NO325474B1 - Fremgangsmate for a ekstrahere organiske syrer fra en utgangsraolje - Google Patents
Fremgangsmate for a ekstrahere organiske syrer fra en utgangsraolje Download PDFInfo
- Publication number
- NO325474B1 NO325474B1 NO20004808A NO20004808A NO325474B1 NO 325474 B1 NO325474 B1 NO 325474B1 NO 20004808 A NO20004808 A NO 20004808A NO 20004808 A NO20004808 A NO 20004808A NO 325474 B1 NO325474 B1 NO 325474B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- crude oil
- amine
- water
- organic acids
- oil
- Prior art date
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims description 92
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 title claims description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 37
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 title claims description 33
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 73
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical class O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 46
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 39
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 claims description 30
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 23
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 21
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 21
- -1 amine salt Chemical class 0.000 claims description 20
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 18
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 10
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 9
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 7
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 150000007529 inorganic bases Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims description 5
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims description 3
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 claims description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 36
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 36
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 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 13
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 13
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 5
- GFIWSSUBVYLTRF-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxyethylamino)ethylamino]ethanol Chemical compound OCCNCCNCCO GFIWSSUBVYLTRF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- RPKLZQLYODPWTM-KBMWBBLPSA-N cholanoic acid Chemical compound C1CC2CCCC[C@]2(C)[C@@H]2[C@@H]1[C@@H]1CC[C@H]([C@@H](CCC(O)=O)C)[C@@]1(C)CC2 RPKLZQLYODPWTM-KBMWBBLPSA-N 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 3
- 238000004128 high performance liquid chromatography Methods 0.000 description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000001644 13C nuclear magnetic resonance spectroscopy Methods 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005033 Fourier transform infrared spectroscopy Methods 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 2
- 239000012729 immediate-release (IR) formulation Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 2
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Inorganic materials [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 2
- HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 1-aminopropan-2-ol Chemical compound CC(O)CN HXKKHQJGJAFBHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXLBZYRJOGUGLR-UHFFFAOYSA-N 2,2-bis(prop-2-enoyloxymethyl)butyl prop-2-enoate prop-2-enoic acid Chemical compound OC(=O)C=C.CCC(COC(=O)C=C)(COC(=O)C=C)COC(=O)C=C KXLBZYRJOGUGLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BLFRQYKZFKYQLO-UHFFFAOYSA-N 4-aminobutan-1-ol Chemical compound NCCCCO BLFRQYKZFKYQLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- WUGQZFFCHPXWKQ-UHFFFAOYSA-N Propanolamine Chemical compound NCCCO WUGQZFFCHPXWKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000005686 electrostatic field Effects 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940102253 isopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N isopropylamine Chemical compound CC(C)N JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 238000004525 petroleum distillation Methods 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- BHRZNVHARXXAHW-UHFFFAOYSA-N sec-butylamine Chemical compound CCC(C)N BHRZNVHARXXAHW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- YBRBMKDOPFTVDT-UHFFFAOYSA-N tert-butylamine Chemical compound CC(C)(C)N YBRBMKDOPFTVDT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing 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
- C10G21/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents
- C10G21/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by extraction with selective solvents characterised by the solvent used
- C10G21/12—Organic compounds only
- C10G21/20—Nitrogen-containing compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G19/00—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment
- C10G19/02—Refining hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by alkaline treatment with aqueous alkaline solutions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G29/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, with other chemicals
- C10G29/20—Organic compounds not containing metal atoms
-
- 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
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/202—Heteroatoms content, i.e. S, N, O, P
- C10G2300/203—Naphthenic acids, TAN
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)
Description
OPPFINNELSENS OMRÅDE
Foreliggende oppfinnelse rettes mot fjerningen av organiske syrer, særlig naftensyrer, i råoljer, råoljeblandinger og råoljedestillater ved å anvende en spesifikk klasse av sam-mensetninger .
OPPFINNELSENS BAKGRUNN
Råoljer med høyt totalt syretall (Total Acid Number = TAN) blir satt ned med $ 0,50/TAN/BBL. Drivkraften som ligger til grunn for nedstrømsindustriens utvikling av teknologier for reduksjon av TAN, er muligheten for raffinering av bil-lige råoljer. For oppstrømsdrivkraftens del er det å forbedre markedsverdien av høy-TAN-råoljer.
Den inneværende tilnærmelsen for å raffinere syreholdige råoljer er å blande de syreholdige råoljene med ikke-syreholdige råoljer, slik at blandingens TAN ikke er høyere enn omkring 0,5. De fleste store oljeselskaper anvender denne tilnærmelsen. Ulempen med denne tilnærmelsen er at den begrenser mengden av syreholdig råolje som kan behandles. I tillegg er det kjent teknikk å behandle råoljene med uorga-niske baser så som kalium og natriumhydroksid for nøytrali-sering av syrene. Denne tilnærmelsesmåten, imidlertid, dan-ner emulsjoner som er svært vanskelige å bryte, og i tillegg etterlater den kalium eller natrium i den behandlede råoljen. Videre er slike tidligere teknikker begrenset av den molekylære vektrammen i syrene de er i stand til å fj erne.
Med den prosjekterte økningen av syreholdige råoljer på markedet (Chad, Venezuela, Nordsjøen) behøves nye teknologier for ytterligere å raffinere høyere TAN-råoljer og råoljeblandinger. Varmebehandling, slurry hydroprosessering og kalsiumnøytralisering er noen av de lovende tilnærmelsesmåtene som er oppstått. Imidlertid ekstraherer ikke disse teknologiene syrene fra råoljene. I stedet konverterer de syrene til produkter som forblir i råolj ene.
US patent nr. 4,752,381 rettes mot en fremgangsmåte for å nøytralisere den organiske syrligheten i petroleum og petroleumsfraksjoner for å produsere et nøytraliseringstall mindre enn 1,0. Fremgangsmåten involverer behandling av petroleumsfraksjonen med et monoetanolamin for dannelse av et aminsalt etterfulgt av oppvarming over en tid, og ved en temperatur tilstrekkelig for dannelse av et amid. Slike aminer vil ikke tåle de ønskede resultatene i den foreliggende oppfinnelsen siden de konverterer naftensyrene, mens den foreliggende oppfinnelsen ekstraherer og fjerner dem.
