RU1795978C - Способ удалени из жидких нефтепродуктов примесей - Google Patents

Способ удалени из жидких нефтепродуктов примесей

Info

Publication number
RU1795978C
RU1795978C SU813312251A SU3312251A RU1795978C RU 1795978 C RU1795978 C RU 1795978C SU 813312251 A SU813312251 A SU 813312251A SU 3312251 A SU3312251 A SU 3312251A RU 1795978 C RU1795978 C RU 1795978C
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fuel
solution
hydrogen peroxide
aqueous solution
microbial contamination
Prior art date
Application number
SU813312251A
Other languages
English (en)
Inventor
С.Боук Рэй
Original Assignee
Биолекс Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority to US06/086,242 priority Critical patent/US4476010A/en
Priority to DE7979302615T priority patent/DE2967499D1/de
Priority to AT79302615T priority patent/ATE14896T1/de
Priority to EP79302615A priority patent/EP0029472B1/en
Priority to CA000340208A priority patent/CA1172591A/en
Priority to BR7909053A priority patent/BR7909053A/pt
Priority to JP54502056A priority patent/JPH0237386B2/ja
Priority to MC79US7901000D priority patent/MC1404A1/xx
Priority to PCT/US1979/001000 priority patent/WO1981001413A1/en
Priority to AU53138/79A priority patent/AU5313879A/en
Priority to IL58810A priority patent/IL58810A/xx
Priority to DK318981A priority patent/DK318981A/da
Application filed by Биолекс Корпорейшн filed Critical Биолекс Корпорейшн
Priority to SU813312251A priority patent/RU1795978C/ru
Priority to RO105579A priority patent/RO83371B1/ro
Priority to AU35667/84A priority patent/AU568889B2/en
Priority to JP63187094A priority patent/JPH0237386A/ja
Application granted granted Critical
Publication of RU1795978C publication Critical patent/RU1795978C/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
    • 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
    • C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
    • 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
    • C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
    • C10G27/12—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen with oxygen-generating compounds, e.g. per-compounds, chromic acid, chromates
    • 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
    • C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
    • C10G27/14—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen with ozone-containing gases
    • 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
    • C10G53/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes
    • C10G53/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only
    • C10G53/14—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more refining processes plural serial stages only including at least one oxidation step

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)
  • Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
  • Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Removal Of Floating Material (AREA)
  • Led Devices (AREA)
  • Control Of Indicators Other Than Cathode Ray Tubes (AREA)
  • Control Of El Displays (AREA)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
  • Joints That Cut Off Fluids, And Hose Joints (AREA)
  • Connections Effected By Soldering, Adhesion, Or Permanent Deformation (AREA)
  • Manufacturing Of Electrical Connectors (AREA)

Abstract

Изобретение относитс  к нефтехимии, в частности к удалению из жидких нефтепродуктов примесей, включающих жизнеспособные формы микробного загр знени , и предотвращению повторного микробного загр знени  жидких нефтепродуктов. С целью повышени  эффективности процесса и обеспечени  возможности удалени  азотистых соединений, исходное сырье обрабатывают водным раствором, содержащим 10%-ную перекись водорода или ее смеси с 0,5 об, % перманганата кали  и с 0,5 об. % пербората натри , и смесью водных растворов хлоридов меди и железа, вз той в количестве 0,35-2,0 об. % в расчете на исходное сырье, в объемном соотношении водного раствора хлорида меди к водному раствору хлорида железа, равном 1:1, при содержании хлорида меди в растворе 0,0276 г на 1 мл раствора и содержании хлорида железа в растворе 0,15 на 1.мл раствора, с последующим отделением водной фазы, содержащей примеси жидкой углеводородной фазы. 4 табл.

