Note : Les descriptions sont présentées dans la langue officielle dans laquelle elles ont été soumises.
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PROCEDE DE REDUCTION DE L'ACIDITE NAPHTENIQUE DE
CHARGES PETROLIERES ET SON UTILISATION
La présente invention concerne un procédé de réduction de
l'acidité naphténique de charges pétrolières, et son utilisation. Plus
précisément, elle concerne un procédé dans lequel l'acidité
naphténique est réduite par mise en contact de ladite charge pétrolière
avec un composé choisi parmi les oxydes, les hydroxydes ou les
alkoxydes d'un métal alcalino-terreux IIA, à une température inférieure
ou égale à 150 C.
Les pétroles bruts dits acides , c'est-à-dire ayant des teneurs
élevées en acides, sont principalement ceux qui contiennent des acides
naphténiques. On peut citer en particulier les pétroles bruts lourds
dont la production est en croissance permanente, et qui sont le plus
souvent caractérisés par une viscosité élevée et une forte acidité
naphténique.
Le terme acides naphténiques est un terme générique
regroupant un mélange d'acides organiques présents dans les charges
pétrolières.
On sait que ces charges pétrolières, en particulier les pétroles
bruts, présentent des risques de corrosion aussi bien lors de leur
extraction sur champ pétrolifère, de leur transport que lors de leur
raffinage.
Les pétroliers comme les raffineurs doivent trouver des moyens
de valoriser ces pétroles bruts sans être obligés de développer de
nouvelles technologies pour protéger des dispositifs et des équipements
de transport de ces pétroles bruts ou de fractions de ceux-ci ou encore
de traitement de ceux-ci, que ce soit sur champ, dans les transports
maritimes ou par chemin de fer, dans les pipes ou dans la raffinerie.
Cette acidité des pétroles bruts est classiquement mesurée par
l'indice de TAN (Total Acid Number), qui est mesuré conformément à la
norme ASTM D664 par potentiométrie et à la norme D974 par
colorimétrie. L'acidité peut également être mesurée par spectrométrie
infrarouge ; on parle dans ce cas de TAN-IR, l'acidité mesurée
correspondant alors uniquement à la contribution de la fonction acide
carboxylique -COOH.
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On applique généralement une décote aux pétroles bruts en
fonction de l'indice TAN : de la valeur de cette acidité dépend le prix du
pétrole brut.
Ainsi, il est nécessaire de mettre au point un procédé de
traitement de ces pétroles bruts, ou de leurs fractions, permettant d'en
abaisser l'acidité. En effet, un tel procédé permettrait, non seulement
d'améliorer la sécurité des personnes et des équipements, mais
également d'accroître les marges de raffinage et de limiter les risques
de corrosion générateurs de dépenses supplémentaires en cas de
percement des équipements de stockage, de transport ou de
traitement, notamment en raffineries.
Différentes approches ont été proposées afin de réduire l'acidité
naphténique et donc la corrosivité des pétroles bruts :
- mélange de pétroles bruts à teneur élevée en acides
naphténiques avec des pétroles bruts à teneur faible en
acides naphténiques, afin de réduire l'acidité naphténique du
mélange final.
- utilisation d'inhibiteurs de la corrosion, tels que ceux
divulgués dans le brevet EP 0 607 640.
- désacidification ou neutralisation des charges pétrolières. Un
tel procédé a été divulgué dans le brevet EP 0 935 644.
Comme ces approches ne sont pas tout à fait satisfaisantes, il
existe toujours un besoin dans la technique de développer un procédé
de désacidification ou de neutralisation des charges pétrolières.