US patent nr. 2,424,158 er rettet mot en fremgangsmåte for fjerning av organiske syrer fra råoljer. Patentet bevirker et kontaktmiddel som er en organisk væske. Egnede aminer som omtales er mono-, di- og trietanolamin, så vel som metylamin, etylamin, n- og isopropylamin, n-butylamin, sec-butylamin, ter-butylamin, propanolamin, isopropanolamin, butanolamin, sec-butanolamin og ter-butanolamin. Slike aminer har blitt funnet å være ineffektive i ansøkerens oppfinnelse .
KORTFATTET BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
Den foreliggende oppfinnelsen rettes mot en fremgangsmåte for å ekstrahere organiske syrer fra en utgangsråolje, særpreget ved at den omfatter trinnene: (a) å behandle utgangsråoljen inneholdende naftensyrer med en mengde av et alkoksylert amin og vann under betingelser og over en tid og ved en temperatur tilstrekkelig for å danne en vann-i-olje emulsjon av aminsalt, hvori det alkoksylerte aminet velges fra gruppen bestående av alkoksylerte aminer som har følgende formler A og B:
hvor m + n = 2 til 50 og R er en lineær eller forgrenet alkylgruppe fra Ce til C20,
hvor x = 1 til 3 og y + z = 2 til 6, og hvori p + q = 0 til 15, blandinger av formel (A) og blandinger av formel (B), hvori utgangsråoljen velges fra gruppene bestående av råoljer, råoljeblandinger og råoljedestillater; og (b) å separere emulsjonen fra trinn (a) inn i flere lag, hvori et av disse lagene inneholder en behandlet råolje som har reduserte mengder organiske syrer; (c) å utvinne laget fra trinn (b) inneholdende råoljen som har en redusert mengde organiske syrer samt lag inneholdende vann og alkoksylert aminsalt; og alternativt å gjenvinne det alkoksylerte aminet ved: (d) å bringe laget eller fasen inneholdende alkoksylert aminsalt av organiske syrer i kontakt med en syre valgt fra gruppen omfattende mineralsyrer eller karbondioksid i en tilstrekkelig mengde og ved betingelser for å fremstille organiske syrer og et vandig lag; (e) å separere et øvre lag inneholdende organiske syrer og et lavere vandig lag; (f) å tilføre uorganisk base til det lavere vandige laget dersom trinn (d) benytter en mineralsyre, eller oppvarming
ved en temperatur og over en tid som er tilstrekkelige dersom trinn (d) benytter karbondioksid, for å heve lagets pH til mer enn eller lik 8; (g) å blåse en gass gjennom det vandige laget for å fremstille et skum inneholdende det alkoksylerte aminet; (h) å gjenvinne skummet inneholdende det alkoksylerte aminet.
Et videre aspekt ved oppfinnelsen er en fremgangsmåte for å ekstrahere organiske syrer fra en utgangsråolje særpreget ved at den utføres ved et brønnhode, og at utgangsråoljen innbefattes i en fullbrønnstrøm fra brønnhodet og omfatter å føre fullbrønnstrømmen til en separator for å danne en gasstrøm, en utgangsråolje inneholdende organiske syrer og en vannstrøm; å bringe utgangsråoljen i motstrømskontakt med en mengde av vannstrømmen ved tilstedeværelse av en mengde alkoksylert amin over en tid og ved en temperatur tilstrekkelig for å danne et aminsalt hvori det alkoksylerte aminet velges ut fra gruppen bestående av alkoksylerte aminer som har følgende formler (A) og (B): hvor m + n = 2 til 50 og R er en lineær eller forgrenet alkylgruppe fra Ce til C20 i et kontakttårn, over en tidsperiode og ved en temperatur tilstrekkelig for å danne en ustabil olje-i-vann emulsjon; og
hvor x = 1 til 3 og y + z = 2 til 6, og hvori p + q = 0 til 15, blandinger av formel (A) og blandinger av formel (B).
KORTFATTET BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
Figur 1 er et søylediagram som fremstiller TAN-reduksjonen av Gryfonråolje ved å anvende tertiære aminetoksylater som det behandlende middel, over en organisk syremolekylær vektramme (MW) fra 250 til 750. De sorte søylene er Gryfonråolje og de hvite søylene er tertiæraminbehandlet Gryfonråolje. Molekylvekten hos de organiske syrene vises på x-aksen, og u mol per gram på y-aksen. Figur 2 er et flytdiagram som fremstiller hvordan prosessen kan bli tilført eksisterende raffinerier. (1) er vann og alkoksylert amin, (2) er utgangs råolje, (3) er avsalteren, (4) er gjenvinningsenheten, (5) er den organiske syre-omdanningsenheten, (6) er behandlet råolje som har fått organiske syrer fjernet, (7) er nedre fase emulsjon, og (8) er produkter. Figur 3 er et flytdiagram som fremstiller tilføringen av den foreliggende oppfinnelse ved brønnhodet. (1) er en full brønnstrøm, (2) er en primærseparator, (3) er gass, (4) er råolje, (5) er behandlet (oppgradert) råolje, (6) er vann og organisk syre, (7) er et kontakttårn, (8) er alkoksylert amin, og (9) er vann. Figur 4 er et apparat som er anvendbart for å gjenvinne alkoksylerte aminer som er blitt anvendt for fjerning av naftensyrer fra en utgangsråolje. (1) er et lag eller fase inneholdende alkoksylert amin, (2) er et termometer, (3) er en lufteventil, (4) er en gradert kolonne for måling av skumhøyde, (5) er en gassdistributør, (6) er gass, (7) er hvor skummet spaltes, og (8) hvor det gjenvunne alkoksylerte aminet blir samlet.
DETALJERT BESKRIVELSE AV UTFØRELSESFORMER
I den foreliggende oppfinnelsen blir alkoksylerte aminer med følgende formler (A) og (B):
tilført til en utgangsråolje for fjerning av organiske syrer. Noen råoljer inneholder organiske syrer som generelt faller inn under kategorien naftensyrer og andre organiske syrer. Naftensyre er et generisk begrep anvendt for å iden-tifisere en blanding av organiske syrer som er til stede i en petroleumdestillasjonsrest. Naftensyrer kan være til stede enten alene eller i kombinasjon med andre organiske syrer, så som sulfonsyrer og fenoler. Derfor er den foreliggende oppfinnelsen spesielt egnet for ekstraksjon av naftensyrer.