Description

Изобретение относитс  в основном к способу удалени  примесей из углеводородных или нефт ных продуктов и в частности к способу удалени  примесей из углеводородных топлив, включающему удаление и предотвращение микробного загр знени .
Целью изобретени   вл етс  повышение эффективности процесса удалени  жиз- неспособных форм микробного загр знени  и обеспечение возможности удалени  азотистых соединений.
Пример 1. Водный раствор 30-процентной перекиси водорода разбавл ют двум  объемами воды. К ста част м (по объему ) этого разбавленного раствора перекиси водорода добавл ют 5 частей (по объему) водного раствора хлористой меди (0,0276 грамма CuCla на миллилитр раствора) и 5 частей (по объему) водного раствора хлористой меди (0,150 грамма на миллилитр
раствора). При сравнении скорости разложени  перекиси водорода в присутствии только хлористой меди или хлористого железа со скоростью разложени  этого раствора , содержащего хлористую медь и хлористое железо, оказалось, что скорость разложени  этого раствора в три раза больше , чем когда каждый катализатор использовалс  по отдельности.
Пример 2. В качестве примера использовани  данного способа в применении к сырой нефти реагенты, указанные в примере 1, используют дл  обработки сырой нефти месторождени  Слик Крик. Эту сырую нефть, имеющую удельный вес 46 по Боме и содержащую 18 процентов серы, обрабатывают реагентами, приведенными в примере 1, при этом на 10 объемов нефти берут около t объема 10-процентного раствора перекиси водорода, к которой добавл ют 3% (по объему) водного раствора
VI о ел ю
VS 00
ы
хлористой меди (содержащего 0,0276 грамма CuCl2 на миллилитр раствора) и 5 процентов (по объему) водного раствора хлористого железа (содержавшего 0,150 г на миллилитр раствора), причем инг- редиенты добавл ют по отдельности. Смесь перемешивают и через дес ть-п тнадцать минут отдел ют нерастворимые примеси в видз смолистых и восковых осадков. Когда реакци  перекиси водорода заканчиваетс , к смеси добавл ют абсорбирующую глину в количестве около 3 процентов по весу, и все дополнительные примеси отфильтровывают . Затем фильтрат четыре раза промывают водой дл  удалени  водорастворимых при-0 месей, особенно растворимых сульфонатов. После.этой обработки продукт раздел ют перегонкой на-фракции, среди которых фракции бензина - 50,5%, керосина - 11,5%, газойл  - 22% и остатка - 16%. По- следующий анализ отдельных фракций дает следующие результаты.
. Бензинова  фракци  имеет плотность 54,4 градуса АНИ (Американский нефт ной институт) - (около 0,7608) и содержание се- ры- 0,29 мас.%. Структурно-групповой анализ (при помощи силикател ) показывает наличие 23,5% (по объему) ароматических соединений, 0,5% олефинов и 76% парафинов и нафтенов, Детонационна  стойкость равна 1,4.. .
Керосинова  фракци  имеет плотность 38,8 градуса АНИ - (около 0,8299) - и содер- жание серы 0,77 мас.%. Структурно-групповой анализ (при помощи силикагел ) показывает наличие 28,5% по массе ароматических соединений, 4,5% по массе олефинов и 67% по массе нафтенов и парафинов,
Газойль имеет содержание 1,06%. Очистка такой сырой нефти за одну обработку по способу сама по себе примечательна. Повторна  обработка каждой фракции удал ет еще большее количество примесей, например , серы, как показано в примере 3.
Пример 3. Используют бензин без присадок, и анализ его показывает содержание серы 0,06 мае. %. Дес ть объемов этого бензина обрабатывают одним объемом смеси реагентов, приведенной в примере 1, при этом ингредиенты добавл ют порознь. Смесь перемешивают и через дес ть минут перекись водорода перестает выдел ть кислород, при этом осадок состоит из смолистых и соковых веществ и его отдел ют от чистого бензина. Затем в жид- кость, содержащую бензин, подмешивают около 5% по массе абсорбирующей глины (марки фильтрол). Осадок собирают на дне после обработки, .и жидкость фильтруют. Анализ обработанного бензина не показывают заметного содержани  серы после тщательной водной промывки бензина дл  удалени  растворимых примесей.
Пример 4. С использованием перекиси водорода и катализаторов, приведенных в примере 2, образец топлива дл  реактивных двигателей очищают до такой степени, что стандартные методы испытаний не могут обнаружить в нем следов каких-либо загр знений, в том числе воска и сульфонатов. Удаление всех водорастворимых сульфонатов и подобных соединений, которые окислены перекисью водорода, устран ют последующую абсорбцию воды топливом, поэтому при хранении микробное загр знение не происходит.
Пример 5. Дл  увеличени  скорости выделени  активного кислорода могут быть добавлены другие окислительные агенты и ионы других металлов. Так, например, 10 объемов бензина без присадок были обработаны двум  процентами (по объему) 10% раствора перекиси водорода, к которому порознь добавл ют 1/2 мае. % раствора хлористой меди (содержание 0,0276 г CuCte на миллилитр раствора) и 1/2 мас.% раствора хлористого железа (содержание 0,150 г FeCl2 на миллилитр раствора). Добавл ют 1/2% перманганата кали  и 1/2% пербора- та натри . Эта смесь, будучи подвергнута перемешиванию, быстро выдел ет кислород и примеси, содержавшиес  в бензине, выдел ют в виде смолистого и воскового осадка, а сернистую фракцию бензина окисл ют до водорастворимых сульфонатов и других водорастворимых соединений, содержащих серу. После завершени  реакции добавл ют около 4 мае. % абсорбирующей глины (марки фильтрол), и смолистый, во- сковый осадок с избыточной водой и реагентами удал ют, а бензин промывают водой до тех пор, пока не освободитс  от водорастворимых составл ющих. Полученный таким способом бензин не содержит серу и свободен от воска, что определено стандартными испытани ми дл  реактивных топ- лив.
