RU2346024C2 - Способ перевода металлов из углеводородной фазы в водную фазу, композиция для осуществления способа, обработанная углеводородная эмульсия - Google Patents
Способ перевода металлов из углеводородной фазы в водную фазу, композиция для осуществления способа, обработанная углеводородная эмульсия Download PDFInfo
- Publication number
- RU2346024C2 RU2346024C2 RU2005109162/04A RU2005109162A RU2346024C2 RU 2346024 C2 RU2346024 C2 RU 2346024C2 RU 2005109162/04 A RU2005109162/04 A RU 2005109162/04A RU 2005109162 A RU2005109162 A RU 2005109162A RU 2346024 C2 RU2346024 C2 RU 2346024C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- water
- hydrocarbon
- metals
- aqueous phase
- Prior art date
Links
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 72
- 239000002184 metal Substances 0.000 title claims abstract description 72
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 title claims abstract description 61
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 49
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 49
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000012071 phase Substances 0.000 title claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 55
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 43
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims abstract description 33
- -1 alkali metal salts Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N D-gluconic acid Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-SQOUGZDYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- CWERGRDVMFNCDR-UHFFFAOYSA-N thioglycolic acid Chemical group OC(=O)CS CWERGRDVMFNCDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 150000007513 acids Chemical group 0.000 claims abstract description 15
- 235000012208 gluconic acid Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N D-gluconic acid Natural products OCC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O RGHNJXZEOKUKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000000174 gluconic acid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229940061720 alpha hydroxy acid Drugs 0.000 claims abstract description 8
- FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N chloroacetic acid Chemical group OC(=O)CCl FOCAUTSVDIKZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 229940106681 chloroacetic acid Drugs 0.000 claims abstract description 7
- 229920000642 polymer Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims abstract description 5
- 150000001261 hydroxy acids Chemical class 0.000 claims description 53
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 22
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 22
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 20
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 20
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 15
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 15
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 13
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 10
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 9
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims description 6
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 4
- 229920001522 polyglycol ester Polymers 0.000 claims 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract description 49
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 33
- 238000012546 transfer Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 abstract 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 22
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 18
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 17
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 15
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 14
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 12
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 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 8
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 8
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 6
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 5
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 5
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 5
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- SJRJJKPEHAURKC-UHFFFAOYSA-N N-Methylmorpholine Chemical compound CN1CCOCC1 SJRJJKPEHAURKC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 3-methoxypropan-1-amine Chemical compound COCCCN FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HVCNXQOWACZAFN-UHFFFAOYSA-N 4-ethylmorpholine Chemical compound CCN1CCOCC1 HVCNXQOWACZAFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NKFIBMOQAPEKNZ-UHFFFAOYSA-N 5-amino-1h-indole-2-carboxylic acid Chemical compound NC1=CC=C2NC(C(O)=O)=CC2=C1 NKFIBMOQAPEKNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N N-methylethanolamine Chemical compound CNCCO OPKOKAMJFNKNAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- QBYIENPQHBMVBV-HFEGYEGKSA-N (2R)-2-hydroxy-2-phenylacetic acid Chemical compound O[C@@H](C(O)=O)c1ccccc1.O[C@@H](C(O)=O)c1ccccc1 QBYIENPQHBMVBV-HFEGYEGKSA-N 0.000 description 1
- 125000004178 (C1-C4) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- BJEPYKJPYRNKOW-REOHCLBHSA-N (S)-malic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-REOHCLBHSA-N 0.000 description 1
- JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 2,3-di(nonyl)phenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1CCCCCCCCC JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101150115720 DUO1 gene Proteins 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N N-dimethylaminoethanol Chemical compound CN(C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-O N-dimethylethanolamine Chemical compound C[NH+](C)CCO UEEJHVSXFDXPFK-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 1
- 229920001273 Polyhydroxy acid Polymers 0.000 description 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical class [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- IWYDHOAUDWTVEP-UHFFFAOYSA-N R-2-phenyl-2-hydroxyacetic acid Natural products OC(=O)C(O)C1=CC=CC=C1 IWYDHOAUDWTVEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013832 Valeriana officinalis Nutrition 0.000 description 1
- 244000126014 Valeriana officinalis Species 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N alpha-hydroxysuccinic acid Natural products OC(=O)C(O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 1
- CHIHQLCVLOXUJW-UHFFFAOYSA-N benzoic anhydride Chemical class C=1C=CC=CC=1C(=O)OC(=O)C1=CC=CC=C1 CHIHQLCVLOXUJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CHRHZFQUDFAQEQ-UHFFFAOYSA-L calcium;2-hydroxyacetate Chemical compound [Ca+2].OCC([O-])=O.OCC([O-])=O CHRHZFQUDFAQEQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000010668 complexation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000012972 dimethylethanolamine Substances 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 230000003054 hormonal effect Effects 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004255 ion exchange chromatography Methods 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000001630 malic acid Substances 0.000 description 1
- 235000011090 malic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229960002510 mandelic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- PTMHPRAIXMAOOB-UHFFFAOYSA-L phosphoramidate Chemical compound NP([O-])([O-])=O PTMHPRAIXMAOOB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 1
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 1
- ISIJQEHRDSCQIU-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 2,7-diazaspiro[4.5]decane-7-carboxylate Chemical compound C1N(C(=O)OC(C)(C)C)CCCC11CNCC1 ISIJQEHRDSCQIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000016788 valerian Nutrition 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Images
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
- C10G17/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with acids, acid-forming compounds or acid-containing liquids, e.g. acid sludge
- C10G17/02—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with acids, acid-forming compounds or acid-containing liquids, e.g. acid sludge with acids or acid-containing liquids, e.g. acid sludge
- C10G17/04—Liquid-liquid treatment forming two immiscible phases
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/0217—Separation of non-miscible liquids by centrifugal force
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/04—Breaking emulsions
- B01D17/047—Breaking emulsions with separation aids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/08—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by treating with water
-
- 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
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/02—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with electrical or magnetic means
-
- 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
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/04—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with chemical means
-
- 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
-
- 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
- C10G2300/205—Metal content
-
- 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
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/44—Solvents
-
- 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
- C10G2300/80—Additives
-
- 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
- C10G2300/80—Additives
- C10G2300/805—Water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
- C10L2290/54—Specific separation steps for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
- C10L2290/545—Washing, scrubbing, stripping, scavenging for separating fractions, components or impurities during preparation or upgrading of a fuel
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Treatment Of Water By Ion Exchange (AREA)
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Golf Clubs (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, заключающемуся в том, что добавляют в эмульсию углеводорода и воды эффективное количество композиции для перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, включающей, по меньшей мере, одну тиогликолевую кислоту, хлоруксусную кислоту или растворимую в воде гидроксикислоту, выбранную из группы, состоящей из гликолевой кислоты, глюконовой кислоты, С2-С4-альфа-гидроксикислот, полигидроксикарбоновых кислот, полимерных форм указанных выше гидроксикислот, полигликолевых сложных эфиров формулы: 
,
где n изменяется от 1 до 10, простых гликолятных эфиров формулы:
где n изменяется от 1 до 10, и аммонийной соли и солей щелочных металлов этих гидроксикислот и их смесей; и разделяют эмульсию на углеводородную фазу и водную фазу, где, по меньшей мере, часть металлов и/или аминов переходит в водную фазу. Применение данного способа позволяет перевести в процессе обессоливания большинство или все металлы из сырой нефти в водную фазу, при незначительном переходе нефти в водную фазу. Также данное изобретение относится к вариантам композиции для перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу и обработанной углеводородной эмульсии для переработки в высококачественный кокс. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 6 табл., 1 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к способам и композициям для разделения эмульсий углеводородов и воды и более конкретно относится, в одном варианте осуществления, к способам и композициям для переноса металлов и/или аминов в водную фазу в процессе разрушения эмульсии.
Уровень техники
Обессоливание сырой нефти практикуется на нефтеперерабатывающих заводах в течение многих лет. Обычно сырая нефть загрязняется из нескольких источников, которые включают (но не исчерпываются этим) следующие:
- Солевое загрязнение в сырой нефти, обусловленное солью, связанной с пластовой нефтью.
- Минералы, глину, илистые отложения и песок из формации, окружающей нефтяную скважину.
- Металлы, включающие кальций, цинк, кремний, никель, натрий, калий и т.п.
- Азотсодержащие соединения, такие как амины, используемые для поглощения H2S из потоков нефтезаводского газа в установках с аминами, или из аминов, используемых в качестве нейтрализующего вещества в системах дистиллята перегонки сырой нефти, а также из поглотителей H2S, используемых на нефтепромыслах.
- Сульфиды железа и оксиды железа, образовавшиеся за счет коррозии трубопроводов и резервуаров при добыче, транспортировке и хранении нефти.
Обессоливание необходимо проводить до переработки нефти с целью удаления этих солей и других неорганических материалов, которые в противном случае могли бы вызвать загрязнение и образование отложений в теплообменном оборудовании на последующих стадиях, и/или образование коррозионных солей, причиняющих ущерб оборудованию для переработки сырой нефти. Кроме того, эти металлы могут вызывать отравление катализаторов, которые используются на последующих стадиях переработки нефти. Эффективное обессоливание сырой нефти может помочь минимизировать действие этих загрязнений на оборудование в последующих стадиях переработки нефти. Целесообразная обессоливающая обработка обеспечивает следующие преимущества при переработке нефти:
- Уменьшение коррозии в установках переработки нефти.
- Уменьшение загрязнения системы подогрева сырой нефти.
- Снижение степени повреждения дистилляционных колонн.
- Снижение энергетических затрат.
- Уменьшение загрязнений при последующей переработке с образованием продуктов.
Обессоливание представляет собой повторное разделение природной эмульсии воды, сопровождающей сырую нефть, путем образования другой эмульсии, в которой диспергируются приблизительно 5% (относительных) промывающей воды в нефти при использовании клапана смешения. Эта эмульсионная смесь направляется в емкость установки обессоливания, в которой имеется ряд параллельных электрически заряженных пластин. В такой конфигурации эмульсия нефти и воды подвергается воздействию электрического поля. На каждой капле воды внутри эмульсии индуцируется электрический диполь, что вызывает электростатическое притяжение и коалесценцию капель воды с образованием все более крупных капель. В итоге эмульсия разделяется на две отдельные фазы - нефтяную фазу (верхний слой) и водную фазу (нижний слой). Из установки для обессоливания отдельно отводятся поток обессоленной сырой нефти и отходящий поток воды.
Совершенный способ обессоливания представляет собой непрерывный процесс в потоке в противоположность периодическому процессу. Обычно, кроме использования электростатической коалесценции, в эмульсию вводят химические добавки до клапана смешения, чтобы способствовать разделению водонефтяной эмульсии. Эти добавки обеспечивают повышение эффективности коалесценции небольших капель воды путем снижения поверхностного натяжения на границе фаз нефть/вода.
В случае высокого содержания частиц твердого вещества в сырой нефти процесс обессоливания может быть затруднен. В силу своей природы, эти частицы твердого вещества будут предпочтительно переходить в водную фазу. Однако большая часть твердых частиц в сырой пластовой нефти находится в прочной эмульсии типа “вода в нефти”. Иными словами, смоченные нефтью твердые частицы при высокой концентрации в сырой нефти могут способствовать образованию прочной эмульсии нефти и воды, которую трудно разделить. Такие прочные эмульсии часто называют "рыхлыми", и они могут существовать в виде слоя между разделенными фазами нефти и воды. Объем этого рыхлого слоя внутри емкости для обессоливания может увеличиться до такой степени, что некоторая часть слоя будет неизбежно выходить вместе с водной фазой. Это создает проблему для установки обработки сточных вод, поскольку рыхлый слой еще содержит значительное количество неразделенной эмульгированной нефти.
Как указано выше, многие твердые вещества, встречающиеся в ходе обессоливания сырой нефти, содержат железо, наиболее часто в виде частиц, таких как оксид железа, сульфид железа и т.п. Прочие металлы, которые желательно удалять, включают (но необязательно исчерпываются указанными) кальций, цинк, кремний, никель, натрий, калий и т.п. Обычно присутствует несколько таких металлов. Некоторые металлы могут присутствовать в растворенном виде, в виде неорганических или органических соединений. Кроме усложнения работы установки для обессоливания, железо и другие металлы имеют особенно важное значение для последующей переработки. Это относится к процессу коксования, поскольку железо и другие металлы, остающиеся в переработанных углеводородах, ухудшают качество полученного кокса. Удаление металлов из сырой нефти на ранних стадиях переработки углеводородов является желательным, чтобы в конечном счете получить высококачественный кокс, а также ограничить проблемы коррозии и загрязнения при переработке.
Для снижения общего содержания металлов было предложено несколько подходов к обработке, которые все основаны на удалении металлов на установках обессоливания. Обычно в этих установках удаляются только растворимые в воде неорганические соли, такие как хлориды натрия или калия. Некоторые виды сырых нефтей содержат нерастворимые в воде соли металлов и органических кислот, такие как нафтенат кальция и нафтенат железа, которые растворяются или диспергируются в виде мелкодисперсных частиц в нефти, но не в воде.
Таким образом, было бы желательно разработать композицию и способ ее применения, с помощью которой можно перевести в процессе обессоливания большинство металлов или все металлы из сырой нефти в водную фазу, при незначительном переходе (или отсутствии его) нефти в водную фазу. В прошлом использовались нонилфенольные смолы в качестве обессоливающих добавок, но эти материалы предположительно могут вызывать гормональную реакцию и являются неэффективными при удалении таких металлов, как кальций или железо.
Раскрытие изобретения
В соответствии с изложенным, целью настоящего изобретения является разработка композиции и способа ее применения, с помощью которого можно перевести в процессе обессоливания большую часть металлов и/или аминов из сырой нефти в водную фазу.
Другой целью настоящего изобретения является разработка композиции и способа перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу в процессе разрушения эмульсии без перехода углеводородов в водную фазу. Для достижения этих и других целей изобретения в одном его варианте предоставляется способ перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, который включает добавление к эмульсии углеводородов и воды, достаточного количества композиции, чтобы перевести металлы и/или амины из углеводородной фазы в водную фазу, содержащую, по меньшей мере, одну растворимую в воде гидроксикислоту. Эта растворимая в воде гидроксикислота может представлять собой: гликолевую кислоту, глюконовую кислоту, С2-С4-альфа-гидроксикислоты, полигидроксикарбоновые кислоты, тиогликолевую кислоту, хлоруксусную кислоту, полимерные формы указанных выше гидроксикислот, а именно полигликолевую кислоту, полиглюконовую кислоту, эфиры полигликолевой кислоты, простые гликолятные эфиры, аммонийную соль и соли щелочных металлов вышеуказанных гидроксикислот и их смеси. Затем эмульсия разделяется на углеводородную фазу и водную фазу, где по меньшей мере часть металлов и/или аминов переведена в водную фазу. Это достигается путем превращения нерастворимых в воде солей, таких как нафтенат кальция, в растворимые в воде соли, такие как гликолят кальция.
В другом не ограничивающем варианте осуществления изобретения предоставляется композиция для перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, которая включает растворимую в воде гидроксикислоту (которая определена выше, включая ее соли) и минеральную кислоту.
В другом не ограничивающем варианте осуществления изобретения предоставляется композиция для перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, которая включает растворимую в воде гидроксикислоту (которая определена выше, включая ее соли) и по меньшей мере, один дополнительный компонент, который может представлять собой углеводородный растворитель, ингибитор коррозии, деэмульгатор, ингибитор образования окалины, хелатообразующие агенты для металлов, смачивающие агенты и их смеси.
В еще одном не ограничивающем варианте осуществления изобретения предоставляется преобразованная углеводородная эмульсия, включающая углеводород, воду и композицию для перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, содержащую растворимую в воде гидроксикислоту (которая определена выше, включая ее соли).
На чертеже показан график распределения различных аминов и аммиака в установке обессоливания как функция рН.
Подробное описание изобретения
Авторы изобретения установили, что добавление гликолевой (гидроксиуксусной) кислоты и других растворимых в воде гидроксикислот в сырую нефть может значительно снизить количество кальция и других металлов и/или аминов в углеводородах, обрабатываемых в установке обессоливания на нефтеперерабатывающем заводе. Авторы изобретения провели сопоставление “нормального” обессоливания стандартной сырой нефти, содержащей повышенное, по сравнению с обычным, количество кальция, и обнаружили минимальное удаление кальция. Добавление гликолевой кислоты в количестве до 5:1 по отношению к кальцию дает в большинстве случаев более низкое содержание металлов и/или аминов в обессоленной нефти. Уровни содержания металлов, отличных от кальция, таких как железо, цинк, кремний, никель, натрий и калий, также снижаются. Удаление частиц железа в виде оксида железа, сульфида железа и других соединений представляет собой специфический не ограничивающий вариант осуществления изобретения. Термин “удаление” металлов и/или аминов из углеводорода или сырой нефти означает распределение, комплексообразование, разделение, перемещение, устранение, выделение, удаление всех и каждого одного или нескольких металлов из углеводорода или сырой нефти в любой степени.
Будучи водной добавкой, гликолевая кислота обычно добавляется в промывающую воду установки обессоливания. Это улучшает распределение кислоты в нефти, хотя добавление в водную фазу не следует рассматривать как необходимое условие эксплуатации композиции изобретения.
Композиция и способ изобретения будут важны для производства высококачественного (например, высокой чистоты) кокса из сырой нефти, которая может вначале содержать металлы и/или амины и твердые частицы, в том числе твердые вещества на основе железа, в высокой концентрации. Кроме того, в изобретении усовершенствована технология удаления неорганического материала из сырой нефти без сброса любой части нефти или эмульсии в очистные сооружения.
В этом изобретении будет показано, что металлы включают (но необязательно исчерпываются ими) следующие группы: IA, IIA, VB, VIII, IIB и IVA Периодической Таблицы (версия CAS). В другом не ограничивающем варианте изобретения металлы включают (но необязательно исчерпываются ими) кальций, железо, цинк, кремний, никель, натрий, калий, ванадий и их смеси. В частности, никель и ванадий известны как каталитические яды для катализаторов, используемых в установках флюидного каталитического крекинга (ФКК) при последующей обработке.
Амины, удаленные в соответствии со способом этого изобретения, могут включать (но необязательно исчерпываться ими): моноэтаноламин (МЕА); диэтаноламин (DEA); триэтаноламин (TEA); N-метилэтаноламин; N,N-диметилэтаноламин (DMEA); морфолин; N-метилморфолин; этилендиамин (EDA); метоксипропиламин (МОРА); N-этилморфолин (ЕМО); N-метилэтаноламин, N-метилдиэтаноламин и их сочетания.
В одном варианте осуществления изобретения композиция согласно изобретению включает растворимую в воде гидроксикислоту. Термин гидроксикислота определяется здесь как не включающий, или исключающий, уксусную кислоту. Уксусная кислота иногда также применяется для удаления металлов, но имеет высокую растворимость в нефти и стремится остаться с углеводородами, выходящими из установки обессоливания. Кроме того, кислотность уксусной кислоты может создать проблемы коррозии в установке с сырой нефтью. Водорастворимые гидроксикислоты обладают еще более высокой растворимостью в воде и не станут в такой степени переходить в сырую нефть, и таким образом, ослабляются последующие проблемы. Они также менее летучи и не перегоняются в систему дистиллята установки перегонки сырой нефти, где могут способствовать процессу коррозии, при смешивании с водой, обычно присутствующей в этой системе.
В одном предпочтительном не ограничивающем варианте изобретения растворимую в воде гидроксикислоту выбирают из группы, состоящей из гликолевых кислот, С1-С4-альфа-гидроксикислот, карбоновых полигидроксикислот, тиогликолевых кислот, хлоруксусной кислоты, полимерных форм вышеуказанных гидроксикислот, простых гликолятных эфиров, сложных полигликолевых эфиров и их смесей. Хотя тиогликолевая и хлоруксусная кислоты, строго говоря, не являются гидроксикислотами, они представляют собой их функциональные эквиваленты. В рамках этого изобретения они определяются как гидроксикислоты. Альфа-заместителем в С1-С4-альфа-гидроксикислотах может быть любая С1-С4-алкильная группа с прямой или разветвленной цепочкой. В одном не ограничивающем варианте осуществления изобретения альфа-заместителем может быть С2-С4-алкильная группа с прямой или разветвленной цепочкой, а молочная кислота исключается. Глюконовая кислота, СН2OH(СНОН)4СООН, представляет собой не обязательный, но предпочтительный полимер гликолевой кислоты. Простые гликолятные эфиры могут иметь формулу:
где n изменяется от 1 до 10. Сложные гликолятные эфиры могут иметь формулу:
где n имеет указанные выше значения. Тиогликолевая кислота и эфиры гликолевой кислоты могут иметь дополнительные преимущества: более высокую точку кипения и, возможно, повышенную растворимость в воде. Более высокая точка кипения означает, что добавка не станет перегоняться с дистиллятными фракциями в установке перегонки сырой нефти и не будет способствовать коррозии или снижению качества продукта. Более высокая растворимость в воде также способствует удалению добавки из сырой нефти в установке обессоливания и снижает ее количество, которое может попасть в последующие технологические установки.
В частности, определение растворимых в воде гидроксикислот включает аммонийную соль и соли щелочных металлов (например, соли натрия, калия и т.п.) этих гидроксикислот индивидуально или в сочетании с другими вышеупомянутыми водорастворимыми гидроксикислотами. Такие соли могут образоваться в установке обессоливания в промывающей воде, поскольку значение рН системы устанавливается регуляторами рН, такими как гидроксид натрия, гидроксид калия, аммиак и т.п.
В другом не ограничивающем варианте осуществления водорастворимые гидроксикислоты не включают лимонную кислоту, яблочную кислоту, винную кислоту, миндальную кислоту и молочную кислоту. В еще одном не ограничивающем варианте осуществления изобретения определение растворимых в воде гидроксикислот не включает ангидриды органических кислот: в частности уксусный, пропионовый, масляный, валерьяновый, стеариновый, фталевый и бензойный ангидриды.
В еще одном не ограничивающем варианте осуществления изобретения гликолевая кислота и глюконовая кислота могут использоваться для удаления кальция и аминов, а тиогликолевая кислота может использоваться для удаления железа из сырой нефти или другой углеводородной фазы.
Ожидается, что растворимые в воде гидроксикислоты будут использоваться в промышленном процессе вместе с другими добавками, включающими (но не ограничивающиеся ими) ингибиторы коррозии, деэмульгаторы, регуляторы рН, хелатообразующие агенты, ингибиторы образования окалины, углеводородные растворители и их смеси. Агенты, образующие хелаты металлов, представляют собой соединения, которые образуют комплекс с металлами с образованием хелатов. В частности, могут быть использованы минеральные кислоты, так как лучше всего металлы удаляются в кислотной среде. Использование сочетаний водорастворимых гидроксикислот, особенно гликолевой кислоты или глюконовой кислоты, и минеральных кислот может дать превосходную экономию при промышленном применении. Подходящие минеральные кислоты для использования в сочетании с растворимыми в воде гидроксикислотами согласно изобретению включают (но не обязательно ограничиваются ими) серную кислоту, хлороводородную кислоту, фосфористую кислоту, азотную кислоту, фосфорную кислоту и их смеси. Как уже отмечалось, в одном варианте способ согласно изобретению осуществляется практически в процессе обессоливания на нефтеперерабатывающем заводе, в котором используется промывка эмульсии сырой нефти промывающей водой. В другом не ограничивающем варианте осуществления изобретения количество используемой минеральной кислоты может оказаться достаточным для снижения величины рН промывающей воды до 6 или ниже. Как отмечено ниже, в некоторых вариантах осуществления изобретения может быть необходимо или предпочтительно снижать рН промывающей воды до 5 или ниже, альтернативно до 4 или ниже. Предполагается, что растворимые в воде гидроксикислоты (и их соли) будут эффективны в широком диапазоне рН, хотя в некоторых ситуациях может быть необходимо или желательно регулировать рН для достижения желаемого перемещения или отделения загрязнения.
Следует признать, что необходимые, эффективные или желательные соотношения гидроксикислот и/или минеральных кислот будет трудно предсказать заранее, так как эти соотношения или дозировки зависят от множества факторов, включающих (но не обязательно ограничиваются ими) природу углеводорода, концентрацию металлических примесей и амина, подлежащих удалению, технологические условия температуры и давления, тип конкретно применяемой гидроксикислоты и минеральной кислоты и т.п. В общем, чем больше должно быть удалено примесей, таких как кальций, тем больше необходимо добавлять кислотного реагента. Поскольку существует влияние многих нежелательных примесей, для успешного удаления металлов в процессе может потребоваться больше кислотного реагента в расчете по стехиометрии, чем могло бы показаться, судя по концентрации лишь целевых примесей. Следовательно, может быть недостаточным добавлять ровно столько кислоты, сколько нужно для достижения рН ниже 6. Тем не менее, для придания некоторого смысла соотношениям, которые могут быть применены, в одном не ограничивающем варианте осуществления изобретения, композиция может содержать приблизительно не менее 1 мас.% растворимой в воде гидроксикислоты и приблизительно до 20 мас.% минеральной кислоты, предпочтительно приблизительно от 1 до 100 мас.% растворимой в воде гидроксикислоты; приблизительно от 1 до 20 мас.% минеральной кислоты, и наиболее предпочтительно приблизительно от 25 до 85 мас.% водорастворимой гидроксикислоты; приблизительно от 15 до 75 мас.% минеральной кислоты. В некоторых не ограничивающих вариантах осуществления изобретения минеральная кислота является необязательной и может быть исключена.
Смесь добавок в этом изобретении вводится в промывающую воду перед клапаном смешения в неразбавленном виде, или эту смесь разбавляют водой, спиртом или подобным растворителем, подходящим для удержания всех компонентов добавки в растворе. Применяемое количество растворителя может варьироваться приблизительно от 10 до 95 мас.%, в расчете на всю композицию, предпочтительно, приблизительно от 20 до 10 мас.%.
Эффективную концентрацию композиции смеси добавок согласно изобретению, которую необходимо вводить в сырую нефть, очень трудно предсказать заранее, поскольку она зависит от многочисленных взаимосвязанных факторов, включающих (но не обязательно ограничиваются ими), среди прочих, состав сырой нефти, условия обессоливания (температура, давление и т.п.), скорость потока и время пребывания сырой нефти в установке обессоливания. Тем не менее, с целью не ограничивающего пояснения, доля активной водорастворимой гидроксикислоты, которая может использоваться в сырой нефти (исключая любой растворитель или минеральную кислоту), может варьироваться приблизительно от 1 до 2000 вес.ч./млн, более предпочтительно, приблизительно от 10 до 500 вес.ч./млн, и будет зависеть от концентрации металлических примесей, подлежащих удалению. Органическая гидроксикислота стехиометрически реагирует с органическими металлическими и/или аминными примесями, подлежащими удалению. Поэтому должно быть добавлено эквивалентное количество органической гидроксикислоты по сравнению с концентрацией металлических примесей, подлежащих удалению. Небольшой избыток кислоты обеспечивает завершение этой реакции. В одном не ограничивающем варианте осуществления изобретения количество гидроксикислоты стехиометрически соответствует количеству присутствующих металлов и/или аминов, или больше стехиометрического количества. По экономическим соображениям на нефтеперерабатывающем заводе можно выбрать вариант, когда в сырой нефти оставляют немного металлических и/или аминных примесей на приемлемо низком уровне загрязнения углеводородов. В таких случаях можно соответственно снизить уровень обработки гидроксикислотами.
Конечно, наиболее предпочтительно, чтобы при практическом осуществлении этого изобретения отсутствовал переход нефти в водную фазу, или, по меньшей мере, этот переход был минимизирован. Кроме того, хотя предпочтительно, чтобы все металлы и/или амины переходили в водную фазу; в одном не ограничивающем варианте изобретения некоторое количество металлов и/или аминов может переходить из водной фазы в рыхлый шлам. Эта часть металлов и/или аминов удаляется, когда вычищается рыхлый шлам.
Разумеется, также наиболее предпочтительно, чтобы при практическом осуществлении этого изобретения металлы и/или амины переводились в водную фазу. В другом не ограничивающем варианте осуществления изобретения 25% (или меньше) металла и/или амина присутствует в углеводородной фазе после обессоливания, предпочтительно остается 20% (или менее) металлов и/или аминов, наиболее предпочтительно остается 10% (или менее) таких примесей. В некоторых случаях на нефтеперерабатывающем заводе можно выбрать вариант, когда в сырой нефти оставляют более высокое содержание металлических и/или аминных примесей, если установлено, что вредное воздействие примесей является экономически допустимым.
В дальнейшем изобретение будет проиллюстрировано со ссылками на следующие ниже примеры, которые предназначены для дополнительного разъяснения, но не для ограничения изобретения.
Для отбора возможных смешанных композиций был разработан следующий метод испытаний в установке электростатического обессоливания и дегидратации (УЭОД). Эта установка УЭОД представляет собой лабораторное устройство для исследования и моделирования процесса обессоливания.
Метод испытаний в установке УЭОД
1. В смеситель продуктов добавляют 800, 600 или 400 мл сырой нефти, подвергаемой испытанию, за вычетом доли промывающей воды (в зависимости от числа пробирок, которые выдерживают в УЭОД).
2. В смеситель добавляют требуемый процент промывающей воды, доводя полный объем жидкости до 800, 600 или 400 мл.
3. Смесь перемешивают со скоростью 50% (на вариаторе оборотов) в течение 30 секунд. Скорость может быть снижена при низком перепаде давления на клапане смешения.
4. Смесь выливают в пробирки УЭОД, чуть ниже на уровня 100 мл.
5. Помещают пробирки в нагревательный блок УЭОД, в котором поддерживается заданная температура (99°С).
6. В каждую пробирку добавляют желаемое количество деэмульгатора (на уровне ч·/млн). В каждом испытании необходимо проводить холостой опыт с целью сравнения.
7. В пробирки помещают верхний винтовой электрод, и пробам дают нагреться приблизительно в течение 15 минут.
8. Закрывают пробкой и каждую пробирку встряхивают 100-200 раз, и затем повторно нагревают в течение 5 минут, поместив пробирки снова в нагревательный блок.
9. Размещают электродную крышку над пробирками и фиксируют по месту. Обеспечивают наличие хорошего контакта между крышкой и наконечником электрода.
10. Установив интервал времени 5 минут, подают напряжение 1500-3000 В, в соответствии с требованиями испытания.
11. По истечении пяти минут вынимают пробирки и контролируют процент водяных капель. Кроме того, проверяют качество поверхности раздела и качество воды и регистрируют данные.
12. Повторяют пункты 9, 10 и 11 до достижения желаемого полного времени пребывания.
13. Отбирают лучшие композиции и используют их в испытании дегидратации.
а) Наполняют ксилолом желаемое число пробирок для центрифугирования емкостью 12,5 мл до уровня 50%.
б) Используют стеклянный шприц для отбора пробы (5,8 мл) обезвоженной сырой нефти с желаемого уровня в пробирке и смешивают с ксилолом в пробирках для центрифугирования.
в) Пробирки центрифугируют со скоростью 2000 об/мин в течение 4 минут.
г) Проверяют и регистрируют количество воды, эмульсии и твердых частиц, скопившихся на дне пробирки.
Анализы на кальций
По завершении испытания УЭОД, используя стеклянный шприц и канюлю (длинная игла, с широким отверстием), отбирают две аликвоты (по 20 мл) сырой нефти, обессоленной в УЭОД. Отделяют нефть в пробирке УЭОД на уровне, который на 25 и 70 мл ниже поверхности нефти. Каждую из двух проб (в верхнем и нижнем сечении) анализируют на концентрацию кальция любым удобным способом: влажная зольность или микроволновая обработка, подкисление, разбавление, атомно-абсорбционный или индуцируемый плазменный анализы. Аналогичная процедура может быть использована для получения нефтяных и водных проб, которые можно проанализировать методом ионной хроматографии на иные примеси, такие как соли аминов.
Использовалась африканская сырая нефть, с высоким содержанием кальция.
Добавка А это 70% гликолевой кислоты, остальное представляет собой вода.
Добавка В представляет собой смесь гликолевой кислоты, фосфорной кислоты (регулятор рН), четвертичного аммонийного соединения пиридина (ингибитор коррозии), оксиалкилата динонилфенол/этиленоксида (сорастворитель), изопропилового спирта и воды.
| ТАБЛИЦА I | ||||||
| Проба А - 100% сырой нефти | ||||||
| Обессоленная сырая нефть | ||||||
| Пример | Металл | Добавка | Необработанная сырая нефть, ч./млн | Верхняя фаза*, ч./млн | Поверхность раздела**, ч./млн | Водная фаза, ч./млн |
| 1 | Кальций | А | 370 | 30 | 31 | 1700 |
| 2 | то же | В | 370 | 76 | 76 | 1210 |
| 3 | Железо | А | 60 | 14 | 15 | 113 |
| 4 | то же | В | 60 | 26 | 27 | 8 |
| 5 | Цинк | А | 35 | 6 | 4 | 163 |
| 6 | то же | В | 35 | 17 | 16 | 34 |
| 7 | Кремний | А | 37 | <2 | <2 | 6 |
| 8 | то же | В | 37 | <2 | 2 | 7 |
| 9 | Никель | А | 8 | 9 | 9 | <2 |
| 10 | то же | В | 8 | 9 | 10 | <2 |
| 11 | Натрий | А | 97 | 9 | 10 | 416 |
| 12 | то же | В | 97 | 13 | 12 | 404 |
| 13 | Калий | А | 789 | 31 | 32 | 4030 |
| 14 | то же | В | 789 | 34 | 32 | 3900 |
| * Верхняя фаза - это проба 20 мл, взятая у 75-мл отметки в пробирке УЭОД, емкостью 100 мл. | ||||||
| ** Поверхность раздела - это нефтяная проба (20 мл), взятая у границы раздела нефти и воды, находящихся в пробирке УЭОД. | ||||||
| ТАБЛИЦА II | ||||||
| Проба Б - 20% смеси сырой нефти с высоким содержанием кальция Обессоленная сырая нефть | ||||||
| Пример | Металл | Добавка | Необработанная сырая нефть, ч./млн | Верхняя фаза, ч./млн | Поверхность раздела, ч./млн | Водная фаза, ч./млн |
| 15 | Кальций | А | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия |
| 16 | то же | В | 58 | 8 | 5 | 362 |
| 17 | Железо | А | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия |
| 18 | то же | В | 10 | 2 | <2 | 3,6 |
| 19 | Цинк | А | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия |
| 20 | то же | В | 6 | 5 | 22 | 32 |
| 21 | Кремни | А | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия |
| 22 | то же | В | <2 | 11 | 20 | 2 |
| 23 | Никель | А | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия |
| 24 | то же | В | 2 | 3 | 3 | <2 |
| 25 | Натрий | А | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия |
| 26 | то же | В | 17 | 15 | 8 | 113 |
| 27 | Калий | А | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия | Эмульсия |
| 28 | то же | В | 79 | 3 | 4 | 91 |
Из приведенных выше данных можно понять, что с использованием растворимой в воде гидроксикислоты (гликолевая кислота) успешно удаляется или перемещается ряд металлов из нефтяной фазы в водную фазу. Способ согласно изобретению является особенно эффективным при высоком содержании металлов, таких как кальций и калий.
В таблицах III-VI приведены дополнительные данные, которые демонстрируют перевод различных металлов из углеводородной фазы в водную фазу с помощью растворимых в воде гидроксикислот согласно изобретению. Различные компоненты определяются следующим образом (все соотношения даны в объемных процентах):
Добавка С: 70% гликолевой кислоты, 30% воды.
Добавка D: 75% добавки В, 20% ингибитора образования окалины - полиакриловой кислоты (который единственный обозначается ИО1), 1,8% алкилпиридиновой четвертичной аммонийной соли (ингибитора коррозии) и 3,2% оксиалкилатного алкилфенольного поверхностно-активного вещества (ПАВ).
Добавка Е: 72% соединения фосфорной кислоты и ингибитора образования окалины/регулятора рН, 14% оксиалкилированного полиалкиленамина и 14% ИО1.
Добавка F: 10% щавелевой кислоты, 20% тиогликолевой кислоты, 10% гликолевой кислоты, 1,5% алкилпиридиновой четвертичной аммонийной соли (ингибитора коррозии) и 58,5% воды.
Добавки от DA до DF означают деэмульгаторы от А до F, которые все являются различными деэмульгаторами типа оксиалкилированных алкилфенольных смол. При совместном использовании с добавкой этого изобретения, обозначения могут быть сокращены, например, как DA/D; это означает, что деэмульгатор А используется вместе с добавкой D в промильном соотношении, приведенном в следующей колонке.
ИО2: Ингибитор образования окалины 2, содержащий диаммонийную соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТУК).
ИО3: Ингибитор образования окалины 3, который содержит аминофосфонатный ингибитор окалины.
ДУО1: Добавка 1 для удаления окалины, которая является смесью алкилпиридиновой четвертичной аммонийной соли (ингибитора коррозии, такого же, как добавка D) с фосфорной кислотой, гликолевой кислотой и деэмульгатором.
На чертеже представлен график, иллюстрирующий распределение различных аминов и аммиака в установке обессоливания в зависимости от рН. Добавление растворимых в воде гидроксикислот этого изобретения, таких как гликолевая и глюконовая кислоты, в промывающую воду установки обессоливания с использованием указанных здесь норм позволяет снизить рН воды до уровня приблизительно 3-6,5.
В предшествующем описании изобретение было описано со ссылкой на конкретные варианты его осуществления, причем в испытаниях обессоливания в лабораторном масштабе было продемонстрировано, насколько эффективно происходит переход металлов, например, кальция, калия и т.д., и/или аминов из сырой нефти в водную фазу, в виде не ограничивающих примеров. Однако должно быть понятно, что могут быть произведены различные модификации и изменения изобретения без отступления от более общего замысла или объема изобретения, как изложено в прилагаемой формуле изобретения. В соответствии с этим, описание изобретения следует рассматривать скорее в качестве иллюстрации, чем в смысле ограничения. Так, например, специфические растворимые в воде гидроксикислоты и их сочетания с другими минеральными кислотами, отличающиеся от тех, которые уже приводились в примерах, или упоминались, или взятые в других соотношениях, находящихся внутри заявленных параметров, но конкретно не установленные или испытанные в отдельной области применения для перевода металлов и/или аминов в водную фазу, лежат в пределах объема этого изобретения. Аналогичным образом, предполагается, что композиции изобретения могут быть полезны как композиции для удаления металлов из других текучих сред, кроме эмульсий сырой нефти.
Claims (18)
1. Способ перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, заключающийся в том, что: добавляют в эмульсию углеводорода и воды эффективное количество композиции для перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, включающей, по меньшей мере, одну тиогликолевую кислоту, хлоруксусную кислоту или растворимую в воде гидроксикислоту, выбранную из группы, состоящей из гликолевой кислоты, глюконовой кислоты, С2-С4-альфа-гидроксикислот, полигидроксикарбоновых кислот, полимерных форм указанных выше гидроксикислот, полигликолевых сложных эфиров формулы:
,
где n изменяется от 1 до 10, простых гликолятных эфиров формулы:
,
где n изменяется от 1 до 10, и аммонийной соли и солей щелочных металлов этих гидроксикислот и их смесей; и
разделяют эмульсию на углеводородную фазу и водную фазу,
где, по меньшей мере, часть металлов и/или аминов переходит в водную фазу.
где n изменяется от 1 до 10, простых гликолятных эфиров формулы:
где n изменяется от 1 до 10, и аммонийной соли и солей щелочных металлов этих гидроксикислот и их смесей; и
разделяют эмульсию на углеводородную фазу и водную фазу,
где, по меньшей мере, часть металлов и/или аминов переходит в водную фазу.
2. Способ по п.1, в котором при добавлении композиции в композицию дополнительно вводят минеральную кислоту.
3. Способ по п.2, в котором добавляемая композиция дополнительно содержит не менее 1 мас.% растворимой в воде гидроксикислоты и не более 20 мас.% минеральной кислоты.
4. Способ по любому одному из пп.1-3, где способ практически осуществлен на нефтеперерабатывающем заводе в процессе обессоливания, и дополнительно включает промывку эмульсии промывающей водой и минеральной кислотой, взятой в количестве, достаточном для снижения величины рН промывающей воды до 6 или ниже.
5. Способ по любому одному из пп.1-3, в котором при добавлении композиции в эмульсии присутствует растворимая в воде гидроксикислота в количестве, варьируемом от 1 до 2000 ч./млн.
6. Способ по любому одному из пп.1-3, в котором добавляемая композиция дополнительно содержит воду или спиртовой растворитель.
7. Композиция для перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, которая содержит:
тиогликолевую кислоту, хлоруксусную кислоту или растворимую в воде гидроксикислоту, выбранную из группы, состоящей из гликолевой кислоты, глюконовой кислоты, С2-С4-альфа-гидроксикислот, полигидроксикарбоновых кислот, полимерных форм указанных выше кислот, полигликолевых сложных эфиров формулы:
,
где n изменяется от 1 до 10, простых гликолятных эфиров формулы:
,
где n изменяется от 1 до 10, и аммонийной соли и солей щелочных металлов этих гидроксикислот и их смесей; и минеральную кислоту.
тиогликолевую кислоту, хлоруксусную кислоту или растворимую в воде гидроксикислоту, выбранную из группы, состоящей из гликолевой кислоты, глюконовой кислоты, С2-С4-альфа-гидроксикислот, полигидроксикарбоновых кислот, полимерных форм указанных выше кислот, полигликолевых сложных эфиров формулы:
где n изменяется от 1 до 10, простых гликолятных эфиров формулы:
где n изменяется от 1 до 10, и аммонийной соли и солей щелочных металлов этих гидроксикислот и их смесей; и минеральную кислоту.
8. Композиция по п.7, которая дополнительно содержит, по меньшей мере, один дополнительный компонент, выбранный из группы, состоящей из воды или спиртового растворителя, ингибитора коррозии, деэмульгатора, ингибитора образования окалины, хелатообразующих агентов для металлов, смачивающих агентов и их смесей.
9. Композиция по п.7 или 8, которая дополнительно содержит:
не менее 1 мас.% растворимой в воде гидроксикислоты и не более 20 мас.% минеральной кислоты.
не менее 1 мас.% растворимой в воде гидроксикислоты и не более 20 мас.% минеральной кислоты.
10. Композиция для перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, которая содержит: тиогликолевую кислоту, хлоруксусную кислоту или растворимую в воде гидроксикислоту, выбранную из группы, состоящей из гликолевой кислоты, глюконовой кислоты, С2-С4-альфа-гидроксикислот, полигидроксикарбоновых кислот, полимерных форм указанных выше кислот, полигликолевых сложных эфиров формулы:
,
где n изменяется от 1 до 10, простых гликолятных эфиров формулы:
,
где n изменяется от 1 до 10, и аммонийной соли и солей щелочных металлов этих гидроксикислот и их смесей; и по меньшей мере, один дополнительный компонент, выбранный из группы, состоящей из воды или спиртового растворителя, ингибитора коррозии, деэмульгатора, ингибитора образования окалины, хелатообразующих агентов для металлов, смачивающих агентов и их смесей.
где n изменяется от 1 до 10, простых гликолятных эфиров формулы:
где n изменяется от 1 до 10, и аммонийной соли и солей щелочных металлов этих гидроксикислот и их смесей; и по меньшей мере, один дополнительный компонент, выбранный из группы, состоящей из воды или спиртового растворителя, ингибитора коррозии, деэмульгатора, ингибитора образования окалины, хелатообразующих агентов для металлов, смачивающих агентов и их смесей.
11. Композиция по п.10, в которой растворимая в воде гидроксикислота составляет от 1 до 85% от массы композиции.
12. Обработанная углеводородная эмульсия для переработки в высококачественный кокс, содержащая: углеводород; воду; и композицию для перевода металлов и/или аминов из углеводородной фазы в водную фазу, которая содержит тиогликолевую и хлоруксусную кислоту или растворимую в воде гидроксикислоту, выбранную из группы, состоящей из гликолевой кислоты, глюконовой кислоты, С2-С4-альфа-гидроксикислот, полигидроксикарбоновых кислот, полимерных форм указанных выше кислот, полигликолевых сложных эфиров формулы:
,
где n изменяется от 1 до 10, простых гликолятных эфиров формулы:
где n изменяется от 1 до 10, и аммонийной соли и солей щелочных металлов этих гидроксикислот и их смесей.
где n изменяется от 1 до 10, простых гликолятных эфиров формулы:
где n изменяется от 1 до 10, и аммонийной соли и солей щелочных металлов этих гидроксикислот и их смесей.
13. Обработанная углеводородная эмульсия по п.12, в которой композиция дополнительно содержит минеральную кислоту.
14. Обработанная углеводородная эмульсия по п.13, в которой композиция дополнительно содержит: не менее 1 мас.% растворимой в воде гидроксикислоты и не более 20 мас.% минеральной кислоты.
15. Обработанная углеводородная эмульсия по любому из пп.12, 13 или 14, которая дополнительно содержит промывающую воду, и в которой количество минеральной кислоты достаточно для снижения рН промывающей воды до 6 или ниже.
16. Обработанная углеводородная эмульсия по любому из пп.12, 13 или 14, где растворимая в воде гидроксикислота присутствует в эмульсии в количестве, варьируемом от 1 до 2000 ч./млн.
17. Обработанная углеводородная эмульсия по любому из пп.12, 13 или 14, в которой композиция дополнительно содержит, по меньшей мере, один дополнительный компонент, выбранный из группы, состоящей из воды или спиртового растворителя, ингибитора коррозии, деэмульгатора, ингибитора образования окалины, хелатообразующих агентов для металлов, смачивающих агентов и их смесей.
18. Обработанная углеводородная эмульсия по любому из пп.12, 13 или 14, в которой углеводородный компонент содержит более чем 10 ч./млн железа или кальция.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US40713902P | 2002-08-30 | 2002-08-30 | |
| US60/407,139 | 2002-08-30 | ||
| US10/649,921 US7497943B2 (en) | 2002-08-30 | 2003-08-27 | Additives to enhance metal and amine removal in refinery desalting processes |
| US10/649,921 | 2003-08-27 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005109162A RU2005109162A (ru) | 2006-05-10 |
| RU2346024C2 true RU2346024C2 (ru) | 2009-02-10 |
Family
ID=31997696
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005109162/04A RU2346024C2 (ru) | 2002-08-30 | 2003-08-28 | Способ перевода металлов из углеводородной фазы в водную фазу, композиция для осуществления способа, обработанная углеводородная эмульсия |
Country Status (15)
| Country | Link |
|---|---|
| US (6) | US7497943B2 (ru) |
| EP (2) | EP2287272A1 (ru) |
| JP (3) | JP4350039B2 (ru) |
| KR (1) | KR101002529B1 (ru) |
| CN (3) | CN102031142B (ru) |
| AT (1) | ATE557076T1 (ru) |
| AU (1) | AU2003268267A1 (ru) |
| CA (1) | CA2495087C (ru) |
| CY (1) | CY1112819T1 (ru) |
| ES (1) | ES2383007T3 (ru) |
| GB (1) | GB2405412B (ru) |
| PT (1) | PT1530620E (ru) |
| RU (1) | RU2346024C2 (ru) |
| SI (1) | SI1530620T1 (ru) |
| WO (1) | WO2004020553A1 (ru) |
Families Citing this family (56)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7497943B2 (en) * | 2002-08-30 | 2009-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Additives to enhance metal and amine removal in refinery desalting processes |
| US8425765B2 (en) | 2002-08-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of injecting solid organic acids into crude oil |
| US8058493B2 (en) | 2003-05-21 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Removing amines from hydrocarbon streams |
| US20050000862A1 (en) * | 2003-05-21 | 2005-01-06 | Stark Joseph L. | Corrosion reduction with amine scavengers |
| FR2857372B1 (fr) * | 2003-07-07 | 2005-08-26 | Atofina | Procede de lutte contre la corrosion par les acides naphtheniques dans les raffineries |
| US20060160198A1 (en) * | 2004-12-22 | 2006-07-20 | Xu Li | Method for the production of glycolic acid from ammonium glycolate by direct deammoniation |
| WO2006110556A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-19 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Method and catalyst for producing a crude product having a reduced nitroge content |
| KR20070120594A (ko) * | 2005-04-11 | 2007-12-24 | 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. | 원유 생성물을 제조하기 위한 시스템, 방법 및 촉매 |
| US7612117B2 (en) * | 2005-11-17 | 2009-11-03 | General Electric Company | Emulsion breaking process |
| WO2007065107A2 (en) | 2005-12-02 | 2007-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Inhibiting naphthenate solids and emulsions in crude oil |
| US20070125685A1 (en) * | 2005-12-02 | 2007-06-07 | General Electric Company | Method for removing calcium from crude oil |
| ES2301358B1 (es) | 2006-05-12 | 2009-06-22 | Repsol Ypf, S.A. | Nueva composicion de combustible estabilizado. |
| ZA200901193B (en) * | 2006-08-22 | 2010-06-30 | Dorf Ketal Chemicals I Private | Method of removal of calcium from hydrocarbon feedstock |
| US20080179221A1 (en) * | 2007-01-30 | 2008-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Process for Removing Nickel and Vanadium From Hydrocarbons |
| CA2712231C (en) * | 2008-01-24 | 2014-07-08 | Dorf Ketal Chemicals (I) Private Limited | Method of removing metals from hydrocarbon feedstock using esters of carboxylic acids |
| US7955522B2 (en) * | 2008-02-26 | 2011-06-07 | General Electric Company | Synergistic acid blend extraction aid and method for its use |
| WO2009130196A1 (de) * | 2008-04-22 | 2009-10-29 | Basf Se | Verfahren zum spalten von öl-wasser-emulsionen unter verwendung von mindestens zweizähnigen komplexbildnern |
| WO2010027353A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-11 | General Electric Company | Process for removing hydrogen sulfide in crude oil |
| US9790438B2 (en) * | 2009-09-21 | 2017-10-17 | Ecolab Usa Inc. | Method for removing metals and amines from crude oil |
| US8399386B2 (en) * | 2009-09-23 | 2013-03-19 | Nalco Company | Foamers for downhole injection |
| US20110071060A1 (en) | 2009-09-23 | 2011-03-24 | Nguyen Duy T | Foamers for downhole injection |
| US20110100877A1 (en) * | 2009-11-04 | 2011-05-05 | Assateague Oil Ilc | Method and device for automated control of enhanced metal and amine removal from crude oil |
| US20110120913A1 (en) * | 2009-11-24 | 2011-05-26 | Assateague Oil Ilc | Method and device for electrostatic desalter optimization for enhanced metal and amine removal from crude oil |
| KR101555479B1 (ko) | 2009-12-31 | 2015-09-24 | 도르프 케탈 케미칼즈 (인디아) 프라이비트 리미티드 | 칼슘 나프테네이트를 함유하는 원유에서 황 화합물로 인하여 형성된 불순물의 제거를 위한 첨가제 및 방법 |
| US7828908B1 (en) | 2010-03-31 | 2010-11-09 | Ecolab USA, Inc. | Acid cleaning and corrosion inhibiting compositions comprising gluconic acid |
| US20120187049A1 (en) * | 2010-08-05 | 2012-07-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of Removing Multi-Valent Metals From Crude Oil |
| US8702975B2 (en) * | 2010-09-16 | 2014-04-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Process, method, and system for removing heavy metals from fluids |
| US8950494B2 (en) | 2010-11-19 | 2015-02-10 | Nalco Company | Foamers for downhole injection |
| US9589241B2 (en) * | 2011-03-31 | 2017-03-07 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Electrical resource controller |
| US8746341B2 (en) | 2011-05-06 | 2014-06-10 | Nalco Company | Quaternary foamers for downhole injection |
| EP2726577B1 (en) * | 2011-06-29 | 2016-02-24 | Dorf Ketal Chemicals (India) Private Limited | Method for removal of calcium from crude oils containing calcium naphthenate |
| EP2628780A1 (en) | 2012-02-17 | 2013-08-21 | Reliance Industries Limited | A solvent extraction process for removal of naphthenic acids and calcium from low asphaltic crude oil |
| US9938470B2 (en) | 2012-05-10 | 2018-04-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Multi-component scavenging systems |
| US20130306522A1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-11-21 | General Electric Company | Use of acid buffers as metal and amine removal aids |
| US20140202923A1 (en) * | 2012-12-13 | 2014-07-24 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for removing phosphorous-containing solids from hydrocarbon streams |
| WO2014182779A1 (en) * | 2013-05-09 | 2014-11-13 | Baker Hughes Incorporated | Metal removal from liquid hydrocarbon streams |
| CN103215064A (zh) * | 2013-05-10 | 2013-07-24 | 中国海洋石油总公司 | 一种脱除高酸重质原油中金属的方法 |
| CN103242891A (zh) * | 2013-05-10 | 2013-08-14 | 中国海洋石油总公司 | 一种针对高酸重质原油的脱钙剂 |
| US10392568B2 (en) * | 2013-11-26 | 2019-08-27 | Phillips 66 Company | Sequential mixing system for improved desalting |
| US20150144457A1 (en) * | 2013-11-26 | 2015-05-28 | Phillips 66 Company | Sequential mixing system for improved desalting |
| CA2971625C (en) * | 2014-12-23 | 2021-12-28 | Statoil Petroleum As | Process for removing metal naphthenate from crude hydrocarbon mixtures |
| CN106281408A (zh) * | 2016-09-08 | 2017-01-04 | 合肥智慧殿投资管理有限公司 | 一种稠油用破乳剂及其制备方法和应用 |
| EP3516013A1 (en) * | 2016-09-22 | 2019-07-31 | BP Corporation North America Inc. | Removing contaminants from crude oil |
| US10760008B2 (en) * | 2017-06-05 | 2020-09-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Compositions and methods of removing contaminants in refinery desalting |
| GB201709767D0 (en) * | 2017-06-19 | 2017-08-02 | Ecolab Usa Inc | Naphthenate inhibition |
| WO2018236580A1 (en) | 2017-06-19 | 2018-12-27 | Bp Corporation North America Inc. | OPTIMIZATION OF CALCIUM REMOVAL |
| WO2019113513A1 (en) | 2017-12-08 | 2019-06-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Ionic liquid based well asphaltene inhibitors and methods of using the same |
| CN110387257B (zh) * | 2018-04-19 | 2021-08-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 适用于清罐油脱金属用脱金属剂及其组合物和清罐油的处理方法 |
| EA202091413A1 (ru) | 2018-07-11 | 2020-09-24 | Бейкер Хьюз Холдингз Ллк | Скважинные ингибиторы асфальтенов на основе ионной жидкости и способы их применения |
| US20200172817A1 (en) | 2018-12-03 | 2020-06-04 | Ecolab Usa Inc. | Use of peroxyacids/hydrogen peroxide for removal of metal components from petroleum and hydrocarbon streams for downstream applications |
| JP7466127B2 (ja) | 2019-04-26 | 2024-04-12 | 株式会社片山化学工業研究所 | 原油中の鉄成分量低減方法 |
| KR20210004361A (ko) * | 2019-07-04 | 2021-01-13 | 에스케이이노베이션 주식회사 | 철(Fe) 저감 성능이 향상된 원유 탈염 방법 |
| US11130918B2 (en) | 2019-09-17 | 2021-09-28 | Baker Hughes Holdings Llc | Metal removal from fluids |
| CA3057217A1 (en) * | 2019-10-02 | 2021-04-02 | Fluid Energy Group Ltd. | Composition useful in metal sulfide scale removal |
| US20220220396A1 (en) * | 2021-01-06 | 2022-07-14 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and processes for hydrocarbon upgrading |
| US12024676B2 (en) | 2021-09-15 | 2024-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Organic acid surfactant booster for contaminant removal |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4778592A (en) * | 1986-08-28 | 1988-10-18 | Chevron Research Company | Demetalation of hydrocarbonaceous feedstocks using amino-carboxylic acids and salts thereof |
| US4778590A (en) * | 1985-10-30 | 1988-10-18 | Chevron Research Company | Decalcification of hydrocarbonaceous feedstocks using amino-carboxylic acids and salts thereof |
| US4778589A (en) * | 1986-08-28 | 1988-10-18 | Chevron Research Company | Decalcification of hydrocarbonaceous feedstocks using citric acid and salts thereof |
| US4853109A (en) * | 1988-03-07 | 1989-08-01 | Chevron Research Company | Demetalation of hydrocarbonaceous feedstocks using dibasic carboxylic acids and salts thereof |
| US4988433A (en) * | 1988-08-31 | 1991-01-29 | Chevron Research Company | Demetalation of hydrocarbonaceous feedstocks using monobasic carboxylic acids and salts thereof |
| SU1666520A1 (ru) * | 1989-08-08 | 1991-07-30 | Удмуртский Комплексный Отдел Татарского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности | Способ обессоливани нефти |
| US5080779A (en) * | 1990-08-01 | 1992-01-14 | Betz Laboratories, Inc. | Methods for removing iron from crude oil in a two-stage desalting system |
Family Cites Families (83)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2080779A (en) * | 1937-05-18 | Purification of combustion gases | ||
| US1036981A (en) * | 1911-10-09 | 1912-08-27 | Cyrus C Earnist | Transmission-gearing. |
| US2175095A (en) * | 1937-07-06 | 1939-10-03 | Dow Chemical Co | Treatment of wells |
| US2355077A (en) * | 1941-10-17 | 1944-08-08 | Harley R Johnson | Treatment of hydrocarbons |
| US2767123A (en) | 1952-07-28 | 1956-10-16 | Exxon Research Engineering Co | Treatment of gasoline for improving oxidation stability by forming peroxides in gasoline and then treating with an organic hydroxy carboxylic acid |
| US2792353A (en) | 1953-04-20 | 1957-05-14 | Petrolite Corp | Process for breaking petroleum emulsions employing certain polyepoxidemodified oxyalkylated phenol-aldehyde resins |
| US2744853A (en) * | 1953-06-15 | 1956-05-08 | Texas Co | Removal of metal contaminants from petroleum |
| US2778777A (en) * | 1954-02-16 | 1957-01-22 | Texas Co | Removal of metal components from petroleum oils |
| US3023160A (en) * | 1959-10-09 | 1962-02-27 | Universal Oil Prod Co | Refining of hydrocarbons |
| US3150081A (en) * | 1962-08-14 | 1964-09-22 | Du Pont | Method of preventing precipitation of iron compounds from an aqueous solution |
| US3167500A (en) * | 1962-08-31 | 1965-01-26 | Socony Mobil Oil Co Inc | Removal of metal comprising contaminants from petroleum oils |
| US3322664A (en) * | 1964-06-26 | 1967-05-30 | Chevron Res | Method of removing calcium sulfate from a hydrocarbon feed stock |
| US3449243A (en) | 1966-09-30 | 1969-06-10 | Standard Oil Co | Treating of heavy oils to remove metals,salts and coke forming materials employing a combination of an alcohol,organic acid and aromatic hydrocarbon |
| GB1186659A (en) | 1967-09-20 | 1970-04-02 | Lubrizol Corp | Improved Lubricating Composition |
| US3582489A (en) * | 1968-12-10 | 1971-06-01 | Petrolite Corp | Process for crude oil purification |
| US3617571A (en) * | 1970-04-16 | 1971-11-02 | Petrolite Corp | Process of demulsification with ultrahigh molecular weight polyoxirances |
| JPS5249203A (en) * | 1975-10-18 | 1977-04-20 | Berutetsuku Shoji Kk | Treating agent for waste oil |
| JPS6032888B2 (ja) | 1977-08-09 | 1985-07-31 | 富士写真フイルム株式会社 | 磁気シ−ト |
| US4164472A (en) * | 1978-04-10 | 1979-08-14 | Petrolite Corporation | CaCO3 -containing dispersions |
| US4167214A (en) * | 1978-07-13 | 1979-09-11 | Shell Oil Company | Process for stably sequestering iron while acidizing a reservoir |
| US4326968A (en) | 1979-10-05 | 1982-04-27 | Magna Corporation | Method for breaking petroleum emulsions and the like using micellar solutions of thin film spreading agents comprising polyepoxide condensates of resinous polyalkylene oxide adducts and polyether polyols |
| US4342657A (en) * | 1979-10-05 | 1982-08-03 | Magna Corporation | Method for breaking petroleum emulsions and the like using thin film spreading agents comprising a polyether polyol |
| US4276185A (en) * | 1980-02-04 | 1981-06-30 | Halliburton Company | Methods and compositions for removing deposits containing iron sulfide from surfaces comprising basic aqueous solutions of particular chelating agents |
| US4415426A (en) | 1980-09-30 | 1983-11-15 | Exxon Research And Engineering Co. | Electrodes for electrical coalescense of liquid emulsions |
| US4292254A (en) | 1980-10-17 | 1981-09-29 | Atlantic Richfield Company | Preparation of polyisocyanates from polycarbamates |
| US4439345A (en) * | 1981-06-11 | 1984-03-27 | Marathon Oil Company | Demulsification of a crude oil middle phase emulsion |
| US4407706A (en) | 1981-08-24 | 1983-10-04 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for dedusting solids-containing hydrocarbon oils |
| US4416754A (en) | 1981-08-24 | 1983-11-22 | Exxon Research And Engineering Co. | Compositions and process for dedusting solids-containing hydrocarbon oils |
| US4407707A (en) | 1981-08-24 | 1983-10-04 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for dedusting solids-containing hydrocarbon oils |
| US4411775A (en) | 1981-12-02 | 1983-10-25 | Texaco Inc. | Demulsification of bitumen emulsions using water soluble epoxy-containing polyethers |
| US4432865A (en) * | 1982-01-25 | 1984-02-21 | Norman George R | Process for treating used motor oil and synthetic crude oil |
| CH660882A5 (de) | 1982-02-05 | 1987-05-29 | Bbc Brown Boveri & Cie | Werkstoff mit zweiweg-gedaechtniseffekt und verfahren zu dessen herstellung. |
| US4551239A (en) * | 1983-04-11 | 1985-11-05 | Exxon Research & Engineering Co. | Water based demulsifier formulation and process for its use in dewatering and desalting crude hydrocarbon oils |
| JPS601294A (ja) * | 1983-06-17 | 1985-01-07 | Idemitsu Kosan Co Ltd | 廃油の再生処理方法 |
| JPS6032888A (ja) * | 1983-08-04 | 1985-02-20 | Nippon Mining Co Ltd | 原油の脱塩方法 |
| 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 |
| US4491513A (en) * | 1984-04-16 | 1985-01-01 | Exxon Research & Engineering Co. | Process for beneficiating oil-shale |
| US4785463A (en) | 1985-09-03 | 1988-11-15 | Motorola, Inc. | Digital global positioning system receiver |
| US4645589A (en) * | 1985-10-18 | 1987-02-24 | Mobil Oil Corporation | Process for removing metals from crude |
| US4727191A (en) * | 1986-07-10 | 1988-02-23 | Ethyl Corporation | Purification of (hydrocarbylthio) aromatic amines |
| JPS6361087A (ja) * | 1986-08-28 | 1988-03-17 | シエブロン リサ−チ カンパニ− | 炭化水素供給原料の脱金属方法 |
| US4789463A (en) * | 1986-08-28 | 1988-12-06 | Chevron Research Company | Demetalation of hydrocarbonaceous feedstocks using hydroxo-carboxylic acids and salts thereof |
| US4778591A (en) * | 1986-08-28 | 1988-10-18 | Chevron Research Company | Demetalation of hydrocarbonaceous feedstocks using carbonic acid and salts thereof |
| US4818410B1 (en) * | 1988-01-14 | 1998-06-30 | Petrolite Corp | Method of removing water soluble organics from oil process water |
| US5062992A (en) * | 1988-09-23 | 1991-11-05 | Betz Laboratories, Inc. | Emulsion minimizing corrosion inhibitor for naphtha/water systems |
| US5174957A (en) * | 1988-09-23 | 1992-12-29 | Betz Laboratories, Inc. | Emulsion minimizing corrosion inhibitor for naphtah/water systems |
| US5104578A (en) * | 1988-09-23 | 1992-04-14 | Betz Laboratories, Inc. | Emulsion minimizing corrosion inhibitor for naphtha/water systems |
| US5176847A (en) * | 1989-01-06 | 1993-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Demulsifying composition |
| US4938876A (en) * | 1989-03-02 | 1990-07-03 | Ohsol Ernest O | Method for separating oil and water emulsions |
| US5114566A (en) * | 1989-03-09 | 1992-05-19 | Betz Laboratories, Inc. | Crude oil desalting process |
| US4992210A (en) | 1989-03-09 | 1991-02-12 | Betz Laboratories, Inc. | Crude oil desalting process |
| US5078858A (en) * | 1990-08-01 | 1992-01-07 | Betz Laboratories, Inc. | Methods of extracting iron species from liquid hydrocarbons |
| GB9102097D0 (en) | 1991-01-31 | 1991-03-13 | Exxon Chemical Patents Inc | Demulsification of oils |
| CN1028537C (zh) | 1991-02-06 | 1995-05-24 | 中国石油化工总公司 | 用复合剂从烃原料中脱除金属 |
| US5208369A (en) * | 1991-05-31 | 1993-05-04 | The Dow Chemical Company | Degradable chelants having sulfonate groups, uses and compositions thereof |
| JP3052449B2 (ja) * | 1991-07-17 | 2000-06-12 | 住友化学工業株式会社 | レジストの金属低減化方法 |
| US5367223A (en) * | 1991-12-30 | 1994-11-22 | Hewlett-Packard Company | Fluoresent lamp current level controller |
| US5346627A (en) * | 1992-03-03 | 1994-09-13 | Nalco Chemical Company | Method for removing metals from a fluid stream |
| US5282959A (en) * | 1992-03-16 | 1994-02-01 | Betz Laboratories, Inc. | Method for the extraction of iron from liquid hydrocarbons |
| US5221761A (en) | 1992-04-29 | 1993-06-22 | Instituto Guido Donegani | Melt transesterification process for the production of polycarbonates |
| US5256305A (en) | 1992-08-24 | 1993-10-26 | Betz Laboratories, Inc. | Method for breaking emulsions in a crude oil desalting system |
| US5637223A (en) * | 1992-09-03 | 1997-06-10 | Petrolite Corporation | Method of removing water soluble organics from oil process water |
| US5364532A (en) * | 1992-09-03 | 1994-11-15 | Petrolite Corporation | Method of removing water soluble organics from oil process water |
| US5853592A (en) * | 1992-09-03 | 1998-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing water soluble organics from oil process water with an organic acid and a mineral acid having a plurality of pKa's |
| US5395536A (en) * | 1993-05-07 | 1995-03-07 | Baker Hughes, Inc. | Wastewater organic acid removal process |
| US5446233A (en) | 1993-09-21 | 1995-08-29 | Nalco Chemical Company | Ethylene plant caustic system emulsion breaking with salts of alkyl sulfonic acids |
| US5667727A (en) | 1995-06-26 | 1997-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Polymer compositions for demulsifying crude oil |
| US5700337A (en) | 1996-03-01 | 1997-12-23 | Mcdonnell Douglas Corporation | Fabrication method for composite structure adapted for controlled structural deformation |
| DE19742314C2 (de) | 1997-09-25 | 2000-06-21 | Daimler Chrysler Ag | Tragende Struktur |
| US5948242A (en) * | 1997-10-15 | 1999-09-07 | Unipure Corporation | Process for upgrading heavy crude oil production |
| US6039865A (en) * | 1997-12-19 | 2000-03-21 | Trisol Inc. | Removal of phosphates from hydrocarbon streams |
| JPH11241074A (ja) | 1998-02-25 | 1999-09-07 | Union Sekiyu Kogyo Kk | ナフテン酸含有油の処理方法 |
| CN1185325C (zh) | 1998-12-04 | 2005-01-19 | 株式会社日本能源 | 烃类的异构化方法、用于该方法的固体酸催化剂和异构化装置 |
| AU3514600A (en) | 1999-03-05 | 2000-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Metal phase transfer additive composition and method |
| US6133205A (en) * | 1999-09-08 | 2000-10-17 | Nalco/Exxon Energy Chemical L.P. | Method of reducing the concentration of metal soaps of partially esterified phosphates from hydrocarbon flowback fluids |
| ATE313612T1 (de) * | 1999-11-30 | 2006-01-15 | Ici Plc | Verfahren zur behandlung von rohöl oder öl in einem raffinerieverfahren |
| US7497943B2 (en) | 2002-08-30 | 2009-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Additives to enhance metal and amine removal in refinery desalting processes |
| US20070125685A1 (en) | 2005-12-02 | 2007-06-07 | General Electric Company | Method for removing calcium from crude oil |
| US20070183994A1 (en) | 2006-02-03 | 2007-08-09 | Toma's, L.L.C. | Self-tanning product having slimming, firming and toning properties associated therewith |
| KR101340718B1 (ko) | 2006-07-10 | 2013-12-12 | 에스케이에너지 주식회사 | 말레인산 또는 그 유도체를 이용한 탄화수소류유분으로부터 칼슘의 제거방법 |
| US20080032886A1 (en) | 2006-08-03 | 2008-02-07 | Abb Lummus Global, Inc. | Doped solid acid catalyst composition, process of conversion using same and conversion products thereof |
| CA2712231C (en) | 2008-01-24 | 2014-07-08 | Dorf Ketal Chemicals (I) Private Limited | Method of removing metals from hydrocarbon feedstock using esters of carboxylic acids |
| US9790438B2 (en) | 2009-09-21 | 2017-10-17 | Ecolab Usa Inc. | Method for removing metals and amines from crude oil |
-
2003
- 2003-08-27 US US10/649,921 patent/US7497943B2/en active Active
- 2003-08-28 EP EP10010806A patent/EP2287272A1/en not_active Withdrawn
- 2003-08-28 PT PT03749221T patent/PT1530620E/pt unknown
- 2003-08-28 CN CN2010105050530A patent/CN102031142B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-08-28 CN CNA038208717A patent/CN1678716A/zh active Pending
- 2003-08-28 KR KR1020057003434A patent/KR101002529B1/ko active IP Right Grant
- 2003-08-28 SI SI200332157T patent/SI1530620T1/sl unknown
- 2003-08-28 WO PCT/US2003/027116 patent/WO2004020553A1/en active Application Filing
- 2003-08-28 CA CA2495087A patent/CA2495087C/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-08-28 RU RU2005109162/04A patent/RU2346024C2/ru active
- 2003-08-28 AT AT03749221T patent/ATE557076T1/de active
- 2003-08-28 CN CN2006101359708A patent/CN101081996B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-08-28 GB GB0428415A patent/GB2405412B/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-08-28 AU AU2003268267A patent/AU2003268267A1/en not_active Abandoned
- 2003-08-28 ES ES03749221T patent/ES2383007T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2003-08-28 EP EP03749221A patent/EP1530620B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-08-28 JP JP2004531928A patent/JP4350039B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-07-08 US US11/177,060 patent/US7799213B2/en active Active
-
2009
- 2009-02-23 US US12/390,631 patent/US8372271B2/en active Active
- 2009-05-26 JP JP2009126067A patent/JP5574624B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2009-05-26 JP JP2009126066A patent/JP5550167B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-01-18 US US13/008,667 patent/US8372270B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2011-01-18 US US13/008,615 patent/US9434890B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2012
- 2012-06-06 CY CY20121100507T patent/CY1112819T1/el unknown
-
2016
- 2016-04-15 US US15/130,450 patent/US9963642B2/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4778590A (en) * | 1985-10-30 | 1988-10-18 | Chevron Research Company | Decalcification of hydrocarbonaceous feedstocks using amino-carboxylic acids and salts thereof |
| US4778592A (en) * | 1986-08-28 | 1988-10-18 | Chevron Research Company | Demetalation of hydrocarbonaceous feedstocks using amino-carboxylic acids and salts thereof |
| US4778589A (en) * | 1986-08-28 | 1988-10-18 | Chevron Research Company | Decalcification of hydrocarbonaceous feedstocks using citric acid and salts thereof |
| US4853109A (en) * | 1988-03-07 | 1989-08-01 | Chevron Research Company | Demetalation of hydrocarbonaceous feedstocks using dibasic carboxylic acids and salts thereof |
| US4988433A (en) * | 1988-08-31 | 1991-01-29 | Chevron Research Company | Demetalation of hydrocarbonaceous feedstocks using monobasic carboxylic acids and salts thereof |
| SU1666520A1 (ru) * | 1989-08-08 | 1991-07-30 | Удмуртский Комплексный Отдел Татарского Государственного Научно-Исследовательского И Проектного Института Нефтяной Промышленности | Способ обессоливани нефти |
| US5080779A (en) * | 1990-08-01 | 1992-01-14 | Betz Laboratories, Inc. | Methods for removing iron from crude oil in a two-stage desalting system |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2346024C2 (ru) | Способ перевода металлов из углеводородной фазы в водную фазу, композиция для осуществления способа, обработанная углеводородная эмульсия | |
| US8226819B2 (en) | Synergistic acid blend extraction aid and method for its use | |
| US11718798B2 (en) | Compositions and methods of removing contaminants in refinery desalting | |
| BR102022021235A2 (pt) | Processo para extrair e determinar compostos nitrogenados e ácidos presentes no petróleo, derivados e nas águas de processamento antes da etapa de refino |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160801 |