De viktige karakteristikkene ved de alkoksylerte aminene er at aminet er blandbart i oljen som skal behandles, og at alkoksygruppene tildeler vannet egenskapene løselighet eller dispersjonsevne til saltene som dannes. Egnede alkoksylerte aminer inkluderer dodekylpentaetoksiamin. I den ovennevnte formelen er m+n 2 til 50, fortrinnsvis 5 til 15, og m og n er hele tall. R = lineær eller forgrenet alkyl med C8 til C20, fortrinnsvis Cio til Ci4. Egnede aminer for formel (B) inkluderer N,N'-bis(2-hydroksyetyl)etylendiamin. I den ovennevnte formelen er x = 1 til 3, og y+z = 2 til 6, og x, y og z er hele tall; p+q = 0 til 15, fortrinnsvis mellom 0 og 10. fortrinnsvis er p+q = 0. Blandinger av formel (A) og blandinger av formel (B) kan anvendes. I tillegg kan også blandinger av formel (A) med formel (B) være anvendbare.
I den foreliggende oppfinnelsen er organiske syrer, inkluderende naftensyrer som er fjernet fra utgangsråoljen eller blandinger, fortrinnsvis de som har molekylvektramme som spenner fra omkring 150 til omkring 800, mer foretrukket fra omkring 200 til omkring 750. Foreliggende oppfinnelse fortrinnsvis substansielt ekstraherer eller substansielt minsker mengden av naftensyrer som er til stede i utgangsråoljen. Med substansielt menes alle syrene unntatt spormengder. Imidlertid er det ikke nødvendig for substansielt alle syrene å bli fjernet, siden verdien av den behandlede råoljen er blitt øket selv om en porsjon av naftensyrene er fjernet. Ansøkere har funnet at mengden av naftensyrer kan bli redusert med minst omkring 70%, fortrinnsvis minst 90%, og mer foretrukket med minst omkring 95%.
Utgangsråoljer som anvendt her inkluderer råoljeblandinger og destillater. Fortrinnsvis vil utgangsråoljen være en hel råolje, men kan også være syreholdige fraksjoner av en hel råolje så som en vakuumgassolje. Utgangsråoljene behandles med en mengde av alkoksylerte aminer som er i stand til å danne et aminsalt med de organiske syrene som er til stede i utgangsråoljen. Dette vil typisk være den nødvendige mengden for å nøytralisere den ønskede mengden av syrer som er til stede. Typisk vil mengden av alkoksylert amin spenne fra 0,15 til 3 molare ekvivalenter basert på mengden av organiske syrer som er til stede i råoljen. Dersom man vel-ger å nøytralisere substansielt alle tilstedeværende naftensyrene, vil molaroverskudd av alkoksylert amin bli anvendt. Fortrinnsvis vil det anvendes 2,5 ganger mengden av naftensyre som er tilstede i råoljen. Molaroverskuddet muliggjør at høyere molekylvekt syrer kan fjernes. Foreliggende oppfinnelse er i stand til å fjerne naftensyrer som spenner i molekylvekt fra omkring 150 til 800, fortrinnsvis fra omkring 250 til omkring 750. Vektspennvidden for naftensyrer som fjernes kan variere oppover eller nedover fra numrene som presentert her, siden spennvidden er avhengig av sensitivitetsnivået på de analytiske midlene anvendt for å fastslå molekylvektene til naftensyrene som er blitt fj ernet.
De alkoksylerte aminene kan bli lagt til alene eller i kombinasjon med vann. Dersom lagt til i kombinasjon, kan en løsning av det alkoksylerte aminet og vann bli fremstilt. Fortrinnsvis blir 5 til 10% vann lagt til basert på mengden av råolje. Hvorvidt aminet legges til i kombinasjon med vannet eller før vannet, behandles råoljen en tid og ved en temperatur hvorved en vann-i-olje emulsjon av alkoksylerte aminsalter av organiske surer vil bli dannet. Kontakte-ringstider avhenger av naturen til utgangsråoljen som skal behandles, dens syreinnhold og mengden av alkoksylert amin tillagt. Reaksjonstemperaturen er enhver temperatur som vil påvirke reaksjon av det alkoksylerte aminet og naftensyrene som er beholdt i råoljen som skal behandles. Typisk er prosessen utført ved temperaturer fra omkring 20°C til omkring 220°C, fortrinnsvis omkring 25 til omkring 130°C, og mer foretrukket 25 til 80°C. Kontakttidene vil spenne fra omkring 1 minutt til 1 time, og fortrinnsvis fra omkring 3 til omkring 30 minutter. Trykk vil spenne fra atmosfærisk, fortrinnsvis fra omkring 60 psi, og mer foretrukket fra omkring 60 psi til omkring 1000 psi. For tyngre råoljer er de høyere temperaturene og trykkene ønskelige. Råoljen inneholdende saltene blandes så med vann, hvis trinnvis tilføring utføres ved en temperatur og en tid tilstrekkelig for dannelse av en emulsjon. Tidene og temperaturene forblir de samme for simultan tilføring og trinnvis tilføring av vannet. Dersom tilføringen gjøres simultant blir blandingen utført simultant med tilføringen ved temperaturene og tidene som beskrevet ovenfor. Det er ikke nødvendig for den simultane tilføringen å blande for en periode i tillegg til perioden hvor saltformasjonen finner sted. Behandling av utgangsråoljen inkluderer dermed både kontaktering og agitasjon for dannelse av en emulsjon, for eksempel blanding. Tyngre råoljer, slike som dem med API-indiser på 20 eller lavere og viskositeter større enn 200 cP ved 25°C, vil fortrinnsvis behandles ved temperaturer over 60°C.
Så snart vann-i-olje emulsjonen dannes, separeres den til en pluralitet av lag. Separeringen kan oppnås ved midler som er kjent for fagmenn. For eksempel sentrifugering, gra-vitasjonssynking og elektrostatisk separasjon. En pluralitet av lag blir resultatet fra separasjonen. Det er typisk tre lag som produseres. Det øverste laget innholder råoljen fra hvor syrene har blitt fjernet. Det midtre laget er en emulsjon inneholdende alkoksylerte aminsalter med høy- og mellomvekts syrer, mens bunnlaget er et vandig lag inneholdende alkoksylerte aminsalter med lavmolekylvekts syrer. Det øverste laget inneholdende behandlet råolje kan enkelt gjenvinnes av en fagmann. Dermed, ulikt fra behandlingene anvendt før, hvorved syrene blir konvertert til produkter som forblir i oljen, fjerner den foreliggende prosessen syrene fra råoljen. Lagene inneholdende naftensyrene kan ha en potensiell verdi som spesialprodukter.