Пример 6. Двадцать из двадцати четырех 500-миллилитровых образцов топлива IP4 и керосинового топлива обрабатывают различными измен ющимис  количествами N262, CaCl2 + FeCls, после чего 10 мл наливают полоской на агаровые пластины. Все растворы перекиси водорода 10 об. %, растворы хлористой меди содержали 0,0276 г/мл раствора, а растворы, хлористого железа содержат 0,150 г/мл раствора. Остальные четыре образца служат контрольными. Результаты приведены в табл.1.
Пример. 10 мл образцов из примера 6 ввод т в испытательные трубки, содержавшие агар Бушнелла, Хааса, питательный агар, а также бульонные настои. Через 8 недель на поверхности раздела образовы- ваетс  мутное вещество, которое при исследовании под микроскопом не вы вл ет признаков роста микробов.
Пример 8. Степень эмульгировани  между топливами и различными питатель- ными бульонами, указанными в примере 7, приведена в табл. 2. Поскольку сведение до минимума площади поверхности раздела вода-топливо уменьшает рост микробов, желательно предотвратить топливо-водное эмульгирование. После обработки по данному способу вода может быть снова введена в обработанный продукт, если это необходимо, без опасности бактериального загр знени .
Пример 9. Выполн ют набор испытаний , в которых две полоски алюмини , одна марка Т2024, друга  марка Т7076Т76 были погружены в 400 см3 образцов топлива, подготовленных, как в при- мере 6, Через два года заметного корродировани  не происходит, в то врем  как полоски, погруженные в необработанные контрольные образцы топлива, подвергаютс  значительному корродированию всего лишь после двух мес цев.
Пример 10. Образцы топлива испытывают в растворах, приготовленных как в примере 6, причем концентрацию перекиси водорода поддерживают посто нной, а кон- центрации хлористой меди и хлористого железа измен ют.
Результаты приведены в табл.3.
Пример 11. Образцы, приготовленные дл  примера 10, испытывают на эмуль- гирование, как в примере 8.. Результаты приведены в табл. 4.
П р и м е р 12. Подготавливают шесть образцов -три образца топлива марки IP4 и три образца керосина - по 500 см каж- ды.й. Один образец топлива IP4 и один образец керосина пропускают сквозь микропористый фильтр необработанными. Четыре других образца (два образца топлива IP4 и два образца керосина) обрабатыва- ют по данному способу и затем их фильтруют . По одному образцу каждого вида топлива обрабатывают при самой низкой концентрации Н202(12,5% НаОа). При обработке использовали также 1,75 мл раствора хлористого железа и хлористой меди, подготовленного , как в примере 6. Каждый фильтровальный материал, использованный дл  шести образцов, затем помещают в стерилизованный сосуд, содержавший 500 см
смеси бульонов Бушнелла-Хааса, соевого и триптосерофосфата, фильтровальный материал используют дл  определени  степени микробного загр знени .
Микробное загр знение в двух сосудах, содержавших фильтровальный материал от необработанного топлива, развиваетс  после двух суток инкубации. В двух других сосудах, содержащих фильтровальный материал от отработанного керосина,возникает такое же микробное загр знение. Сосуды, содержавшие фильтровальный материал от обработанного топлива IP4 после такого инкубационного периода остаютс  чистыми. Инкубацию в этих сосудах продлевают на несколько суток, однако, и после продленного инкубационного периода сосуды остаютс  чистыми.
Из примеров 5-7 видно, что приемлемыми уровн ми концентрации дл  очистки 100 мл топлива IP4  вл ютс : 25 ил перекиси водорода (10% по объему), 1,75 мл хлористой меди при 0,0276 г/мл и 1,75 мл хлористого железа при 0,150 г/мл.
Важно использовать избыточное количество перекиси водорода, чтобы осуществить полное удаление нежелательных примесей, с оптимальным количеством реагентов , завис щим от обрабатываемого продукта.
Фракции нефт ного топлива, правильно обработанные по данному способу, легко проход т стандартное испытание по стандарту АОИМ 5624. Так, например, испытание топлива IP4 на содержание смол показывает меньше четверти допустимого минимального содержани , равного 7 мг на 100мл.
При очистке нефт ных топлив резко уменьшаетс  количество крайне вредных окислов азота в выхлопе. Как известно, окислы азота представл ют собой такой класс загр знителей воздуха от источников сгорани , который создает наибольшие сложности при механической очистке и снижении токсичности. В то врем  как дым, несгоревшие углеводороды и даже окись углерода могут механическими изменени ми источника сгорани  быть превращены в двуокись углерода, такие механические изменени  неизбежно привод т к увеличению концентрации окислов азота, образующихс  при горении. Хот  сама по себе окись азота нетоксична, в присутствии кислорода воздуха она участвует в химических реакци х , в результате которых образуетс  двуокись азота и другие его окислы. Более того, если присутствует влага, образуютс  азот-, на  и азотиста  кислоты, а при наличии солнечного света образуютс  озон и нитраты