Le brevet E P 0 935 644 propose, en effet, un procédé de
réduction de l'acidité naphténique de charges pétrolières, dans lequel
on ajoute un oxyde, un hydroxyde ou un hydrate d'hydroxyde de
métaux du groupe IIA, en présence de 0,2% à 7% en poids d'eau, cette
eau étant nécessaire pour que la base ajoutée soit efficace dans la
neutralisation de l'acide. Même si une partie des acides naphténiques
disparaît, il apparaît des naphténates qui sont susceptibles de
reformer des acides naphténiques ultérieurement, par exemple dans la
colonne de distillation atmosphérique, auquel cas on n'aura fait que
déplacer le problème au lieu de le résoudre.
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La présente invention vise à pallier ces inconvénients en
proposant un procédé de réduction de l'acidité naphténique d'une
charge pétrolière ayant un indice de neutralisation de 0,5 à 10 mg de
KOH/g et une teneur en eau inférieure à 0,2% en poids, ledit procédé
comportant la mise en contact de la charge pétrolière avec un composé
choisi parmi les oxydes, les hydroxydes ou les alkoxydes d'un métal
alcalino-terreux du groupe IIA, la mise en contact étant effectuée à une
température inférieure ou égale à 150 C, ledit composé étant ensuite
séparé de la charge pétrolière.
La demanderesse a observé que la séparation de l'oxyde,
hydroxyde ou hydrate d'hydroxyde de métal du groupe IIA précité,
après sa mise en contact avec la charge pétrolière, permettait de
réduire la vitesse d'empoisonnement des catalyseurs utilisés lors du
raffinage et donc de prolonger la durée de fonctionnement des
installations sans arrêt de maintenance.
L'étape de mise en contact consiste à mélanger suffisamment le
composé d'un métal alcalino-terreux du groupe IIA avec la charge
pétrolière de manière à obtenir un mélange homogène.
La demanderesse a constaté, de manière surprenante, que dans
de telles conditions, au moins une partie des acides naphténiques
disparait, sans que soient formés de naphténates.
Contrairement à l'enseignement de l'art antérieur, et en
particulier du document EP 935 644, il n'est pas nécessaire d'ajouter
de l'eau pour obtenir la réduction de l'acidité de la charge avec les
composés choisis.
Notamment, le procédé selon l'invention permet le traitement
d'une charge pétrolière exempte d'eau.
De plus, les procédés existants dans l'art antérieur, tels que ceux
divulgués dans les documents WO 2006/14486, EP 924 285 et
GB 496 779, nécessitent des températures élevées pour obtenir une
décarboxylation complète de la charge pétrolière. Au contraire, l'étape
de mise en contact du procédé selon l'invention peut être mise en
oeuvre à des températures inférieures ou égales à 150 C, de préférence
inférieures ou égales à 100 C, plus préférentiellement inférieures ou
égales à 90 C ou 70 C.
Ces températures modérées permettent ainsi d'utiliser des
dispositifs de récupération de la chaleur provenant des flux de la
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raffinerie pour chauffer lors de l'étape de mise en contact du procédé
selon l'invention ou de profiter d'étapes de traitement de la charge
pétrolière brute nécessitant un chauffage.
Par exemple, le procédé selon l'invention sera avantageusement
mis en oeuvre avant le dessalage de la charge pétrolière, afin de profiter
du chauffage réalisé à l'entrée du dessalage. De plus, le dessalage
étant l'étape préalable à la distillation du pétrole brut, la mise en
oeuvre du procédé de l'invention avant le dessalage permet d'éviter les
problèmes de corrosion dans les unités de distillation.
Dans un mode de réalisation particulièrement avantageux,
l'étape de mise en contact peut également être mise en oeuvre à
température ambiante, permettant ainsi de réaliser des économies
d'énergie.
Avantageusement, l'étape de mise en contact du procédé selon
l'invention est effectuée pendant une durée de 10 heures au plus, de
préférence 30 minutes au plus, et suffisante pour que le mélange
charge pétrolière-composé du métal alcalino-terreux du groupe IIA soit
homogène.
Cette homogénéisation du mélange peut être obtenue dans un
temps relativement court en fonction des quantités mélangées.