I tillegg, dog ikke påkrevet, kan demulgeringshjelpere anvendes for å forbedre raten av demulgering, og medløsere så som alkoholer kan bli anvendt sammen med vannet.
Prosessen kan utføres ved å ta i bruk eksisterende avsal-tingsenheter.
Figur 2 fremstiller den foreliggende prosessen når den til-føres et raffineri. Prosessen er anvendbar ved både produk-sjons- og raffineringsoperasjoner. Den syreholdige olje-strømmen behandles med den krevde mengde alkoksylert amin ved å legge til aminet til vaskevannet og blande med en statisk blander ved lav skjæring. Alternativt kan det alkoksylerte aminet legges til først, blandet og etterfulgt av vanntilførsel og blanding. Den behandlede råoljen blir så gjenstand for demulgering eller separasjon i en avsaltingsenhet som tilfører et elektrostatisk felt eller andre sepa-rasjonsmidler. Oljen med et redusert total syrenummer (TAN) trekkes ut fra toppen og utsettes for videre raffinering dersom ønskelig. De lavere vandige og emulgeringsfåsene trekkes ut sammen eller separat, fortrinnsvis sammen og fjernet. De kan også prosesseres separat for å gjenvinne det behandlende aminet. På samme sett kan den gjenvunne vandige aminoppløsningen gjenbrukes og en syklisk prosess oppnås. Naftensyrestrømmen kan videre behandles, ved teknikker kjent for fagmenn, for å produsere et ikke-korroderende produkt, eller fjernes likedan.
I en produksjonsprosess vil foreliggende oppfinnelse kunne være spesielt anvendbar ved brønnhodet. Ved brønnhodet inneholder typisk utgangsråoljen medprodusert vann og gasser. Figur 3 illustrerer anvendbarheten ved den foreliggende oppfinnelsen ved brønnhodet. I figur 3 blir en full brønnstrøm inneholdende utgangsråolje, vann og gasser pas-sert i en separator, og separert til en gasstrøm som blir fjernet, en vannstrøm som kan inneholde spormengder av utgangsråolje, samt en utgangsråoljestrøm (som har fått vann og gasser fjernet) som kan inneholde spormengder av vann. Vannet og råoljestrømmer passeres så til et kontakttårn. Alkoksylert amin kan tilføres enten råoljen eller vannet, og den foreliggende behandling og blanding blir utført i kontakttårnet. Vannet og råoljestrømmer passeres motstrøms i kontakttårnet, i nærværet av alkoksylert amin, for å danne en ustabil olje-i-vann emulsjon. En ustabil emulsjon dannes ved å legge til den syreholdige råoljen med kun forsiktig røring i den vandige fasen i tilstrekkelig forhold til å produsere en dispersjon av olje i en kontinu-erlig vandig fase. Råoljen burde legges til den vandige fasen i stedet for at den vandige fasen legges til råoljen, for å minimere dannelse av stabil vann-i-olje emulsjon. Et forhold fra 1:3 til 1:15, fortrinnsvis fra 1:3 til 1:4 med olje til den vandige fasen anvendes, basert på vekten av olje og vandig fase. En stabil emulsjon vil dannes dersom forholdet olje til vandig fase er 1:1 eller mindre. Mengden av alkoksylert amin vil spenne fra 0,15 til 3 molare ekvivalenter, basert på mengden av organiske syrer som er til stede i utgangsråoljen. Vandig fase er enten vannstrømmen, hvis alkoksylert amin tilføres direkte til råoljen, eller alkoksylert amin og vann hvis alkoksylert amin direkte til-føres vannstrømmen. Dråpestørrelse fra 10 til 15 mikroner, fortrinnsvis 20-50 mikroner er typisk behøvet. Kontaktering av råoljen og vandig alkoksylert amin burde utføres over en tidsperiode tilstrekkelig til å dispergere oljen i det vandige alkoksylerte aminet fortrinnsvis for å forårsake minst 50 vekt%, mer foretrukket minst 80 vekt%, og mest foretrukket 90 vekt% av oljen å dispergere i det vandige alkoksylerte aminet. Kontakteringen utføres typisk ved temperaturer som spenner fra omkring 10°C til omkring 40°C. Ved temperaturer større enn 40°C, minsker sannsynligheten for å danne en stabil emulsjon. Naftensyreammoniumsaltene som produseres fjernes fra råoljedråpene ettersom de stiger fra bunnen i kontakttårnet. Den behandlede råoljen fjernes fra toppen av kontakttårnet, og vann inneholdende alkoksylerte aminsalter fra naftensyrer (lavere lag) fjernes fra bunnen av kontakttårnet. På denne måten blir en oppgradert råolje som har naftensyrer fjernet fra seg gjenvunnet ved brønn-hodet. Den behandlede råoljen kan så behandles, elektrostatisk sådan, for å fjerne gjenværende vann og naftensyrer dersom ønskelig.
Biproduktene etter vann- og organisk syrealkoksylert aminsalt fjernet fra kontakttårnet kan føres ned i grunnen igjen. Imidlertid, på grunn av kostnadene rundt det alkoksylerte aminet vil det være ønskelig å utføre et gjenvin-ningstrinn før nedføringen.
Det gjenvunne alkoksylerte aminet kan så gjenbrukes i prosessen, og ved det skape en syklisk prosess.
Dersom det er ønskelig å regenerere de organiske syrene, inkluderende naftensyrer og alkoksylerte aminer, kan føl-gende prosess anvendes. Metoden omfatter trinnene (a) å behandle de gjenværende lagene som følger fjerning av nevnte behandlede råoljelag inkluderende nevnte emulsjerns-lag, med en syrlig løsning valgt ut fra gruppen omfattende mineralsyrer eller karbondioksid, ved et trykk og pH tilstrekkelig for å produsere naftensyrer og et aminsalt av nevnte mineralsyre når mineralsyre blir anvendt, eller aminbikarbonat når karbondioksid blir anvendt, (b) separere et øvre lag inneholdende naftensyre og et lavere vandig lag; (c) tilføre, til det laveste vandige laget, en uorganisk base dersom trinn (a) tar i bruk en mineralsyre, eller oppvarming ved en temperatur og tid tilstrekkelig, dersom trinn (a) tar i bruk karbondioksid for å høyne pH til >8; (d) blåse gass gjennom nevnte vandige lag for å danne et skum inneholdende nevnte alkoksylerte aminer; (e) skumme nevnte skum for å oppnå nevnte alkoksylerte aminer. Skummet kan videre kollapses eller vil kollapse med tiden. Enhver gass som er inert eller ureagerbar i den foreliggende prosessen kan anvendes for å danne skum, imidlertid vil luft fortrinnsvis bli anvendt. Egnede gasser velges enkelt ut av en fagmann. Dersom det er ønskelig å kollapse skummet, kan kjemikalier kjent for en fagmann anvendes, eller andre kjente mekaniske teknikker.
I metoden anvendt for å gjenvinne de alkoksylerte aminene, kan en mineralsyre anvendes for å konvertere hvilke som helst av alkoksylerte aminsalter av naftensyrer dannet under fjerning av naftensyre fra en utgangsråolje. Syrene kan velges ut fra svovelsyre, hydrokloridsyre, fosforsyre og blandinger derav. I tillegg kan karbondioksid legges til emulsjonen av aminalkoksylerte salter under trykk. I begge hendelsesforløpene blir syretilførselen fortsatt inntil en pH på omkring 6 eller mindre er nådd, fortrinnsvis mellom 4 og 6. Syretilførsel resulterer i dannelse av et øvre naf-tensyreholdig oljelag, og et lavere vandig lag. Lagene separeres deretter, og det vandige laget tilføres en uorganisk base slik som en ammoniumhydroksid, natriumhydroksid, magnesiumhydroksid, eller blandinger derav dersom en mineralsyre ble anvendt for å oppnå en pH høyere enn omkring 8. Alternativt blir det vandige laget varmet ved en tilstrekkelig temperatur og tid, dersom karbondioksid blir anvendt for å oppnå en pH høyere enn omkring 8. Typisk vil lagene varmes til omkring 40 til 85°C, fortrinnsvis omkring 80°C. En gass, for eksempel luft, nitrogen, metan eller etan blå-ses gjennom løsningen med en føring tilstrekkelig til å danne et skum inneholdende det alkoksylerte aminet. Gjen-vinningsprosessen kan anvendes enten i raffineriet eller ved brønnhodet før gjeninnsprøyting.
Foreliggende oppfinnelse vil nå illustreres med følgende eksempler, som ikke er ment å være begrensende.
EKSEMPEL 1:
1 dette eksempelet ble det anvendt en olje 40/30/30 "ISOPAR-M/Solvent 600 Neutral/Aromatic 150 som en modell-olje. "ISOPAR M" et isoparafinolje, Solvent 600 Neutral er en baseolje, og Aromatic 150 er et aromatisk distillat. 5-fJ kolansyre ble anvendt som modellnaftensyren. 2 vekt% av syren ble løst opp i modelloljen og ble gjenstand for prosesstrinnene notert heri ved anvendelse av et dodekylpentaetoksylatamin (R=C12 og m+n=5). Blandingstiden var 15 minutter ved romtemperatur. Det totale syrenummer i modelloljen falt fra 4,0 til 0,2. Høytytende væskekromato-grafi avslørte en 99% fjerning av 5~P kolansyren fra den behandlede oljen.
EKSEMPEL 2:
En Nordsjøråolje (Gryfon) som har et TAN på 4,6 ble anvendt i dette eksempelet. Det alkoksylerte aminet som vist ble anvendt ved den noterte vekt% ved vanntilførsel og amin-behandlingsrate. Resultatene er satt opp i tabell 1.
EKSEMPEL 3:
Et alkoksylert ammoniumsalt fra naftensyre ble fremstilt ved å nøytralisere en prøve av kommersiell naftensyre med en ekvimolar mengde av dodekylpentaetanolamin. En 30 vekt% oppløsning av saltet ble lagt i vann for å skape en modell-emulsjon inneholdende alkoksylert ammoniumnaftenatsalt.
100 ml av den organiske saltløsningen ble brakt over i en separat trakt og konsentrert svovelsyre ble tilført for å bringe pH til 6. En umiddelbar frigjøring av naftensyre som en vannuoppløselig olje ble observert. Den lavere vandige fasen ble separert fra oljefasen, og ammoniumhydroksid ble tilført for å oppnå en pH på 9.
Den vandige løsningen ble introdusert i en skumgenererende innretning som vist i figur 4. Luft ble boblet gjennom inn-gangsrøret i bunnen. Et dekkende skum ble generert og samlet i oppsamlingskammeret. Skummet kollapset i stående, resulterende i en gul væske karakterisert som et konsentrat av dodekylpentaetanolamin.
EKSEMPEL 4:
En Nordsjøråolje, Gryfon, ble gjenstand for emulsjonsfrak-sjoneringsprosessen beskrevet i eksempel 2. Den lavere emulsjonsfasen ble ekstrahert og anvendt som følger: 100 ml av den organiske saltløsningen ble brakt over i en separat trakt og konsentrert svovelsyre ble tilført for å bringe pH til 6. En umiddelbar frigjøring av naftensyre som en vannuoppløselig olje ble observert. Den lavere vandige fasen ble separert fra oljefasen. Oljefasen ble analysert med FTIR og 13C NMR for å bekrefte nærværet av naftensyrer. HPLC-analyse indikerte at 250 til 750 molekylærvekt naftensyrer ble ekstrahert. Ammoniumhydroksid ble tilført den vandige fasen for å oppnå en pH på 9. Den vandige løsningen ble introdusert til den skumgenererende innretningen som vist i figur 4.
Luft ble boblet gjennom inngangsrøret i bunnen for å generere et stabilt varig skum som ble samlet i oppsamlingskammeret. Skummet kollapset i stående, resulterende i en gul væske karakterisert som et konsentrat av dodekylpentaetanolamin .
EKSEMPEL 5:
En Nordsjøråolje, Gryfon, ble gjenstand for emulsjonsfrak-sjoneringsprosessen beskrevet i eksempel 2. Den lavere emulsjonsfasen ble ekstrahert og anvendt som følger: 100 ml av emulsjonen ble tatt i en autoklave, massiv C02 tilført og emulsjonen ble rørt ved 300 rpm ved 80°C og 100 psi i 2 timer. Produktet ble sentrifugert i 20 minutter ved 1800 rpm for å separere de vannuoppløselige naftensyrene fra den vandige fasen. Oljefasen ble analysert med FTIR og 13C NMR for å bekrefte nærværet av naftensyrer. HPLC-analyse indikerte at 250 til 750 molekylærvekt naftensyrer ble ekstrahert. Den lavere vandige fase var ved en pH på 9, indikerende regenerering av det organiske aminet. Den vandige løsningen ble introdusert til den skumgenererende innretningen som vist i figur 4. Luft ble boblet gjennom inngangsrøret i bunnen for å generere et stabilt varig skum som ble samlet i oppsamlingskammeret. Skummet kollapset i stående, resulterende i en gul væske karakterisert som et konsentrat av dodekylpentaetanolamin.
EKSEMPEL 6:
I dette eksempelet ble det anvendt en olje 40/30/30 "ISOPAR-M/Solvent 600 Neutral/Aromatic 150 som en modell-olje, 5~P kolansyre ble anvendt som modellnaftensyren, og N,N'-bis (2-hydroksyetyl) etylendiamin (y=z=l, x=l). Den syreholdige oljen ble behandlet med en ekvimolar mengde (basert på mengden av 5~P kolansyre) av N,N'-bis (2-hydroksyetyl) etylendiamin, 5 vekt% vann ble tilført den behandlede oljen og blandet. Sentrifugering ble anvendt for å separere naftensyren som dens salt til en lavere emulsjons-f ase.
Det totale syrenummer (TAN = Total Acid Number) i den syr-lige modelloljen ble redusert fra 2,9 til mindre enn 0,2.
EKSEMPEL 7:
En Nordsjøråolje, Gryfon, (TAN = 4,6) ble anvendt i dette eksempelet. Aminet ble anvendt under følgende forhold: Molforholdet N,N'-bis(2-hydroksyetyl)etylen diamin til syre = 2,5.
Reaksjonstemperatur = 25°C
Reaksjonstid = 5 minutter
Volum med vaskevann = 10 vekt%
Blanding av vaskevann = forsiktig tumling av olje-vannblan-ding i 10 minutter.
Separasjon = sentrifugering ved 1800 rpm i 30 minutter.
TAN-reduksjon fra 4,6 til 1,5 med omkring 96% utbytte fra den behandlede oljen ble oppnådd.
HCLP fra den ubehandlede oljen og emulsjonsfraksjonert olje avslørte at naftensyrer i molekylvekter fra 250 til 750 ble ekstrahert.
Claims (9)
1. Fremgangsmåte for å ekstrahere organiske syrer fra en utgangsråolj e
karakterisert ved at den omfatter trinnene: (a) å behandle utgangsråoljen inneholdende naftensyrer med en mengde av et alkoksylert amin og vann under betingelser og over en tid og ved en temperatur tilstrekkelig for å danne en vann-i-olje emulsjon av aminsalt, hvori det alkoksylerte aminet velges fra gruppen bestående av alkoksylerte aminer som har følgende formler A og B:
hvor m + n = 2 til 50 og R er en lineær eller forgrenet alkylgruppe fra Ce til C2or
hvor x = 1 til 3 og y + z = 2 til 6, og hvori p + q = 0 til 15, blandinger av formel (A) og blandinger av formel (B), hvori utgangsråoljen velges fra gruppene bestående av råoljer, råoljeblandinger og råoljedestillater; og (b) å separere emulsjonen fra trinn (a) inn i flere lag, hvori et av disse lagene inneholder en behandlet råolje som har reduserte mengder organiske syrer; (c) å utvinne laget fra trinn (b) inneholdende råoljen som har en redusert mengde organiske syrer samt lag inneholdende vann og alkoksylert aminsalt; og alternativt å gjenvinne det alkoksylerte aminet ved: (d) å bringe laget eller fasen inneholdende alkoksylert aminsalt av organiske syrer i kontakt med en syre valgt fra gruppen omfattende mineralsyrer eller karbondioksid i en tilstrekkelig mengde og ved betingelser for å fremstille organiske syrer og et vandig lag; (e) å separere et øvre lag inneholdende organiske syrer og et lavere vandig lag; (f) å tilføre uorganisk base til det lavere vandige laget dersom trinn (d) benytter en mineralsyre, eller oppvarming ved en temperatur og over en tid som er tilstrekkelige dersom trinn (d) benytter karbondioksid, for å heve lagets pH til mer enn eller lik 8; (g) å blåse en gass gjennom det vandige laget for å fremstille et skum inneholdende det alkoksylerte aminet; (h) å gjenvinne skummet inneholdende det alkoksylerte aminet.
2. Fremgangsmåten ifølge krav 1 karakterisert ved at vannet tilføres simultant med eller etter det alkoksylerte aminet.
3. Fremgangsmåten ifølge krav 1 karakterisert ved at mengden av det alkoksylerte aminet er 0,15 til 3 molarekvivalenter basert på mengden organisk syre til stede i råoljen.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1 karakterisert ved at fremgangsmåten utføres i et raffineri og separasjonen utføres i en avsaltingsenhet for å fremstille en fase inneholdende en behandle råolje med organiske syrer fjernet derfra, og en fase inneholdende vann og alkoksylerte aminsalter.
5. Fremgangsmåte for å ekstrahere organiske syrer fra en utgangsråolj e
karakterisert ved at den utføres ved et brønnhode, og at utgangsråoljen innbefattes i en fullbrønn-strøm fra brønnhodet og omfatter å føre fullbrønnstrømmen til en separator for å danne en gasstrøm, en utgangsråolje inneholdende organiske syrer og en vannstrøm; å bringe utgangsråoljen i motstrømskontakt med en mengde av vann-strømmen ved tilstedeværelse av en mengde alkoksylert amin over en tid og ved en temperatur tilstrekkelig for å danne et aminsalt hvori det alkoksylerte aminet velges ut fra gruppen bestående av alkoksylerte aminer som har følgende formler (A) og (B):
hvor m + n = 2 til 50 og R er en lineær eller forgrenet alkylgruppe fra Ce til C20 i et kontakttårn, over en tidsperiode og ved en temperatur tilstrekkelig for å danne en ustabil olje-i-vann emulsjon; og
hvor x = 1 til 3 og y + z = 2 til 6, og hvori p + q = 0 til 15, blandinger av formel (A) og blandinger av formel (B).