пероксиацетила, которые токсичны и представл ют опасность дл  животной и растительной жизни. Если подвергнуть бензин обработке по данному способу, количество окислов азота в выхлопе уменьшаетс , как показано в нижеследующей таблице, причем уменьшение составл ет от 42 до 9% в зависимости от сорта обрабатываемого бензина..
Изменение количества окислоа азота в выхлопных газах в зависимости от обработки топлива перед сжиганием:
ОбразецИзменение, %
1-24
2-11 о
3-9
4 . -9
5-14 6 -10 .7 -42 Таким образом, данный способ позвол ет не только эффективно удал ть из нефтепродуктов примеси микроорганизмов и азотистых соединений, но также значительно снижать содержание серы, смол и повы- шать эксплуатационные свойства топлив, что в известном способе не происходит.
Известный способ способствует только стерилизации топлива без гарантии по влени  микроорганизмов в нефтепродуктах по- еле хранени .
Химические добавки, которые использовали ранее в известном способе дл  очи- стки нефтепродуктов, св зывают продукты метаболизма но не устран ли микроорганизмы , что лишь увеличивает трудности, св занные с хранением и т.д. поскольку микроорганизмы способны использовать эти добавки в своих системах жизнеобеспечени . Согласно данному изобретению ликвидируютс  такие микроорганизмы, дл  чего используетс  водный раствор окислительного агента и металлический ионный катализатор , который, служит средством растворени  или см гчени  слизистых студенистых структур, что нарушает их защитный механизм и позвол ет перекиси водорода и другим реагентам проникнуть в структуры и уничтожить организмы. Более того, поскольку способ обработки по изобретению удал ет жизнеспособные формы организмов, особенно желательные результаты в виде уменьшени  содержани  окислов азота могут быть достигнуты при обработке сырой нефти, а также бензина и прочих топливных фракций перед сжиганием . Точно так же, благодар  удалению организмов и продуктов их жизнеде тельности, количество дыма, несгоревших углеводородов и посторонних зернистых веществ зна- чительно уменьшаетс , а также уменьшаетс  образование полимеров и коксование .
. Ф о р мул а изо б рете н и 
Способ удалени  из жидких нефтепродуктов примесей, включающих жизнеспособные формы микробного загр знени , и предотвращени  повторного микробного загр знени  жидких нефтепродуктов, о т л и ч дг ю щ и и с   тем, что, с целью повышени  эффективности процесса и обеспечени  удалени  азотистых соединений, исходное сырье обрабатывают водным раствором, содержащим 10%-ную перекись водорода или ее
смесь с 0,5 об. % перманганата кали  и с 0,5 об. % пербората натри , и смесью водных растворов хлоридов меди и железа, вз той в количестве 0,35-2,0 об. % в расчете на исходное сырье в обьемном соотношении водного раствора хлорида меди и водного раствора хлорида железа 1:1 при содержании хлорида меди в растворе 0,0276 г на 1 мл раствора, и содержании хлорида железа в растворе 0.15 г на 1 мл раствора, с последующим отделением водной фазы, содержащей примеси, от жидкой углеводородной фазы.
Реагенты Топливо дл  реактивных двига- Керосин телей марки IP )
агарI питательный агар I питательный Бушнелла-Хааса | агар Бушнелла-Хааса | эгар
Образец12 3 123 41 2.3 Ь 1 2 3 ) Контрольный - - - - .- -- - -ц...
Н20,, - 12,5 мл
СиС1г- 0,875 мл............. .
FeClj - 0,875 мл
Н204 - 25 мл
CuClj - 1,25-- - - ----- -- - - .- +
FeClj. - 1,25 мл
fyOj - 50 мл. г
CuClj -2,5мл-- - - ---- --. . .
FeClj - 2,5 мл
М2 - 75 мл.
CuClj -3,75мл-- - - ----- -- -- - - .,.
FeCl, - 3,75 мл
HjOi - 100 мл
CuClt -5.0мл-- - - --- + - -.. .
FeClj - 5,0 мл
П р и м е ч а н и е: - роста нет .
«рост колониис
эти пластины загр знены в процессе работы или подвергнуто воздействие атмосферы после полива; результатами следует лренебречь.
т«0лицаг /
Реагенты .Агар.Питательный агарТрилтосеро4ос6атСердеино-мозговоА
Бушнелла-Хааса -------- --- ----- --. --......настой
-- ----------- Топливо КеросинТопливо Керосин
ТопливоКеросин дл  реактив- ..дол реактиа- Топливо Керосин дл . реактив-ных двигате-кых двигате-дл  реактивных двигате-лей марки лей маркиних двигателей марки if ft . . .лей марки
Образцы12 31231231.23123 1231 23 I 2 3 Контрольные -- +---... +ч- + + + 4- + ч- - -м- -м- + +++ + Н,0 - 12,5 ил CuClt - 0,475 ил-- --. г - + + +. + + + + + + + + + -
ГеС15 ; 0,8$ ил.
4,0,- 25 мл
CuCl, -1,25нл -- - - - - - - .. + + + -- + -+ - - + +
Fed, - 1,25 ил. - 5 ил .... .
CaClt -2,5 ил+- ------- . . . . 4+ + -++. - . + ...
FeClj - 2,5 ил
U,q, - 75 ил
CuCl, 3,75 ил+- +-- + --- -.. + --- + + FeC -3,75 мл
НД - 100 ил
5,0 ил+++++++++-«.+ + + + ---- - - - - -FeCl} - Ь.О мл .
Примечание. + рост никро(ювэиульгирование ч- избыточное эмулыкрованне
- эмульгирование отсутствует
Таблица I
1 Z 3 .Ь
+ - Примечание . - рост отсутствует + рост крлонии
Та.блиц а 3
Набор 1
Набор 2
- - Набор 3
Таблица
SU813312251A 1971-11-08 1981-07-19 Способ удалени из жидких нефтепродуктов примесей RU1795978C (ru)

Priority Applications (16)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/086,242 US4476010A (en) 1971-11-08 1979-10-18 Catalytic water wash
EP79302615A EP0029472B1 (en) 1979-10-18 1979-11-16 Process for removing impurities from hydrocarbons by oxidation with an aqueous solution, and the resulting hydrocarbons
DE7979302615T DE2967499D1 (en) 1979-10-18 1979-11-16 Process for removing impurities from hydrocarbons by oxidation with an aqueous solution, and the resulting hydrocarbons
AT79302615T ATE14896T1 (de) 1979-10-18 1979-11-16 Verfahren zum ausscheiden von verunreinigungen aus kohlenwasserstoffen durch oxydation mit einer waessrigen loesung und die so erhaltenen kohlenwasserstoffe.
BR7909053A BR7909053A (pt) 1979-10-18 1979-11-20 Lavagem aquosa catalitica
JP54502056A JPH0237386B2 (ru) 1979-10-18 1979-11-20
CA000340208A CA1172591A (en) 1979-10-18 1979-11-20 Catalytic water wash
MC79US7901000D MC1404A1 (fr) 1979-10-18 1979-11-20 Procede pour l'elimination d'impuretes par traitement catalytique
PCT/US1979/001000 WO1981001413A1 (en) 1979-10-18 1979-11-20 Method of removing microorganisms from petroleum products
AU53138/79A AU5313879A (en) 1979-10-18 1979-11-23 Removal of microbial contamination from h.c. oils
IL58810A IL58810A (en) 1979-10-18 1979-11-26 Process for removing impurities from hydrocarbon or petroleum products
DK318981A DK318981A (da) 1979-10-18 1981-07-16 Fremgangsmaade til fjernelse af mikroorganismer fra jordolieprodukter
SU813312251A RU1795978C (ru) 1979-10-18 1981-07-19 Способ удалени из жидких нефтепродуктов примесей
RO105579A RO83371B1 (ro) 1979-10-18 1981-10-17 Borna de conectare electrica pentru conductoare depuse pe sticla
AU35667/84A AU568889B2 (en) 1979-10-18 1984-11-19 Removal microbial contamination of h.c. oils
JP63187094A JPH0237386A (ja) 1979-10-18 1988-07-27 輝度切換システム

Applications Claiming Priority (10)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/086,242 US4476010A (en) 1971-11-08 1979-10-18 Catalytic water wash
EP79302615A EP0029472B1 (en) 1979-10-18 1979-11-16 Process for removing impurities from hydrocarbons by oxidation with an aqueous solution, and the resulting hydrocarbons
PCT/US1979/001000 WO1981001413A1 (en) 1979-10-18 1979-11-20 Method of removing microorganisms from petroleum products
CA000340208A CA1172591A (en) 1979-10-18 1979-11-20 Catalytic water wash
AU53138/79A AU5313879A (en) 1979-10-18 1979-11-23 Removal of microbial contamination from h.c. oils
IL58810A IL58810A (en) 1979-10-18 1979-11-26 Process for removing impurities from hydrocarbon or petroleum products
SU813312251A RU1795978C (ru) 1979-10-18 1981-07-19 Способ удалени из жидких нефтепродуктов примесей
RO105579A RO83371B1 (ro) 1979-10-18 1981-10-17 Borna de conectare electrica pentru conductoare depuse pe sticla
AU35667/84A AU568889B2 (en) 1979-10-18 1984-11-19 Removal microbial contamination of h.c. oils
JP63187094A JPH0237386A (ja) 1979-10-18 1988-07-27 輝度切換システム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU1795978C true RU1795978C (ru) 1993-02-15

Family

ID=40912116

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU813312251A RU1795978C (ru) 1971-11-08 1981-07-19 Способ удалени из жидких нефтепродуктов примесей

Country Status (14)

Country Link
US (1) US4476010A (ru)
EP (1) EP0029472B1 (ru)
JP (2) JPH0237386B2 (ru)
AT (1) ATE14896T1 (ru)
AU (2) AU5313879A (ru)
BR (1) BR7909053A (ru)
CA (1) CA1172591A (ru)
DE (1) DE2967499D1 (ru)
DK (1) DK318981A (ru)
IL (1) IL58810A (ru)
MC (1) MC1404A1 (ru)
RO (1) RO83371B1 (ru)
RU (1) RU1795978C (ru)
WO (1) WO1981001413A1 (ru)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4874435A (en) * 1987-12-28 1989-10-17 Caracciolo Louis D Ozonization of containers
WO1994004167A1 (en) * 1991-02-26 1994-03-03 THE UNITED STATES OF AMERICA represented by THE SECRETARY, DEPARTEMENT OF HEALTH AND HUMAN SERVICES Metal-based formulations with high microbicidal efficiency valuable for disinfection and sterilization
FR2700774A1 (fr) * 1993-01-27 1994-07-29 Saggio Nicolino Méthode de réduction de l'émission de gaz carbonique et autres gaz, par les moteurs à explosions et particulièrement les moteurs alternatifs à mélange air-essence.
AU2414897A (en) * 1996-03-26 1997-10-17 Catalytic Sciences, Ltd. Process for removal of organo-sulfur compounds from liquid hydrocarbons
JP2000219886A (ja) 1999-02-01 2000-08-08 Masatoshi Matsumura 植物油（バージン油）又は植物性廃油のディーゼルエンジン用燃料化精製方法及び装置
FR2802939B1 (fr) * 1999-12-28 2005-01-21 Elf Antar France Procede de desulfuration des derives du thiophene contenus dans les carburants
ES2179753B1 (es) 2000-10-11 2005-02-16 Universidad Politecnica De Valencia Proceso y catalizadores para la eliminacion de compuestos de azufre de la fraccion gasolina.
US6544409B2 (en) * 2001-05-16 2003-04-08 Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras Process for the catalytic oxidation of sulfur, nitrogen and unsaturated compounds from hydrocarbon streams
JP2003321683A (ja) * 2002-04-30 2003-11-14 Frontier Japan:Kk エンジン用燃料の製造方法、製造装置及び製造プラント
US7153414B2 (en) * 2002-12-10 2006-12-26 Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras Process for the upgrading of raw hydrocarbon streams
CN1309806C (zh) * 2005-07-29 2007-04-11 陕西师范大学 提高直馏汽油辛烷值的方法
JP2008094829A (ja) * 2006-10-12 2008-04-24 Kocat Inc Ｍｃ型均一触媒およびｏ２／ｃｏ２混合気体を用いた有機酸またはその誘導体の製造方法
WO2016203449A1 (en) * 2015-06-17 2016-12-22 Ces Technology S.À.R.L. Process for managing sulphur species
EP4389855A1 (en) * 2022-12-19 2024-06-26 Borealis AG Pyrolysis oil purification

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
USRE19879E (en) * 1936-03-03 Process of refining hydrocarbon oils
US2042054A (en) * 1930-11-11 1936-05-26 Bennett Clark Co Inc Process for sweetening hydrocarbon oil
US2042052A (en) * 1931-05-25 1936-05-26 Bennett Clark Co Inc Process for treating mineral oils
US2011954A (en) * 1932-01-27 1935-08-20 Texas Co Method of sweetening hydrocarbon oil
US2042053A (en) * 1932-03-26 1936-05-26 Bennett Clark Co Inc Refining hydrocarbon oils and vapors
GB413719A (en) * 1932-12-20 1934-07-20 Improved Hydro Carbon Processe Improved process of refining hydrocarbons
US2457635A (en) * 1945-10-10 1948-12-28 Pure Oil Co Method of regenerating aqueous alkali solution used to extract weakly acidic sulfur compounds from hydrocarbon fluids
US2792334A (en) * 1955-05-26 1957-05-14 Mercaptan
US3016349A (en) * 1959-08-10 1962-01-09 Exxon Research Engineering Co Denitrogenation of petroleum
US3102598A (en) * 1961-06-08 1963-09-03 Kewanee Mach & Conveyor Co Wing gang coupling
US3240701A (en) * 1961-08-21 1966-03-15 Geigy Chem Corp Inhibiting growth of bacteria in fluids
US3162598A (en) * 1962-03-12 1964-12-22 Sinelair Res Inc Removing nitrogen compounds by oxidation
US3334976A (en) * 1963-07-29 1967-08-08 Robert S Norris Process to render innocuous water present in petroleum distillates and inhibit bacteria growth
US3628926A (en) * 1968-12-19 1971-12-21 Texaco Inc Cyclic imines as biocides in petroleum products
US3964994A (en) * 1969-11-28 1976-06-22 Marathon Oil Company H2 O2 -containing micellar dispersions
US3594304A (en) * 1970-04-13 1971-07-20 Sun Oil Co Thermal liquefaction of coal
US3809643A (en) * 1971-07-15 1974-05-07 Gulf Research Development Co Oxidative sweetening of hydrocarbons with a calcined catalyst containing copper,iron and oxygen

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Патент US № 3628926, кл. 44-63,1971. SAEJourn. 1971, №4,47, 1963. *

Also Published As

Publication number Publication date
AU3566784A (en) 1985-03-21
MC1404A1 (fr) 1982-05-26
JPS56501565A (ru) 1981-10-29
JPH0237386A (ja) 1990-02-07
ATE14896T1 (de) 1985-08-15
US4476010A (en) 1984-10-09
DE2967499D1 (en) 1985-09-19
WO1981001413A1 (en) 1981-05-28
BR7909053A (pt) 1981-09-01
AU5313879A (en) 1981-05-28
IL58810A0 (en) 1980-02-29
EP0029472B1 (en) 1985-08-14
CA1172591A (en) 1984-08-14
DK318981A (da) 1981-07-16
RO83371A2 (ro) 1984-03-15
AU568889B2 (en) 1988-01-14
EP0029472A1 (en) 1981-06-03
JPH0237386B2 (ru) 1990-08-23
IL58810A (en) 1983-03-31
RO83371B1 (ro) 1984-03-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU1795978C (ru) Способ удалени из жидких нефтепродуктов примесей
EP0046459B1 (en) Method for reducing the formation of trihalomethanes in drinking water
US4268188A (en) Process for reducing possibility of leaching of heavy metals from used petroleum cracking catalyst in land fills
RU2093543C1 (ru) Способ удаления органической серы и неорганических солей из ископаемого топлива
Shokri et al. Water decolorization using waste cooking oil: An optimized green emulsion liquid membrane by RSM
DE2735892A1 (de) Verfahren zur behandlung von abwasser
US6025152A (en) Denitrifying bacterial preparation and method
US4314902A (en) Catalytic water wash
KR20130103550A (ko) 피처리수의 생물학적 정화제, 생물학적 정화 시스템 및 생물학적 정화 방법
JPS6333920B2 (ru)
CN110982754B (zh) 一种锑还原菌的富集及筛选方法
DE68914280T2 (de) Reinigung eines lösungsmittels für chemische reinigung.
RU2791237C1 (ru) Биокомпозиция на основе гуминовых кислот тростникового низинного торфа
SU922088A1 (ru) Способ очистки сточных вод от ионов вольфрама и молибдена
US2309062A (en) Treatment of waste water
DE2934254C2 (ru)
Ponomareva et al. Optimizing the Treatment of Oil-Containing Wastewater with “Catan” Type Catalysts
Monday et al. The use of locally formulated green de-oiler in oil field effluent water treatment
NO159925B (no) Fremgangsmaate for fjernelse av forurensninger fra hydrokarboner.
Andersen et al. Moving Bed Biofilm Reactor for produced water treatment on the seafloor
Sahilan et al. Performance of ZnO-Kaolin for Palm Oil Mill Secondary Effluent (POMSE) Treatment via Photocatalytic Reactor
DE566134C (de) Verfahren zur Reinigung von Abwaessern, wie Kloakenwasser
RU2189949C2 (ru) Катализатор очистки сточных вод от органических веществ и солей тяжелых металлов
SU1717549A1 (ru) Способ биологической очистки сточных вод
SU1759793A1 (ru) Способ очистки воды от этилированного бензина