Avantageusement, la quantité de composé contenant un métal
du groupe IIA utilisée par mole de fonctionnalité acide dans la charge
pétrolière est choisie dans une plage allant de 0,025 mole à 500 moles.
Le composé contenant un métal du groupe IIA peut être choisi
parmi les oxydes, les hydroxydes et les hydrates d'hydroxydes de
calcium (Ca), de magnésium (Mg) et de Barium (Ba), de préférence
l'oxyde de calcium CaO ou l'oxyde de magnésium MgO.
Avantageusement, le composé contenant un métal du groupe IIA
est ajouté sous la forme d'un matériau solide, de préférence sous la
forme d'une poudre ou de grains concassés.
Il n'y a ainsi pas d'efforts à faire quant à la forme du composé
ajouté.
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En particulier, un ajout sous forme de grains concassés, tels que
des cailloux, permet de faciliter une séparation ultérieure, par exemple
par filtration.
5 La charge pétrolière pourra être choisie parmi les pétroles bruts,
les pétroles bruts dilués par un solvant ou une coupe légère issue de la
distillation d'un pétrole brut, les résidus atmosphériques et/ou les
résidus sous vide de distillations de bruts, les coupes gazole et/ou
distillats provenant de la distillation directe d'un pétrole brut ou
différents procédés de conversion tels que le craquage catalytique et la
viscoréduction.
Dans un premier mode de réalisation, l'étape de mise en contact
du procédé selon l'invention peut être réalisée dans au moins un
réacteur à lit fixe, de préférence, dans au moins deux réacteurs à lit
fixe.
En particulier, lorsque deux réacteurs ou plus sont utilisés, et
qu'il est nécessaire de régénérer le composé du métal du groupe IIA ou
de le changer dans le réacteur en cours d'utilisation, il est possible de
bifurquer vers un autre réacteur pendant la régénération ou le
changement du composé.
Dans un autre mode de réalisation, l'étape de mise en contact
est réalisée dans un bac de charge, par exemple équipé de moyens de
chauffage.
Des bacs de charge, souvent équipés de moyens d'agitation, voire
de moyens de chauffage, par exemple pour un chauffage vers 45 C,
sont courants dans les raffineries, de sorte que le procédé selon
l'invention peut-être mis en oeuvre dans des bacs existants.
Avantageusement, le composé d'un métal du groupe IIA est un
oxyde prétraité, par exemple par calcination, de préférence de 800 -
1000 C pendant 4 à 72 heures.
Un tel prétraitement améliore nettement l'activité du composé
contenant le métal.
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Avantageusement, on procède à une étape ultérieure de
séparation du composé contenant le métal alcalino-terreux, par
exemple par filtration.
Une telle étape de séparation permet de récupérer le composé à
base de métal du groupe IIA, et d'éviter ainsi un empoisonnement par
les métaux des catalyseurs utilisés dans les procédés catalytiques du
raffinage.
Le composé contenant le métal alcalino-terreux peut être séparé
par une méthode choisie parmi la filtration, la centrifugation, la
distillation, la décantation et l'extraction liquide/liquide.
De manière préférée, l'invention concerne un procédé de
réduction de l'acidité naphténique d'une charge pétrolière ayant un
indice de neutralisation de 0,5 à 10 mg de KOH/g et une teneur en eau
inférieure à 0,2% en poids, ledit procédé comportant une étape de mise
en contact de la charge pétrolière avec CaO, la mise en contact étant
effectuée à une température inférieure ou égale à 60 C. En effet, il a été
observé que CaO est le meilleur candidat pour une désacidification
d'une charge pétrolière à température ambiante, alors que MgO, qui
est un oxyde métallique ayant des propriétés très proches de CaO, ne
permet pas d'obtenir des résultats satisfaisants. Le CaO est ensuite
avantageusement séparé de la charge pétrolière, afin d'éviter des
problèmes d'empoisonnement de lit de catalyseur ou encore
d'augmentation de la différence de pression entre l'entrée et la sortie
des réacteurs ( Delta P ).
Selon un mode de réalisation préféré, l'invention concerne un
procédé de réduction de l'acidité naphténique d'une charge pétrolière
ayant un indice de neutralisation de 0,5 à 10 mg de KOH/g et une
teneur en eau inférieure à 0,2% en poids, ledit procédé comportant une
étape de mise en contact de la charge pétrolière avec CaO sous forme
concassée, à une température comprise entre le point d'écoulement de
la charge pétrolière et 300 C. En effet, il a été observé que la charge
était bien désacidifiée même lorsque la nature du CaO (concassé, donc
à faible surface spécifique) semblait défavorable à la réaction. Le CaO
est ensuite avantageusement séparé de la charge pétrolière, afin
d'éviter des problèmes d'empoisonnement de lit de catalyseur ou
encore d'augmentation de la différence de pression entre l'entrée et la
sortie des réacteurs ( Delta P ).
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Le point d'écoulement de la charge pétrolière pourra être
déterminé par les méthodes connues de l'homme du métier. On pourra
par exemple utiliser une méthode d'inclinaison ( tilt method )
manuelle selon la norme ASTM D97 (pour les produits pétroliers) ou la
norme ASTM D5853 (pour les pétroles bruts) ou automatisée selon la
norme ASTM D5950, ou une méthode rotationnelle ( rotational
method ) selon la norme ASTM D5985, ou encore une méthode
utilisant la pression différentielle ( pressure differential method )
selon la norme ASTM D7346.
La charge ne semble pas déstabilisée par le traitement par CaO
dans les conditions opératoires utilisées. Une précipitation
d'asphaltènes n'est pas observée. Cela rend la charge utilisable pour
un mélange avec d'autres charges telles que des bruts acides ou non
acides, lourds ou légers. Un tel mélange peut s'effectuer avant
dessalage.
L'invention est maintenant décrite en référence au dessin
annexé, non limitatif, lequel représente l'enregistrement du spectre
infra-rouge d'une charge pétrolière brute (trait continu), de cette
charge traitée selon le procédé de l'invention (trait mixte), et de la
même charge traitée en présence d'eau (trait interrompu).
Exemples
Le procédé selon l'invention a été mis en oeuvre avec deux types
de charges pétrolières : un brut Dalia et une coupe gazole, dont les
propriétés sont rassemblées dans les tableaux 1 et 2 suivants.
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Tableau 1 : Propriétés du pétrole brut Dalia
1 Brut DALIA
Acidité (mg KOH / g) 1,7
ASTM D664
Acidité TAN-IR 0,94
Masse volumique à 15 C (kg/m3) 915
Viscosité à 10 C (mm2/s) 198
Teneur en soufre (% poids) 0,514
Ni (ppm) 17
V (ppm) 6
Teneur en eau (%)
0,02
NF-EN-ISO 10337
Pour effectuer les tests, la coupe gazole, dont les caractéristiques
sont regroupées sur le tableau 2, est acidifiée jusqu'à l'obtention d'un
TAN-IR égal à environ 4, par ajout de l'acide 3-cyclohexane
propanoïque, dont la température d'ébullition est de 275 C. Cet acide a
été choisi en raison des similitudes qu'il présente avec les acides
naphténiques rencontrés dans les coupes pétrolières.
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Tableau 2 : Propriétés de la charge gazole
Masse volumique à 15 C (kg/m3) 840
Acidité (mg KOH / g) 0
ASTM D664
Acidité TAN-IR 0
Teneur en soufre (ppm) 10
Teneur en azote basique (ppm) 7
Point de trouble ( C) -4
Point d'écoulement ( C) -6
Indice de Cétane mesuré 56
Température de distillation de
5% 245,1
20% 260,3
50% 284,9
80% 314,3
95% 347,6
du gazole ( C, ASTM 86)
Indice de brome (mg Br/ 100g) 621
Teneur en polyaromatiques (% poids) 8,2
Teneur totale en aromatiques (% poids) 22,2
Teneur en eau (%)
0
NF-EN-ISO 10337
Réalisation des tests
Dans un bécher ou un ballon, on mélange la charge pétrolière
avec l'oxyde de calcium CaO, qui peut être calciné ou pas. Ensuite, on
agite pendant 15 minutes jusqu'à homogénéisation, puis on filtre le
mélange sur papier filtre ou sur un fritté afin d'éliminer l'oxyde de
calcium. Enfin, on procède à l'analyse Infrarouge (IR) afin de calculer la
valeur du TAN-IR.
Le suivi de l'acidité des charges se fait par spectrométrie
infrarouge (TAN-IR). Cette technique permet de déterminer la teneur en
composés de type acides carboxyliques en suivant l'évolution des
bandes d'absorption du groupement fonctionnel acide -COOH (bande
s'étalant de 1660 à 1751 cm-' et centrée sur 1708 cm-' environ).
Pour cela, un spectromètre infra rouge FTIR Thermo Nicolet 380
a été utilisé. La teneur en composés de type acides carboxyliques a été
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déterminée à partir des spectres infrarouges enregistrés en mesurant
la surface du pic relatif à la fonction acide -COOH puis en la pondérant
par la masse volumique du produit étudié ainsi que par les
caractéristiques de la cellule utilisée.
5 Le TAN-IR initial correspond à la mesure du produit de départ,
avant ajout de CaO, tandis que le TAN-IR final correspond à la mesure
du mélange après filtration. L'imprécision sur la mesure du TAN-IR est
estimée à environ 10%.
10 Exemple 1
Dans cet exemple, la charge pétrolière utilisée est la coupe gazole
acidifiée, et le mélange est effectué à température ambiante. Les
mesures de TAN IR sont regroupées dans le tableau 3 suivant.
Tableau 3 Coupe gazole acidifiée - température ambiante
Ratio mEq CaO /
TAN IR TAN IR
CaO mEq Taux de
initial final
(% fonctionnalité désacidification
(mgKOH/g) (mgKOH/g)
poids) acide
CaO 5 18/0,7 4,07 1,69 58
calciné 10 39/0,7 4,07 0,67 84
à
1000 C
pendant 20 72/0,6 4,00 0,46 88
24
heures
CaO
calciné
à 800 C 10 39/0,7 4,03 0,22 94
pendant
4
heures
Ça
noné 10 357/6,6 4,09 0,09 98
calcin
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Exemple 2
Dans cet exemple, la charge pétrolière utilisée est le brut Dalia
seul ou dilué avec la coupe gazole, dont les propriétés sont
rassemblées dans les tableaux 1 et 2.
Le mélange a été effectué à température ambiante et à 50 C.
Les mesures de TAN IR sont regroupées dans le tableau 4
suivant.
Tableau 4 Brut Dalia seul ou dilué
mEq CaO /
TANIR TANIR
Ratio CaO mEq Taux de
T initial final
(% poids) fonctionnalité désacidificatio
(mgKOH/g) (mgKOH/g)
acide
Brut
Dalia
dilué CaO non
avec calciné Ambiante 10 185/0,5 0,58 0,36 38
50%
poids de
gazole
CaO calciné
Brut à 1000 C
Dalia pendant 24
dilué heures
avec Ambiante 20 714/0,8 0,58 0,17 71
50%
poids de
gazole
Brut CaO non 357/1,5 0,94 0,49 48
Dalia calciné Ambiante 10
CaO calciné
Brut à 1000 C 35,7/0,1 0,94 0,33 64
Dalia pendant 24 Ambiante 10
heures
CaO calciné
Brut à 1000 C 160/0,3 0,94 0,43 54
Dalia pendant 12 50 C 20
heures
Exemple 3
Dans cet exemple, le brut Dalia auquel a été ajouté 10% en poids
de CaO non calciné a été testé avec un ajout de 6% en poids d'eau par
rapport au poids du brut uniquement. Le spectre infrarouge du
mélange filtré a été enregistré après filtration et est reporté sur la
figure unique.
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Sur cette figure, est également représenté le spectre infrarouge
du brut Dalia non traité et du mélange brut Dalia - 10% en poids de
CaO après filtration, mais exempt d'eau.
Sur la figure :
- le graphe en trait interrompu (graphe 1) correspond au brut
Dalia + 10% poids CaO + 6% poids d'eau ;
- le graphe en trait mixte (graphe 2) correspond au brut Dalia +
10% poids CaO - exempt d'eau ;
- le graphe en trait continu (graphe 3) correspond au brut Dalia
seul.
On remarquera sur le graphe 1, la disparition du pic de la
fonction acide, en particulier de la liaison C=O (bande s'étalant de
1660 à 1751 cm-' et centrée sur 1708 cm-' environ) et l'apparition du
pic correspondant aux naphténates (bande large entre 1520 et
1580 cm-', centrée sur 1560 cm-'). Le pic de 1600 cm-', quant à lui,
semble correspondre à la liaison C=C.
Sur le graphe 2, le pic de la fonction acide a diminué,
correspondant à une réduction de l'acidité du brut traité, mais aucun
pic correspondant aux naphténates n'est apparu.
On constate ainsi que la mise en oeuvre du procédé selon
l'invention, et en particulier l'absence d'eau, permet, non seulement de
réduire l'acidité naphténique (le pic correspondant à la fonction acide
diminue), mais également d'éviter la formation de sels de naphténates.
Exemple 4
De l'acide 3-cyclohexylpropanoïque (qui est un acide
naphténique) est ajouté à du gazole issu d'une unité DHC (Distilate
HydroCracking : procédé d'hydrocraquage de distillats sous vide), de
sorte que le TAN soit égal à 4. Du CaO est ajouté au mélange selon le
procédé décrit plus haut pour la réalisation des tests. Les résultats
sont présentés dans le tableau 5 ci-après. L'expérience est réalisée à
température ambiante.
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Tableau 5 Variation de la désacidification d'un gazole issu de
DHC à TAN IR ajusté à 4 par de l'acide 3-cyclohexylpropanoïque
lorsque les proportions de CaO en poudre varient.
Gazole DHC + acide 3- TAN IR TAN IR
CaO Taux de
cyclohexylpropanoïque initial final
(% massique) désacidification
(g) (mgKOH/g) (mgKOH/g)
4,066 1,113 2 27
10 4,066 1,063 2 26
Moyenne 27
10 4,066 1,689 5 58
10 4,066 1,894 5 53
Moyenne 56
10 4,029 0,149 10 96
10 4,029 0,222 10 94
10 3,676 0,559 10 85
10 3,676 0,583 10 84
10 4,066 0,663 10 84
10 4,066 0,833 10 80
Moyenne 87
10 4,029 0,010 20 100
10 4,029 0,037 20 99
10 3,676 0,327 20 91
10 3,676 0,461 20 87
10 3,676 0,696 20 81
100 3,851 0,820 20 79
Moyenne 90
5 On constate une forte désacidification à froid en présence de
CaO. Celle-ci augmente avec la charge de CaO ajoutée.
Exemple 5
De l'acide 3-cyclohexylpropanoïque est ajouté à du gazole issu
10 d'une unité DHC de sorte que le TAN soit égal à 4. Du CaO ou du MgO
est ajouté au mélange selon le procédé décrit plus haut pour la
réalisation des tests. L'expérience est réalisée à température ambiante.
Les résultats sont présentés dans le tableau 6 ci-après.
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Tableau 6 Variation de la désacidification d'un gazole issu de
DHC à TAN IR ajusté à 4 par de l'acide 3-cyclohexylpropanoïque
lorsque des proportions de CaO ou de MgO en poudre varient.
Numéro d'essai 1 2 3 4
Nature de la charge Gazole DHC + acide 3- Gazole DHC + acide 3-
Brut Dalia Brut Dalia
cyclohexylpropanoïque cyclohexylpropanoïque
Masse de la charge (g) 100 50 100 100
Oxyde métallique utilisé et
temps de calcination CaO non MgO non
(minutes) CaO non calciné MgO non calciné calciné claciné
% massique d'oxyde
métallique par rapport à la 10 10 10 10
charge
Forme Poudre Poudre Poudre Poudre
Vitesse d'agitation 9500 9500 9500 9500
(tours/minute)
Temps d'agitation 3 15 15 15
(min)
Température 25,5 25,5 35,6 35,6
( C)
TAN IR initial 4,09 4,09 0,94 0,94
(mgKOH/g)
TAN IR final 0,11 3,66 0,49 0,92
(mgKOH/g)
Taux de désacidification 97,3 9 52 2
MgO est inapproprié pour effectuer une désacidification à
température ambiante d'un pétrole brut, dans les conditions
opératoires utilisées. CaO permet une désacidification importante et
rapide. En 3 minutes, une charge de gazole issu de DHC additivée avec
de l'acide 3-cyclohexyl-propanoïque pour atteindre un TAN-IR=4 est
désacidifiée à 97% (essai 1) alors qu'une charge identique traitée avec
MgO n'est désacidifiée qu'à hauteur de 9% au bout de 15 minutes
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(essai 2). De même, une charge de pétrole Dalia brut de TAN-IR
initial=0,94 est désacidifiée à 52% en 15 minutes en présence de CaO
(essai 3), alors que la même charge traitée dans des conditions
identiques en présence de MgO au lieu de CaO n'est désacidifiée que
5 de 2% (essai4)
Exemple 6
Du brut Dalia est mis en contact avec CaO sous différentes
formes. La température de contact, la proportion de CaO et sa
10 granulométrie ainsi que la dilution du Dalia avec du gazole font partie
des variables mesurées. Les résultats sont présentés dans le tableau 7
ci-après.
Tableau 7 Variation de la désacidification de brut Dalia en
15 fonction de la nature du CaO, de ses proportions en mélange et de
la température.
mEq CaO /
TANIR TANIR
Ratio CaO mEq Taux de
T initial final
(% poids) fonctionnalité désacidificatio
(mgKOH/g) (mgKOH/g)
acide
Brut
Dalia
dilué CaO non
avec calciné Ambiante 10 185/0,5 0,58 0,36 38
50%
poids de
gazole
CaO calciné
Brut à 1000 C
Dalia pendant 24
dilué heures
avec Ambiante 20 714/0,8 0,58 0,17 71
50%
poids de
gazole
Brut CaO non 357/1,5 0,94 0,49 48
Dalia calciné Ambiante 10
CaO calciné
Brut à 1000 C 35,7/0,1 0,94 0,33 64
Dalia pendant 24 Ambiante 10
heures
CaO calciné
Brut à 1000 C 160/0,3 0,94 0,43 54
Dalia pendant 12 50 C 20
heures
La température ambiante peut varier habituellement entre -10 et
+50 C. Dans le lieu où les mesures ont été effectuées, elle est
CA 02763534 2011-11-25
WO 2010/136738 PCT/FR2010/051037
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généralement comprise entre +5 et +40 C, avec une température
moyenne comprise entre +15 et +25 C.
On constate que le CaO permet de diminuer significativement
l'acidité du brut entre la température ambiante et 50 C. La mesure du
TAN IR final indique une diminution de la proportion des fonctions
acide carboxylique dans le brut qui ne se retrouve pas sous la forme de
carboxylate de métal alcalino-terreux (ici du calcium).
