seaview Thermal Systems | Process for recovery and treatment of hazardous and non-hazardous components from a waste stream |
-
1996
- 1996-02-09 CA CA002212775A patent/CA2212775C/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-02-09 EP EP96907036A patent/EP0809683B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-02-09 CN CN96191970A patent/CN1125868C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1996-02-09 WO PCT/US1996/001817 patent/WO1996025471A1/en active IP Right Grant
- 1996-02-09 DE DE69616985T patent/DE69616985T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1996-02-09 DK DK96907036T patent/DK0809683T3/da active
- 1996-02-09 JP JP52503996A patent/JP3827723B2/ja not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-08-11 NO NO19973684A patent/NO317557B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0809683A1 (en) | 1997-12-03 |
JP3827723B2 (ja) | 2006-09-27 |
DK0809683T3 (da) | 2002-03-04 |
WO1996025471A1 (en) | 1996-08-22 |
EP0809683B1 (en) | 2001-11-14 |
CN1175972A (zh) | 1998-03-11 |
NO973684L (no) | 1997-08-11 |
CN1125868C (zh) | 2003-10-29 |
CA2212775A1 (en) | 1997-11-02 |
DE69616985D1 (de) | 2001-12-20 |
CA2212775C (en) | 2007-04-17 |
JPH11500164A (ja) | 1999-01-06 |
DE69616985T2 (de) | 2002-05-29 |
EP0809683A4 (en) | 1998-12-23 |
NO973684D0 (no) | 1997-08-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5820750A (en) | Thermal decomposition of naphthenic acids | |
US4594141A (en) | Conversion of high boiling organic materials to low boiling materials | |
US3960708A (en) | Process for upgrading a hydrocarbon fraction | |
EP1062298B1 (en) | Thermal process for reducing total acid number of crude oil | |
US20100032340A1 (en) | Methods of Deresinating Crude Oils Using Carbon Dioxide | |
NO317557B1 (no) | Termisk spaltning av naftensyrer | |
CA2062348C (en) | Process for treating heavy crude oil | |
AU750406B2 (en) | Process for reducing total acid number of crude oil | |
KR100456033B1 (ko) | 열 소킹에 의해 유발된 나프텐산의 분해에 의한 탄화수소 오일의 점도감소 방법 | |
AU746315B2 (en) | Esterification of acidic crudes | |
TR201815716T4 (tr) | Bir hidrokarbon-bazlı ağır kalıntının işlenmesine yönelik proses. | |
CN109321274B (zh) | 一步法从费托蜡渣中回收石蜡同时钝化灭活催化剂的工艺 | |
KR100451614B1 (ko) | 나프텐산의 열분해 방법 | |
US4505810A (en) | Hydrogen tetrachloroaluminate as a co-catalyst with sodium tetrachloroaluminate for the conversion of heavy hydrocarbons | |
MXPA96003335A (en) | Thermal decomposition of acids nafteni | |
KR102384857B1 (ko) | 원유 정제를 위한 원-스텝 저온 공정 | |
US1940050A (en) | Process for obtaining refined hydrocarbons from heavy unrefined hydrocarbons | |
JP3250950B2 (ja) | エマルジョンの熱改質方法 | |
MXPA98002426A (en) | Reduction of viscosity by decomposition of nafety acid, induced by heat infiltration, in hydrocarbon oils | |
CA1275958C (en) | Treatment of petroleum derived organic sludges and oil residues | |
CA2578864A1 (en) | Method for desulfurization of heavy oil | |
JPH09137176A (ja) | エマルジョンの熱化学改質法 | |
NO170345B (no) | Apparat for mating av treflis | |
JPH01279990A (ja) | 石炭からの芳香族化合物の製造方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |