Aditivos para mejorar la retirada de metales y aminas en procedimientos de desalado en refinerías.

Un método para transferir metales y/o aminas desde una fase hidrocarbonada hasta una fase acuosa en un procedimiento de desalado de crudo de petróleo,

que comprende:

añadir a una emulsión de hidrocarburo y agua una cantidad eficaz de una composición para transferir metales y/o aminas desde una fase hidrocarbonada hasta una fase acuosa, comprendiendo dicha composición un ácido mineral y al menos un hidroxiácido soluble en agua seleccionado del grupo que consiste en ácido glucónico y alfahidroxiácidos C2-C4, y una sal amónica y sales de metales alcalinos de estos hidroxiácidos, y sus mezclas;

resolver la emulsión en una fase hidrocarbonada y una fase acuosa,

donde al menos una porción de los metales y/o aminas se transfiere a la fase acuosa;

donde el método se pone en práctica en un procedimiento de desalado de refinería y además

comprende lavar la emulsión con agua de lavado y la cantidad de ácido mineral es suficiente para disminuir el pH del agua de lavado hasta 6 o menos; y

en donde el hidroxiácido soluble en agua está presente en la emulsión en una cantidad que varía de 1 a 2000 ppm.

Aditivos para mejorar la retirada de metales y aminas en procedimientos de desalado en refinerías.

Campo de la Invención La presente invención se refiere a métodos para separar emulsiones de hidrocarburos y agua, y más particularmente 5 se refiere a métodos para transferir metales y/o aminas a una fase acuosa en un procedimiento de rotura de una emulsión.

Antecedentes de la Invención En una refinería de petróleo, se ha puesto en práctica durante muchos años el desalado de crudo de petróleo. El crudo habitualmente se contamina a partir de varias fuentes, incluyendo, pero no limitadas necesariamente a:

Contaminación con salmuera en el crudo de petróleo como resultado de la salmuera asociada con el petróleo en el terreno;

Minerales, arcilla, limo y arena procedentes de la formación alrededor de la perforación del pozo petrolífero;

Metales, incluyendo calcio, zinc, silicio, níquel, sodio, potasio, etc.;

Compuestos que contienen nitrógeno tales como aminas usadas para lavar H2S de corrientes gaseosas de refinería en unidades de tratamiento con amina, o de aminas usadas como neutralizadores en sistemas de corrientes superiores de unidades de tratamiento de crudo, y también de eliminadores de H2S usados en el campo petrolífero; y

Sulfuros de hierro y óxidos de hierro resultantes de la corrosión de tuberías y recipientes durante la producción, el transporte y el almacenamiento.

El desalado es necesario antes del procesamiento adicional para retirar estas sales y otros materiales inorgánicos que de otro modo podrían provocan ensuciamiento y depósitos en el equipo cambiador de calor aguas abajo y/o formar sales corrosivas perjudiciales para el equipo de procesamiento del crudo de petróleo. Además, estos metales pueden actuar como venenos para los catalizadores usados en unidades de refinería aguas abajo. El desalado eficaz del crudo de petróleo puede ayudar a minimizar los efectos de estos contaminantes sobre la unidad de tratamiento de crudo y operaciones aguas abajo. Las operaciones apropiadas de la desaladora proporcionan los siguientes beneficios al refinador:

Corrosión reducida de la unidad de tratamiento de crudo.

Ensuciamiento reducido del sistema de precalentamiento del crudo.

Potencial reducido de daño a las columnas de destilación.

Costes de energía reducidos.

Contaminación reducida de procedimientos aguas abajo y productos.

El desalado es la resolución de una emulsión natural de agua que acompaña al crudo de petróleo al crear otra emulsión en la que aproximadamente 5 por ciento con relación al agua de lavado se dispersa en el petróleo usando una válvula de mezcladura. La mezcla en emulsión se dirige a un recipiente desalador que contiene una serie 35 paralela de placas cargadas eléctricamente. Bajo esta disposición, la emulsión de petróleo y agua se expone al campo eléctrico aplicado. Se forma un dipolo inducido sobre cada gotícula de agua dentro de la emulsión que provoca atracción electrostática y la coalescencia de las gotículas de agua en gotículas cada vez mayores. Finalmente, la emulsión se resuelve en dos fases separadas - la fase petrolífera (capa superior) y la fase acuosa (capa inferior) . Las corrientes de crudo de petróleo desalado y agua afluente se descargan separadamente desde la desaladora.

Todo el procedimiento de desalado es un procedimiento de flujo continuo en oposición a un procedimiento discontinuo. Normalmente, los aditivos químicos se inyectan antes de la válvula de mezcladura para ayudar a resolver la emulsión de petróleo/agua además del uso de coalescencia electrostática. Estos aditivos permiten eficazmente que las gotículas de agua pequeñas sufran coalescencia más fácilmente al disminuir la tensión 45 interfacial petróleo/agua.

El crudo de petróleo que contiene un alto porcentaje de sólidos en partículas puede complicar el procedimiento de desalado. Los sólidos en partículas, por naturaleza, preferirían transferirse a la fase acuosa. Sin embargo, muchos de los sólidos en un crudo de petróleo procedente de un campo salen en emulsiones de agua en petróleo compactas. Esto es, los sólidos humedecidos con petróleo en una alta concentración en el crudo pueden ayudar a formar emulsiones de petróleo y agua compactas que son difíciles de resolver. Estas emulsiones compactas a menudo se denominan "fango" y pueden existir como una capa entre las fases petrolífera y acuosa separadas. La capa de fango dentro del recipiente desalador puede crecer hasta tal extensión que algo de ella se descargue inadvertidamente con la fase acuosa. Esto es un problema para la planta de tratamiento de aguas residuales ya que la capa de fango todavía contiene un alto porcentaje de petróleo emulsionado no resuelto.