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1 karakterisert ved at regenereringen av det alkoksylerte aminet tas i bruk i et raffineri, der det gjenvunnete alkoksylerte aminet resirkuleres i prosessen.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5
karakterisert ved at forholdet mellom vannet og utgangsråoljen er 1:3 til 1:15.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1
karakterisert ved at mengden vann er 5 til 10 vektprosent basert på mengden utgangsråolje.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1
karakterisert ved at nevnte amin er en blanding av aminer fra formel (A) og formel (B).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/049,465 US6096196A (en) | 1998-03-27 | 1998-03-27 | Removal of naphthenic acids in crude oils and distillates |
PCT/US1999/006077 WO1999050375A1 (en) | 1998-03-27 | 1999-03-19 | Removal of naphthenic acids in crude oils and distillates |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20004808D0 NO20004808D0 (no) | 2000-09-26 |
NO20004808L NO20004808L (no) | 2000-11-27 |
NO325474B1 true NO325474B1 (no) | 2008-05-05 |
Family
ID=21959965
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20004808A NO325474B1 (no) | 1998-03-27 | 2000-09-26 | Fremgangsmate for a ekstrahere organiske syrer fra en utgangsraolje |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6096196A (no) |
EP (1) | EP1066360B1 (no) |
JP (1) | JP2002509979A (no) |
CN (1) | CN1295608A (no) |
AU (1) | AU745351B2 (no) |
BR (1) | BR9909182A (no) |
CA (1) | CA2322223A1 (no) |
DE (1) | DE69900888T2 (no) |
DK (1) | DK1066360T3 (no) |
ES (1) | ES2172983T3 (no) |
MX (1) | MX211539B (no) |
NO (1) | NO325474B1 (no) |
RU (1) | RU2205857C2 (no) |
WO (1) | WO1999050375A1 (no) |
Families Citing this family (32)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6531055B1 (en) * | 2000-04-18 | 2003-03-11 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Method for reducing the naphthenic acid content of crude oil and fractions |
GB0031337D0 (en) * | 2000-12-21 | 2001-02-07 | Bp Exploration Operating | Process for deacidfying crude oil |
US6454936B1 (en) | 2001-03-09 | 2002-09-24 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Removal of acids from oils |
FR2825369B1 (fr) * | 2001-06-01 | 2005-04-15 | Elf Antar France | Procede de traitement de petrole bruts a acidite organique elevee |
CA2455011C (en) | 2004-01-09 | 2011-04-05 | Suncor Energy Inc. | Bituminous froth inline steam injection processing |
US7976562B2 (en) | 2004-01-22 | 2011-07-12 | Rex Medical, L.P. | Method of removing a vein filter |
CA2455149C (en) * | 2004-01-22 | 2006-04-11 | Suncor Energy Inc. | In-line hydrotreatment process for low tan synthetic crude oil production from oil sand |
JP2008504409A (ja) * | 2004-07-07 | 2008-02-14 | カリフォルニア インスティテュート オブ テクノロジー | 金属酸化物を使用して油を改良するプロセス |
US20070287876A1 (en) * | 2004-12-07 | 2007-12-13 | Ghasem Pajoumand | Method of removing organic acid from light fischer-tropsch liquid |
US10076401B2 (en) | 2006-08-29 | 2018-09-18 | Argon Medical Devices, Inc. | Vein filter |
US7960520B2 (en) | 2007-06-15 | 2011-06-14 | Uop Llc | Conversion of lignocellulosic biomass to chemicals and fuels |
US8158842B2 (en) * | 2007-06-15 | 2012-04-17 | Uop Llc | Production of chemicals from pyrolysis oil |
US8013195B2 (en) * | 2007-06-15 | 2011-09-06 | Uop Llc | Enhancing conversion of lignocellulosic biomass |
US8653009B2 (en) * | 2007-06-20 | 2014-02-18 | Akzo Nobel N.V. | Method for preventing the formation of calcium carboxylate deposits in the dewatering process for crude oil/water streams |
US7750302B2 (en) * | 2008-09-09 | 2010-07-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for detecting naphthenic acids |
US8329941B2 (en) * | 2008-12-23 | 2012-12-11 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Process for the extraction of high molecular weight naphthenic acids from calcium naphthenate salts |
CA2663661C (en) | 2009-04-22 | 2014-03-18 | Richard A. Mcfarlane | Processing of dehydrated and salty hydrocarbon feeds |
CA2677004C (en) * | 2009-08-28 | 2014-06-17 | Richard A. Mcfarlane | A process and system for reducing acidity of hydrocarbon feeds |
WO2011032227A1 (en) * | 2009-09-17 | 2011-03-24 | M-I Australia Pty Ltd | Methods for selection of a naphthenate solids inhibitor and test kit, and method for precipitating naphthenate solids |
EP2504407B1 (en) | 2009-11-26 | 2015-03-25 | M-I Australia Pty Ltd | Compositions and methods for inhibiting naphthenate solids formation from liquid hydrocarbons |
US8608951B2 (en) * | 2009-12-30 | 2013-12-17 | Uop Llc | Process for removing metals from crude oil |
US8608943B2 (en) * | 2009-12-30 | 2013-12-17 | Uop Llc | Process for removing nitrogen from vacuum gas oil |
US8608949B2 (en) * | 2009-12-30 | 2013-12-17 | Uop Llc | Process for removing metals from vacuum gas oil |
US8580107B2 (en) * | 2009-12-30 | 2013-11-12 | Uop Llc | Process for removing sulfur from vacuum gas oil |
US8608952B2 (en) * | 2009-12-30 | 2013-12-17 | Uop Llc | Process for de-acidifying hydrocarbons |
US8608950B2 (en) * | 2009-12-30 | 2013-12-17 | Uop Llc | Process for removing metals from resid |
KR101898289B1 (ko) | 2011-01-10 | 2018-09-13 | 에스케이이노베이션 주식회사 | 탄화수소류 유분 내의 유기산을 저감하는 방법 |