Según se menciona, muchos de los sólidos encontrados durante el desalado de crudo de petróleo consisten en hierro, lo más comúnmente como hierro en partículas tal como óxido de hierro, sulfuro de hierro, etc. Otros metales que se retiran deseablemente incluyen, pero no se limitan necesariamente a, calcio, zinc, silicio, níquel, sodio, potasio y similares, y típicamente está presente un número de estos metales. Algunos de los metales pueden estar presentes en una forma soluble. Los metales pueden estar presentes en formas inorgánicas u orgánicas. Además de complicar el funcionamiento de la desaladora, el hierro y otros metales son particularmente problemáticos para el procesamiento aguas abajo adicional. Esto incluye la operación de cocción ya que el hierro y otros metales que permanecen en el hidrocarburo procesado dan una calidad de coque inferior. La retirada de los metales del crudo de petróleo tempranamente en las etapas de procesamiento de hidrocarburos se desea para dar finalmente coque de alta calidad así como para limitar los problemas de procesamiento de corrosión y ensuciamiento.

Se han realizado varios enfoques de tratamiento para reducir los niveles de metales totales y estos se centran todos en la retirada de metales en la unidad desaladora. Normalmente, la desaladora solo retira sales inorgánicas solubles en agua tales como cloruros sódico o potásico. Algunos crudos de petróleo contienen sales ácidas orgánicas metálicas insolubles en agua tales como naftenato cálcico y naftenato de hierro, que son solubles o están dispersadas como materia fina en partículas en el petróleo pero no en agua.

US 5.080.779 divulga un método para disminuir el contenido de formas solubles e insolubles de hierro de crudo de petróleo usando quelantes solubles en agua. Los quelantes usados incluyen ácido cítrico.

Así, sería deseable desarrollar una composición y un método que la empleara que hicieran que la mayoría o la totalidad de los metales en el crudo de petróleo se transfirieran desde la fase petrolífera en una operación en desaladora, con poco o ningún arrastre de petróleo en la fase acuosa. En el pasado se han usado resinas de nonilfenol como aditivos desaladores, pero estos materiales han caído bajo sospecha como posibles miméticos hormonales y son ineficaces por sí mismos para retirar metales tales como calcio o hierro.

Sumario de la invención De acuerdo con esto, un objetivo de la presente invención es proporcionar un método que transfiera una gran parte de los metales y/o las aminas en el crudo de petróleo a la fase acuosa en una operación en desaladora.

Otro objetivo de la presente invención es proporcionar un método para transferir metales y/o aminas desde un hidrocarburo hasta una fase acuosa en una operación de rotura de emulsión sin llevar a cabo arrastre de petróleo a la fase acuosa.

Para cumplir estos y otros objetivos de la invención, se proporciona, en una forma, un método para transferir metales y/o aminas desde una fase hidrocarbonada hasta una fase acuosa de acuerdo con la reivindicación 1. El método implica añadir a una emulsión de un hidrocarburo y agua una cantidad eficaz de una composición para transferir metales y/o aminas desde una fase hidrocarbonada hasta una fase acuosa que contiene al menos un hidroxiácido soluble en agua. El hidroxiácido soluble en agua es ácido glucónico o un alfa-hidroxiácido C2-C4, o una sal amónica o sal de metal alcalino de estos hidroxiácidos, o sus mezclas. La emulsión se resuelve a continuación en una fase hidrocarbonada y una fase acuosa, donde al menos una porción de los metales y/o las aminas se ha transferido a la fase acuosa. Esto se consigue... [Seguir leyendo]

1. Un método para transferir metales y/o aminas desde una fase hidrocarbonada hasta una fase acuosa en un procedimiento de desalado de crudo de petróleo, que comprende:

añadir a una emulsión de hidrocarburo y agua una cantidad eficaz de una composición para transferir metales y/o aminas desde una fase hidrocarbonada hasta una fase acuosa, comprendiendo dicha composición un ácido mineral y al menos un hidroxiácido soluble en agua seleccionado del grupo que consiste en ácido glucónico y alfahidroxiácidos C2-C4, y una sal amónica y sales de metales alcalinos de estos hidroxiácidos, y sus mezclas;

resolver la emulsión en una fase hidrocarbonada y una fase acuosa, donde al menos una porción de los metales y/o aminas se transfiere a la fase acuosa; donde el método se pone en práctica en un procedimiento de desalado de refinería y además comprende lavar la emulsión con agua de lavado y la cantidad de ácido mineral es suficiente para disminuir el pH del agua de lavado hasta 6 o menos; y en donde el hidroxiácido soluble en agua está presente en la emulsión en una cantidad que varía de 1 a 2000 ppm.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que en la adición de la composición, la composición comprende

hasta 1% en peso de hidroxiácido soluble en agua y hasta 20% de ácido mineral.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1 o la reivindicación 2, en el que en la adición de la composición, la 20 composición comprende además agua o un disolvente alcohólico.

4. El método de acuerdo con una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el que el hidroxiácido soluble en agua es ácido glicólico.