EP2737015A2 (en) | 2011-07-29 | 2014-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Process for reducing the total acid number in refinery feedstocks |
US8574427B2 (en) | 2011-12-15 | 2013-11-05 | Uop Llc | Process for removing refractory nitrogen compounds from vacuum gas oil |
MY164238A (en) * | 2012-07-27 | 2017-11-30 | Petroliam Nasional Berhad (Petronas) | A process of desalting crude oil |
US9611422B2 (en) | 2014-05-29 | 2017-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods of obtaining hydrocarbons using suspensions including organic bases |
CN114621783B (zh) * | 2022-03-25 | 2023-07-28 | 佛山市创贸新能源科技有限公司 | 一种原油脱水装置 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2168078A (en) * | 1939-02-07 | 1939-08-01 | Shell Dev | Process for removing acid components from hydrocarbon distillates |
US2424158A (en) * | 1944-09-20 | 1947-07-15 | Standard Oil Dev Co | Process of refining a petroleum oil containing naphthenic acids |
US3066094A (en) * | 1957-02-27 | 1962-11-27 | Exxon Research Engineering Co | Recovery of hydrocarbons from spent caustic |
US2878181A (en) * | 1957-12-30 | 1959-03-17 | Pure Oil Co | Method of preparing neutral oils |
US3176041A (en) * | 1961-08-08 | 1965-03-30 | Pure Oil Co | Separation of naphthenic acids from a petroleum oil |
US3186934A (en) * | 1961-09-27 | 1965-06-01 | Universal Oil Prod Co | Recovery of acid oils |
US4737265A (en) * | 1983-12-06 | 1988-04-12 | Exxon Research & Engineering Co. | Water based demulsifier formulation and process for its use in dewatering and desalting crude hydrocarbon oils |
GB8431013D0 (en) * | 1984-12-07 | 1985-01-16 | British Petroleum Co Plc | Desalting crude oil |
US4752381A (en) * | 1987-05-18 | 1988-06-21 | Nalco Chemical Company | Upgrading petroleum and petroleum fractions |
US4789460A (en) * | 1987-08-10 | 1988-12-06 | Phillips Petroleum Company | Process for facilitating filtration of used lubricating oil |
CA2133270C (en) * | 1994-03-03 | 1999-07-20 | Jerry J. Weers | Quaternary ammonium hydroxides as mercaptan scavengers |
US5961821A (en) * | 1998-03-27 | 1999-10-05 | Exxon Research And Engineering Co | Removal of naphthenic acids in crude oils and distillates |
-
1998
- 1998-03-27 US US09/049,465 patent/US6096196A/en not_active Expired - Fee Related
-
1999
- 1999-03-19 DK DK99911482T patent/DK1066360T3/da active
- 1999-03-19 DE DE69900888T patent/DE69900888T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1999-03-19 RU RU2000124670/04A patent/RU2205857C2/ru active
- 1999-03-19 JP JP2000541264A patent/JP2002509979A/ja active Pending
- 1999-03-19 WO PCT/US1999/006077 patent/WO1999050375A1/en active IP Right Grant
- 1999-03-19 CN CN99804557A patent/CN1295608A/zh active Pending
- 1999-03-19 BR BR9909182-8A patent/BR9909182A/pt not_active Application Discontinuation
- 1999-03-19 CA CA002322223A patent/CA2322223A1/en not_active Abandoned
- 1999-03-19 EP EP99911482A patent/EP1066360B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-19 ES ES99911482T patent/ES2172983T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-19 AU AU30118/99A patent/AU745351B2/en not_active Ceased
-
2000
- 2000-08-28 MX MXPA00008423 patent/MX211539B/es not_active IP Right Cessation
- 2000-09-26 NO NO20004808A patent/NO325474B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US6096196A (en) | 2000-08-01 |
NO20004808D0 (no) | 2000-09-26 |
AU3011899A (en) | 1999-10-18 |
DE69900888T2 (de) | 2002-06-27 |
WO1999050375A1 (en) | 1999-10-07 |
BR9909182A (pt) | 2000-12-05 |
DE69900888D1 (de) | 2002-03-21 |
CN1295608A (zh) | 2001-05-16 |
JP2002509979A (ja) | 2002-04-02 |
EP1066360A1 (en) | 2001-01-10 |
NO20004808L (no) | 2000-11-27 |
MX211539B (en) | 2001-12-21 |
EP1066360B1 (en) | 2002-02-13 |
RU2205857C2 (ru) | 2003-06-10 |
CA2322223A1 (en) | 1999-10-07 |
MXPA00008423A (es) | 2001-03-01 |
DK1066360T3 (da) | 2002-04-02 |
AU745351B2 (en) | 2002-03-21 |
ES2172983T3 (es) | 2002-10-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO325474B1 (no) | Fremgangsmate for a ekstrahere organiske syrer fra en utgangsraolje | |
NO325473B1 (no) | Fremgangsmate for a fjerne organiske syrer, tungmetaller og svovel fra en utgangsraolje. | |
JPS63270794A (ja) | 解乳化−汚染除去剤 | |
RU2000124670A (ru) | Удаление нафтеновых кислот из нефтяного сырья и дистиллятов | |
NO150557B (no) | Fremgangsmaate for integrert fremstilling av ammoniakk og urea | |
NO332970B1 (no) | Fremgangsmate for a rense en vannrik strom dannet under en Fischer-Tropsch reaksjon | |
US2564409A (en) | Extraction of oleiferous materials | |
US10072217B2 (en) | Reverse emulsion breaker polymers | |
US20100234247A1 (en) | Gel assisted separation method and dewatering/desalting hydrocarbon oils | |
NO324437B1 (no) | Demulgering av olje og vannemulsjoner | |
AU748156B2 (en) | Recovery of amines from emulsions | |
NO316075B1 (no) | Fremgangsmåte ved behandling av råolje | |
US4240978A (en) | Process for sulfonation of gas oils | |
MXPA00009125A (en) | Removal of naphthenic acids in crude oils and distillates | |
US20130001811A1 (en) | Aromatics-recovery process | |
RU2036221C1 (ru) | Способ экстракции тяжелого углеводородного сырья | |
MXPA00008418A (en) | Recovery of amines from emulsions | |
EP0214316B1 (en) | Purification of crude liquid organosulfonyl chloride | |
CPI | SUPERCRITICAI. PROCESSES | |
NO115302B (no) | ||
NO123808B (no) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |