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"Procédé et produit pour la preparation d'émulsions d'hydrocarbures visqueux dans l'eau et émulsions ainsi préparées".
La présente invention a notamment pour objet un procédé pour la préparation d'une matière naturelle base d'hydrocarbures visqueux en vue d'un traitement ulterieur.
La technique antérieure la plus pertinente concernant la formation d'hydrocarbures visqueux pour leur utilisation en tant que combustibles se trouve dans le document de brevet britannique n 974 042 et dans le document de brevet des E. U. A. n"4 618 348. Des brevets supplémentaires traitant de la technique antérieure de combustion des emulsions hydrocarbures/eau du type huile-dans-l'eau (O/W) et du type eaudans-l'huile (W/O) sont les documents de brevets des E. U. A. n c 958 915,4 273 611,4 382 802,3 352 109,3 490 237 et 4 084 940.
Des brevets pertinents relatifs la technique antérieure traitant de la formation d'hydrocarbures dans 11 eau sont les documents de brevets suivants : brevets des E. U. A. n'3 380 531,3 487 844,3 006 354,3 425 429,3 467 195,4 239 052 et 4 249 554.
D'autres documents de la technique antérieure connu traitant des émulsions d'hydrocarbures dans l'eau du type O/W et ou W/O sont les suivants : R. E. BARRET et Associes "Conception, Construction et Essais de combustion prlimi- naires d'un engin pour evaluer les emulsions huile combus-
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tible residuelle/eau, Battelle M. Columbus, Ohio, PB - 15 juillet 1970 ; R. Helion et Associes"Reduction des dmissions de gaz de fumdes lors de la combustion des émulsions d'huile combustible et d'eau, VGB kraftwerktechnik 1975, 55 88-93, (59 Air Pollution, Ind. Hyg. vol.
1976, p. 335, n"84 : 78995 g) ; N. Moriyama et Associés "Agents émulsionnant pour combustibles à émulsions du type huile-dans-l'eau", Japan Kokai 77-151305,15 décembre 1977, basé sur la demande n" 76/68530, 11 juin 1976 (51-Fossil Fuels (combustibles fossiles), vol 80, 1978, p. 145, n'89 : 8710 g) ; A.
Iwama,"Combustions à simples gouttellettes des d'hydrocarbures combustibles
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émulsionnes ; II, Comparaison des caracterisques de combustion entre les emulsions O/W et W/O", Nenryo Kyokaishi 1979, 58 (632) : 1041-51 (Japon) (Chem. Abstr. vol. 93, 1980, p. 204, n093 : 50075 a) : Rosenberg et accociés "Interaction de l'acinetobacter RAG-1 et des emulsions d'hydrocarbures" dans : Advances in Biotechnology (Progrès en Biotechnologie), vol III, produits de fermentation, comptes-rendus du VIème Symposium International sur les fermentations tenu à Londres, Canada, 20 au 25 juillet 1980 pages 461 à 466 (M.Moo-Young, Ed; 1981) ; Y.
Murakami et associés "Combustion des déchets d'huile émulsionnes", Osaka Kogyo Gijutsu, Shikensho Kiho 1972, 23 (3), 184-8.
(Chem. Abstr. vol. 78,1973, p. 222, n061 800 t) : H Ludewig, "Emulsions hydrocarbure-émulsionnant-eau", brevet d'Allemagne de l'Est n 93 398,20 octobre 1972, basé sur la demande nue148 658, 8 juillet 1978 (chem. Abstr. Vol 80, 1974, p. 150, n085 531y) ; K. Enzmann et associés"Préparation d'emulsions d'huile combustible dans l'eau pour la combustion", Universal'n Dezintegratorn Aktivatsiya Tallin 1980,82-6, (Russ.), à partir de la ref. Zh. Khim 1980, Abstr. ne14 P 334 (51-Fossil Fuels (combustibles fossiles) vol. 93,1980, p. 147 n* 93 : 1 706 789) ; 0.
Neumeister et
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associés et dispositif pour préparer des émulsions combustible-eau", brevet d'Allemagne de l'Est n'DD 216 863, 2 Jan. 1985, basé sur la demande n* 253 527,29 juillet 1983 ; R. E. Barrett et associés,"Emulsions d'huile combustible résiduelle et d'eau", Battelle M.I., Columbus, Ohio, PB-189 076,12 jan. 1970.
La présente invention se rapporte à des procédés pour récupérer et/ou traiter une matigere a base d'hydrocar- bures visqueux et pour la conditionner en tant qu'Emulsion d'hydrocarbure dans l'eau en vue d'un traitement ultérieur.
Les hydrocarbures visqueux faible densité trouvés au Canada, en Union Soviétique, aux Etats-Unis d'Amérique, en Chine et au Venezuela sont normalement liquides et ont des viscosités de 10 Pa. s à plus de 500 Pa. s aux temperatures ambiantes ainsi que des densités inférieures a
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12 API. Ces hydrocarbures sont couramment obtenus par injection de vapeur en combinaison avec le pompage mécanique, par pompage mécanique seul ou par des techniques d'exploitation minière.
En raison de la nature de ces matières à base d'hydrocarbures visqueux, leur utilisation dans les marches actuels est limitee. Pour développer ces ressources au point de vue commercial, il est hautement souhaitable de créer des procédés pour récupérer, traiter et transporter les hydrocarbures visqueux de manière qu'ils soient utilisables commercialement en tant que matière première pour l'obtention de divers produits et/ou usages.
En consequence, un but principal de la présente invention, est de créer des procédés pour la formation, le traitement, le transport et l'utilisation finale d'une emulsion d'hydrocarbure dans l'eau.
D'autres buts et avantages de la présente invention apparaitront ci-dessous.
A cet effet, l'invention concerne des procédés pour récupérer, traiter, transporter et utiliser divers hydrocarbures visqueux. L'expression "hydrocarbure visqueux" utilisée ici désign tous les pétroles bruts naturels ou tous les bitumes qui sont caractérisés par une viscosité superieure ou egale A 0, 1 Pa. s ä une température de 50 C, une densité égale ou inferieure à 16"API, une teneur élevée en métaux, une teneur elevee en soufre, une teneur élevée en asphaltènes et/ou un point de solidification élevé. Pendant l'obtention des pétroles bruts ou bitumes naturels, on obtient en même temps de l'eau des formations géologiques qui contient des éléments qui sont indésirables dans le produit émulsionné final.
La présente invention concerne un procédé pour la préparation d'une matière naturelle à base d'hydrocarbures visqueux en vue d'un traitement ulterieur, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes de formation d'une première Emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau (désignée dans la suite par Emulsion primaire) à partir de la matière naturelle, à base d'hydrocarbures visqueux en utilisant un émulsionnant,
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l'emulsion d'hydrocarbure dans l'eau ayant une teneur en eau d'au moins 15 % en poids, une viscosite ne dépassant pas 5 Pa.s à 50 C et une dimension des gouttelettes d'huile ne dépassant pas 300 micromètres, puis, si nécessaire, de dégazage de la première emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau à une température abaissée à 35 C, à une pression d'au moins 20 psi (1, 4 bar),
de manière à obtenir un rendement de dégazage de l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau supérieur ou egal a 90 % pour produire une emulsion dégazée d'hydro- carbure-dans-1'eau ayant une teneur en gaz, dans des condi- tions normales, inférieure 142 litres de gaz par baril (159 litres) d'émulsion primaire, de préférence égale à 56, 6 litres par baril, de réglage de la différence de densité entre lea phases d'hydrocarbure-dans-1'eau de l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau dégazée, de manière que la différence de densité entre les phases soit - 3 3 supérieure ou égale à 2 x 10 g/cm à une température T,
cette température T étant supérieure ou égale ik une valeur inférieure de 150C au point de trouble de l'émulsionnant
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utilisé pour la formation de la première émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, de floculation de l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau à densité réglée dans un sépara- teur Ak la température T et de recuperation de la matiere naturelle à base d'hydrocarbures séparée, de remise en emulsion de la matière naturelle à base d'hydrocarbures séparée en utilisant un émulsionnant et de conditionnement supplementaire de cette matière pour un traitement ulté- rieur,
de manière former une émulsion secondaire stable d'hydrocarbure-dans-l'eau (désignée dans la suite comme l'émulsion commerciale vendue sous la marque de fabrique m ORIMULSION) convenant pour le transport, et de transport de cette seconde émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau. La floculation de l'Emulsion primaire et la reconstitution du m produit commercial ORIMULSION est une caractéristique decisive de la présente invention. Comme mentionné plus haut, de l'eau des formations géologiques est obtenue con- jointement avec le bitume naturel et/ou le pétrole brut et,
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en conséquence, il est difficile de commander les caracté- ristiques de l'emulsion sur le site du puits.
Par flocula- m tion de l'émulsion primaire, le produit ORIMULSION peut ensuite être formé et conditionné en fonction de l'utilisa- tion finale du produit. L'eau et l'émulsionnant récupérés pendant l'étape de floculation peuvent etre recycles pour former l'emulsion primaire au site du puits ou, si cela est approprié, utilises partiellement au cours de l'étage de remise en emulsion. Le conditionnement ultérieur de l'émulsion commerciale peut comprendre un conditionnement pour produire un combustible pouvant être brûle en mainte- nant de faibles emissions d'oxyde de soufre ou pour un raffinage ultérieur en tant que produits résiduels.
De plus, la présente invention concerne un procédé pour récupérer une matière naturelle à base d'hydrocarbures visqueux en vue d'un traitement ultérieur, caractérisé en ce qu'il comporte les etapes de formation d'une premi & re émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau & partir dudit produit naturel A base d'hydrocarbures visqueux en utilisant un emulsionnant, l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant une teneur en eau d'au moins 15 % en poids, une viscosité ne dépassant pas 5 Pa.s à 50 C et une dimension de goutte- lettes d'huile ne dépassant pas 300 micromètres puis, si necessaire, de dégazage de la premier emulsion d'hydrocar- bure-dans-l'eau A une température abaissée à 35 C et à une pression d'au moins 1, 4 bar,
de manière A obtenir un rende- ment de dégazage de l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau supérieur ou égal à 90 % pour produire une émulsion dégazée d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant dans des conditions nor- males une teneur en gaz inférieure à 142 litres de gaz par baril (159 litres) d'emulsion primaire, de préférence egale in 56, 6 litres de gaz pour 159 litres d'émulsion primaire.
La présente invention concerne en outre un procédé pour floculer une émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, caractérise en ce qu'il comporte les étapes de régalage de la différence entre les densites des phases
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d'hydrocarbures-dans-l'eau de l'emulsion d'hydrocarbure- dans-l'eau de manière que la différence entre les densités - 3 3 des phases soit superieure à 2 x 10 g/cm à une température T, cette température T étant superieure ou égale à une valeur inférieure de 15*C du point de trouble de l'émulsionnant utilisé pour la formation de la premier emulsion d'hydrocarbures-dans-l'eau,
de floculation de l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau A densité réglée dans un séparateur à la température T et de recuperation de la matière naturelle à base dhydrocarbure séparée, de remise en emulsion de la matière naturelle à base d'hydrocarbure séparée en utilisant un émulsionnant et de conditionnement supplémentaire de cette matiere pour un traitement ulté- rieur de manière à former une émulsion commerciale stable d'hydrocarbure dans l'eau convenant pour le transport.
L'émulsion floculée permet le recyclage de l'eau de forma- tion et le partage de l'émulsionnant dans deux phases, à savoir une partie dans l'hydrocarbure et une partie dans l'eau des formations géologiques recyclée. Le fait qu'une partie de l'agent tensio-actif reste dans l'eau des forma- tions géologiques recyclée et dans l'huile séparée signifie que seule une quantité d'agent tensio-actif d'appoint est nécessaire quand on forme les émulsions supplementaires.
L'invention est décrite plus en détail ci-après en se référant aux dessins annexés, dans lesquels : la figure 1 et une voue schématique montrant le scha-ma d'écoulement de l'ensemble du procédé d'écoulement suivant la présente invention ; la figure 2 est une vue d'un premier exemple de réalisation d'une installation de formation d'une emulsion
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d'hydrocarbure-dans-l'eau ; la figure 3 et une vue d'un deuxième exemple de réalisation d'une installation de formation d'une emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ; la figure 4 est une vue d'un troisième exemple de réalisation d'une installation de formation d'une emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ;
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la figure 5 est une vue schématique représentant le procédé pour la floculation d'une émulsiaon d'hydrocarbure- dans-l'eau suivant la présente invention : les figures 6 à 12 sont des graphiques représentant l'effet de la concentration en sels, de la temperature et d'agents de floculation sur la floculation des émulsions d'hydrocarbure-dans-l'eau.
La presente invention se rapporte & un procédé pour récupérer une matière ou produit a base d'hydrocarbures visqueux dans des gisements naturels et pour conditionner ce produit en tant qu'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau en vue d'un traitement ultérieur.
En pratique, un champ pétrolifère comporte plusieurs puits profonds pour l'extraction des hydrocarbures visqueux du sol. Suivant la nature du reservoir, on peut utiliser des équipements de remontée différents pour extraire les hydrocarbures visqueux. Par exemple, on peut injecter de la vapeur dans certains puits pour imprégner le reservoir et favoriser la recuperation et la remontée du produit visqueux par pompage mécanique. Pour d'autres reservoirs, il suffit d'une pompe installée dans le puits, tandis que d'autres réservoirs peuvent convenir pour la formation dans le puits d'emulsions d'hydrocarbure-dans-l'eau pour la remontée du produit visqueux. Dans la plupart des cas, il est souhaitable de combiner ces procédés.
Suivant la presente invention, il est souhaitable de former 1'Emulsion le plus près possible du puits pour profiter des avantages de l'Emulsion en ce qui concerne la viscosité. la figure 1 est une vue d'ensemble simplifiée montrant le Schema d'écoulement d'une installation de production suivant la préssente invention, en allant du puits A l'utilisateur final. L'installation 10 comporte plusieurs puits actifs 12 munis de pompes 14 installées dans le puits ou de matériel similaire pour extraire du sol le produit naturel ê base d'hydrocarbures visqueux.
Le produit visqueux pour lequel la presente invention est établie est caractérisé par les propriétés chimiques et
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physiques suivantes : C de 78,2 à 85,5 % en poids, H de 9, 0 à 10, 8 % en poids, 0 de 0,26 à 1,1 % en poids, N de 0,50 à 0, 70 % en poids, S de 2,00 à 4,50 % en poids, cendres de 0, 05 Åa 0, 33 % en poids, vanadium de 50 à 1000 ppm, nickel de 20 A 500 ppm, fer de 5 à 100 ppm, sodium de 10 à 500 ppm, densité de -5,0 à 16, 0 API, viscosité à 500C de 0,1. 10-3m2/sà5m2/s,viscositéà99 Cde0,1.10-36m2/sà
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16. PCI de 8340 A 10 564 kcal/kg (34, 6 44, J/kg) et aspha1tênes de 5, en poids.
Le produit visqueux récupéré dans les puits est envoyé une Station collectrice 16 où l'on recueille le produit prove- nant de l'ensemble des puits. On peut ensuite faire passer le produit par un autre traitement, dans une unité de dégazage 20. Un mélangeur statique 18 est prévu en amont de l'unité de dégazage pour garantir qu'une emulsion homogène d'hydrocarbure-dans-1'eau est envoyée à l'unité de dega- zage. Conformément la présente invention, l'émulsion primaire dégazée est ensuite floculée en 22, puis remise en émulsion en 24 et conditionnée pour un usage final particulier. Les émulsionnant 26 et les additifs 28 utili- ses pour la reconstitution sont déterminés par l'usage final particulier de l'émulsion, comme cela sera decrit plus loin.
L'émulsion stable reconstituée est ensuite transportée en 30 pour arriver à 1a combustion en 32 ou A un raffinage complementaire en 34. Comme cela a été mentionné plus haut, la floculation de l'émulsion primaire m et la reconstitution du produit commercial ORIMULSION est une caractéristique decisive de la présente invention.
Comme indiqué plus haut, de l'eau des formations geologi- ques est obtenue conjointement avec le bitume naturel et/ou le pétrole brut et, en consequence, il est difficile de commander les caracteristiques de l'emulsion sur le site du puits. En floculant l'emulsion primaire, on peut ensuite m former le produit ORIMULSION et le conditionner en fonction de l'utilisation finale du produit. L'eau et l'emulsionnant recuperes lors de l'etape de floculation du procédé peuvent être recycles par la conduite 36 pour
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former l'émulsion primaire sur le site du puits ou, si cela est judicieux, être partiellement utilises lors de l'étape de reconstitution.
Conformément à la présente invention, le produit envoyé à l'unité de dégazage pour le traitement ultérieur doit être sous forme d'une émulsion d'hydrocarbures-dansl'eau ayant les caractéristiques suivantes : teneur en eau d'au moins 15 %, viscosité ne dépassant pas 5 Pa.s à 50 et une dimension des gouttelettes d'huile ne dépassant pas 300 micromètres. Le produit tensio-actif est utilisé dans une proportion allant de 1 : 99 environ à 0,05:99,95 environ en poids en se basant sur l'hydrocarbure. On a constaté que les emulsions d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant les carat6ristiques précédentes, pouvaient être dégazées de facon efficace. Si la viscosité de l'emulsion est supérieure à 5 Pa. s à 50 C, le gaz ne peut pas s'echapper effectivement.
Si la dimension des gouttelettes d'huile dépasse 300 micromètres, le gaz est emprisonné dans les gouttelettes, ce qui réduit le rendement du dégazage.
Le procédé suivant la présente invention est conçu
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pour garantir d'hydrocarbure-dans-l'eau de degazage en vue d'un traite- ment ultérieur. Suivant la présente invention, l'émulsion peut etre formée en plusieurs emplacements suivant la nature du puits et de l'hydrocarbure visqueux produit. La formation initiale de l'emulsion peut avoir lieu dans le puits, & la tête du puits, à la station collectrice ou suivant une combinaison quelconque de ces trois emplacements. Par exemple, si l'on injecte de la vapeur dans le r & servoir d'un puits, la température de l'huile morte juste après le cycle d'imprégnation A la vapeur peut etre si élevée qu'il devient impossible de former effectivement une emulsion dans le puits.
Dans d'autres cas, la viscosité du pétrole brut peut permettre le pompage à la station collectrice sans qu'il y ait à injecter de la vapeur ou à former une emulsion. De plus, le produit provenant des puits individuels peut varier en ce qui concerne la teneur en
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huile et en gaz, la quantité d'eau des formations geologi- ques et la concentration en sels. Par conséquent, la formation des differentes emulsions doit etre commandée pour garantir qu'un produit emulsionen6 homogene ayant les caractéristiques mentionnées plus haut est finalement préparé pour être envoy6 à l'unité de dégazage. 11 est préférable de former l'Emulsion le plus pres possible du puits pour profiter de l'avantage de la variation de viscosité.
Suivant la présente invention, l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau est formée en mélangeant un melange d'eau additionné d'un agent émulsionnant avec la matière A base d'hydrocarbures visqueux. Comme mentionné plus haut, dans une installation de production d'un champ pétrolifère, la formation de l'emulsion peut être effectuée dans le puits, à la tête du puits, A la station collectrice ou suivant une combinaison quelconque de ces trois emplacements.
Les additifs érnu1sionnants préférés sont choisis dans le groupe constitue des agents tensio-actifs nonioniques, des agents tensio-actifs non-ioniques additionnes d'un polymère et/ou des bioagents tensio-actifs et des agents tensio-actifs non-ioniques additionnes d'agents ioniques comprenant des agents anioniques et cationiques ainsi que des agents non-ioniques en combinaison avec des alcalis. Les agents tensio-actifs non ioniques préférés comprennent les alkyl phénols ethoxyles, les alcools étho- xyl6s est les esters de sorbitane ethoxyles. Des polymères appropriés pour etre utilises avec les agents tensio-actifs non-ioniques comprennent, par exemple, les polysaccharides, les polyacrylamides et les dérivés de cellulose.
Des bioagents tensio-actifs appropries ou des biopolymères comprennent les gommes rhamnolip et xanthane. Les agents tensio-actifs cationiques sont choisis dans le groupe constitué des composés d'ammonium quaternaires, des amines éthoxylées, des amido amines et des mélanges de ces produits. Les agents tensio-actifs anioniques comprennent les sels carboxyliques à chaine longue, les sels sulfoniques, les sulfates et des mélanges de ces produits. Des alcalis
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tels que l'ammoniaque, les hydroxydes monovalents et des mélanges de ces produits sont préférés en combinaison avec les agents tensio-actifs non ioniques.
Suivant la présente invention, l'agent tensio-actif non ionique préféré est l'alkyl phénol éthoxylé ayant une teneur en BO (ethylne-oxyde) supérieu
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ou égale A 70 t. Si la teneur en EO est inférieure & 70 t, il tend à se former des émulsions d'eau dans l'hydrocar- bure. Pour prouver ce qui precede, on a forme six emulsions avec du pétrole brut du Cerro Negro ayant une densité de 8,4 API en utilisant trois agents tensio-actifs nonioniques différents : un alkyl phenol ethoxyle ayant respectivement des teneurs en EO de 78 t, 74 % et 66 %. Les compositions des emulsions et leurs caractéristiques physiques sont données dans le tableau I.
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TABLEAU I
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<tb>
<tb> Emulsion <SEP> % <SEP> EO <SEP> dans <SEP> l'agent <SEP> Concentration <SEP> Rapport <SEP> pon- <SEP> T <SEP> de <SEP> forma- <SEP> Diamètre <SEP> Type
<tb> tensio-actif <SEP> d'agent <SEP> tensio-déral <SEP> huile/tion"C <SEP> moyen <SEP> des <SEP> d'emulactif <SEP> (ppm) <SEP> eau <SEP> goutte-sion
<tb> lettes <SEP> pm
<tb> nOl <SEP> 78 <SEP> 2000 <SEP> 60/40 <SEP> 40 <SEP> 39 <SEP> O/W
<tb> n 2 <SEP> 78 <SEP> 2000 <SEP> 80/20 <SEP> 60 <SEP> 40 <SEP> O/W
<tb> n03 <SEP> 74 <SEP> 2000 <SEP> 60/40 <SEP> 40 <SEP> 47 <SEP> O/W
<tb> n04 <SEP> 74 <SEP> 2000 <SEP> 60/40 <SEP> 60 <SEP> 61 <SEP> O/W
<tb> n 5 <SEP> 66 <SEP> 2000 <SEP> 60/40 <SEP> 40 <SEP> 58 <SEP> O/W
<tb> n06 <SEP> 66 <SEP> 2000 <SEP> 60/40 <SEP> 60 <SEP> W/O
<tb>
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Comme on peut le voir à partir du tableau I,
lorsque la teneur en EO de l'émulsionnant décroît, le diametre des gouttelettes d'huile crolt. De même, lorsque la température et la teneur en huile de l'emulsion croissent, la dimension des gouttelettes d'huile croit. L'émulsion n* 6 n'a pas pu etre formée en tant qu'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau en raison de la faible teneur en EO de 1'émulsionnant. 11 s'agissait au contraire d'une emulsion d'eau dans l'huile.
On a constat6 que 1'addition de sel avait un effet sur la formation de l'emulsion en ce que cette addition de sel permettait une diminution de la concentration en agent tensio-actif tout en conservant les caractéristiques requises de l'emulsion. Pour prouver ce qui précède, on a formé six émulsions en utilisant du pétrole brut de Hamaca ayant une densité de 10, 5'API avec l'agent tensio-actif préféré de la présente invention, savoir un alkyl phenol- éthoxylé ayant une teneur en EO de 78 %. Du sel sous forme de NaCl a été ajouté à la phase aqueuse de trois des emulsions. Le tableau 11 indique la composition et les propriétés physiques des émulsions.
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TABLEAU II
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<tb>
<tb> Emulsion <SEP> % <SEP> de <SEP> EO <SEP> dans <SEP> Conc. <SEP> en <SEP> Conc. <SEP> en <SEP> Rapport <SEP> pon- <SEP> T <SEP> de <SEP> for- <SEP> Diamètre <SEP> moyen <SEP> Type
<tb> l'agent <SEP> ten <SEP> NaCl <SEP> agent <SEP> teh- <SEP> déral <SEP> huile/ <SEP> mation <SEP> moyen <SEP> des <SEP> gout- <SEP> d'émulsio-actif <SEP> (ppm) <SEP> sio-actif <SEP> eau <SEP> oe <SEP> telettee <SEP> (pm) <SEP> sion
<tb> (ppm)
<tb> n 1 <SEP> 78 <SEP> - <SEP> 1500 <SEP> 60/40 <SEP> 25 <SEP> 63 <SEP> O/W
<tb> n02 <SEP> 78 <SEP> - <SEP> 1000 <SEP> 60/40 <SEP> 25 <SEP> 67 <SEP> O/W
<tb> n 3 <SEP> 78-500 <SEP> 60/40 <SEP> 25 <SEP> 73 <SEP> O/w
<tb> n04 <SEP> 78 <SEP> 20000 <SEP> 1500 <SEP> 60/40 <SEP> 25 <SEP> 68 <SEP> O/W
<tb> n 5 <SEP> 78 <SEP> 20000 <SEP> 1000 <SEP> 60/40 <SEP> 25 <SEP> 66 <SEP> O/W
<tb> n06 <SEP> 78 <SEP> 20000 <SEP> 500 <SEP> 60/40 <SEP> 25 <SEP> 65 <SEP> O/W
<tb>
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A partir du tableau II, il est clair que l'addition de sel n'a pas d'effet défavorable sur la formation de l'émulsion et sur la dimension des gouttelettes d'huile.
De plus, on a constaté que si l'on utilisait un biopolymer en combinaison avec l'agent tensio-actif nonionique préféré suivant la presente invention, la quantité d'agent tensio-actif necessaire pour former l'Emulsion désirée était réduite. Le tableau III prouve ce qui precede quand on utilise de la gomme xanthane en tant que biopolymere.
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H H Fi 3 M m I <
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<tb>
<tb> : <SEP> QEmulsion <SEP> % <SEP> E <SEP> 0 <SEP> dans <SEP> Conc. <SEP> an <SEP> agent <SEP> Conc. <SEP> en <SEP> Rapport <SEP> pon- <SEP> T <SEP> de <SEP> for- <SEP> Diamètre <SEP> Tupe
<tb> l'agent <SEP> teh- <SEP> tensio-actif <SEP> biopoly- <SEP> déral <SEP> huile/ <SEP> mation <SEP> C <SEP> moyen <SEP> des <SEP> d'émulactif <SEP> (ppm) <SEP> (ppm) <SEP> eau <SEP> goutte-sion
<tb> lettes, <SEP> m
<tb> n01 <SEP> 78 <SEP> 500 <SEP> 500 <SEP> 60/40 <SEP> 40 <SEP> 41 <SEP> O/W
<tb> n 2 <SEP> 78 <SEP> 230 <SEP> 200 <SEP> 60/40 <SEP> 40 <SEP> 66 <SEP> O/W
<tb> n 3 <SEP> 78 <SEP> 230-60/40 <SEP> W/p6- <SEP>
<tb> trole
<tb> brut
<tb> libre
<tb> n04 <SEP> 78 <SEP> 150 <SEP> - <SEP> 60/40 <SEP> 40 <SEP> W/O
<tb>
<Desc/Clms Page number 17>
Comme on peut le voir partir du tableau III, le biopolymère favorise la formation de l'emulsion.
L'émulsion n*3 ci-dessus contenait du pétrole brut libre et ne conve- nait donc pas aux fins de la présente invention.
Le tableau IV montre les propriétés que l'on obtient quand on utilise des alcalis, avec et sans addition de sel pour former des émulsions avec du pétrole brut du Cerro Negro ayant une densité de 8,4 API. L'alcali utilisé était NH OH.
4
<Desc/Clms Page number 18>
EMI18.1
n H m s s
EMI18.2
<tb>
<tb> Additif <SEP> pH <SEP> Conc. <SEP> en <SEP> Rapport <SEP> pon- <SEP> T. <SEP> de <SEP> for- <SEP> Diamètre <SEP> moyen <SEP> Type <SEP> d'émulsion
<tb> NaCl <SEP> ppm <SEP> déral <SEP> huile/mation"C <SEP> des <SEP> goutteleteau <SEP> tes, <SEP> Im
<tb> NHAOH <SEP> 9,5 <SEP> 70/30 <SEP> 40 <SEP> - <SEP> pas <SEP> d'émulsion <SEP>
<tb> NH <SEP> OH <SEP> 11, <SEP> 0 <SEP> 70/30 <SEP> 40 <SEP> 57 <SEP> O/W
<tb> NHA-OH <SEP> 11,4 <SEP> 70/30 <SEP> 40 <SEP> 27 <SEP> O/W
<tb> NH <SEP> OH <SEP> 12, <SEP> 0 <SEP> 70/30 <SEP> 40 <SEP> - <SEP> W/O <SEP>
<tb> NHA-OH <SEP> 9,5 <SEP> 70/30 <SEP> 60 <SEP> - <SEP> pas <SEP> d'émulsion <SEP>
<tb> NH4OH <SEP> 11, <SEP> 2 <SEP> 70/30 <SEP> 60 <SEP> 66 <SEP> O/W
<tb> NH40H <SEP> 11,
<SEP> 4 <SEP> 70/30 <SEP> 60 <SEP> 33 <SEP> O/W
<tb> NH40H <SEP> 12 <SEP> 70/30 <SEP> 60 <SEP> - <SEP> W/O <SEP>
<tb> NHA-OH <SEP> 10,6 <SEP> 10000 <SEP> 70/30 <SEP> 40 <SEP> - <SEP> pas <SEP> d'émulsion
<tb> NH <SEP> : <SEP> OH <SEP> 11, <SEP> 1. <SEP> 10000 <SEP> 70/30 <SEP> 40 <SEP> 44 <SEP> O/W
<tb> NHA-OH <SEP> 11,2 <SEP> 10000 <SEP> 70/30 <SEP> 40 <SEP> - <SEP> W/O <SEP>
<tb> NH <SEP> OH <SEP> 9,5 <SEP> 74/26 <SEP> 25 <SEP> - <SEP> pas <SEP> d'émulsion
<tb> NH@-OH <SEP> 12,9 <SEP> 74/26 <SEP> 25 <SEP> - <SEP> pas <SEP> d'émulsion
<tb> NH@-OH <SEP> 9,5 <SEP> 74/26 <SEP> 40 <SEP> - <SEP> pas <SEP> d'émulsion <SEP>
<tb> NH@-OH <SEP> 12,5 <SEP> 74/26 <SEP> 40- <SEP> pas <SEP> d'émulsion
<tb> NHA-OH <SEP> 9, <SEP> 5 <SEP> 74/26 <SEP> 40 <SEP> - <SEP> pas <SEP> d'émulsion <SEP>
<tb> NH4-OH <SEP> 12,
5 <SEP> 74/26 <SEP> 60 <SEP> - <SEP> pas <SEP> d'émulsion
<tb> NH4OH <SEP> 9,5 <SEP> 74/26 <SEP> 60 <SEP> - <SEP> pas <SEP> d'émulsion
<tb> NH4OH <SEP> 12,5 <SEP> 74/26 <SEP> 60 <SEP> - <SEP> pas <SEP> d'émulsion
<tb>
<Desc/Clms Page number 19>
Comme on peut le voir à partir du tableau IV, la quantite de NH@OH ajoutée est décisive pour la formation de 4
EMI19.1
l'emulsion désirée. Afin de former l'emulsion, NH doit 4 être ajoute en quantité suffisante pour régler le pH de OHl'émulsion à une valeur de 10 à 12, de preference de 11 à 11, 5. De plus, on peut voir que des teneurs en sel élevées ont un effet défavorable sur la formation de l'émulsion.
On a constaté que l'utilisation d'une faible concen- tration en agent tensio-actif non-ionique préféré, en com- binaison avec l'additif NH OH ameliorait fortement la gamme 4 de pH suivant laquelle des emulsions utilisables sont for-
EMI19.2
mees.
Le tableau V indique les résultats donnés par des émulsions faites en utilisant le petrole brut de Cerro Negro du tableau IV.
<Desc/Clms Page number 20>
EMI20.1
> s N L S E
EMI20.2
<tb>
<tb> Additif <SEP> % <SEP> de <SEP> EO <SEP> dans <SEP> Conc. <SEP> en <SEP> agent <SEP> Rapport <SEP> pon- <SEP> T. <SEP> de <SEP> for- <SEP> Diamètre <SEP> Type
<tb> l'agent <SEP> tensio- <SEP> tensio-actif, <SEP> pH <SEP> déral <SEP> huile/ <SEP> mation <SEP> C <SEP> moyen <SEP> des <SEP> d'emulactif <SEP> ppm <SEP> eau <SEP> gouttelet-sion
<tb> tes, <SEP> pm
<tb> NH4OH <SEP> 78 <SEP> 250 <SEP> 9,9 <SEP> 74/26 <SEP> 40 <SEP> 70 <SEP> O/W
<tb> NH4OH <SEP> 78 <SEP> 250 <SEP> 11,3 <SEP> 74/26 <SEP> 40 <SEP> 23 <SEP> O/W
<tb> NH40H <SEP> 78 <SEP> 250 <SEP> 12, <SEP> 3 <SEP> 74/26 <SEP> 40-W/O
<tb> NH40H <SEP> 78 <SEP> 500 <SEP> 9, <SEP> 9 <SEP> 74/26 <SEP> 40 <SEP> 60 <SEP> O/W
<tb> NH40H <SEP> 78 <SEP> 500 <SEP> 11, <SEP> 3 <SEP> 74/26 <SEP> 40 <SEP> 24 <SEP> O/W
<tb> NH40H <SEP> 78 <SEP> 500 <SEP> 12,
<SEP> 3 <SEP> 74/26 <SEP> 40 <SEP> - <SEP> W/O
<tb> NH40H <SEP> 78 <SEP> 1000 <SEP> 9, <SEP> 9 <SEP> 74/26 <SEP> 40 <SEP> 48 <SEP> O/W
<tb> NH40H <SEP> 78 <SEP> 1000 <SEP> 12, <SEP> 3 <SEP> 74/26 <SEP> 40 <SEP> 68 <SEP> O/W
<tb>
<Desc/Clms Page number 21>
En outre, quand on utilise un alcali en combinaison avec un agent tensio-actif non-ionique, on peut obtenir des emulsions appropriées.
Les exemples precedents prouvent 1'effet des diverses additions sur la formation de l'emulsion. En raison du caractère onéreux d'un grand nombre d'agents tensioactifs, i1 est tres avantageux de limiter la concentration des additions de tels agents.
Suivant la présente invention, quand l'emulsion est faite au site du puits, cette émulsion peut etre préparée de plusieurs façons, comme cela est représenté schématiquement sur les figures 2 à 5. Par exemple, comme représenté sur la figure 2, on peut injecter dans le puits, par la conduite 42, 1'émulsionnant additionné d'eau, dans le coffrage 44 du puits, au-dessous de la pompe submersible 46 pour former l'emulsion qui est pompée dans le tube de production 48. On peut utiliser un mélangeur statique 50 disposé dans la conduite de refoulement 52 et, en fait, un tel mélangeur est preferable pour homogénéiser l'émulsion fournie par le tube de production 48.
Le tableau VI indique les résultats obtenus lorsqu'on forme des emulsions dans le puits conformément au schema de la figure 2 avec et sans utilisation d'un mélangeur statique 50. L'émulsionnant utilisé était l'agent tensio-actif non ionique préféré suivant la présente invention, 6avoir un alkyl phénol éthoxylé. La densite du pétrole brut était inférieure 16'API.
<Desc/Clms Page number 22>
EMI22.1
1-1 KC w ! m r : a E-4
EMI22.2
<tb>
<tb> Mélangeur <SEP> statique <SEP> Débit <SEP> en <SEP> % <SEP> en <SEP> H20 <SEP> Conc. <SEP> en <SEP> agent <SEP> Gouttelette <SEP> Rendement
<tb> baril/j <SEP> tensio-actif <SEP> moyenne <SEP> %
<tb> (ppm) <SEP> dia. <SEP> (pm)
<tb> non <SEP> 207 <SEP> 49 <SEP> 3400)
<tb> non <SEP> 264 <SEP> 42 <SEP> 2600 <SEP> 51 <SEP> 78
<tb> non <SEP> 285 <SEP> 40 <SEP> 2500
<tb> oui <SEP> 267 <SEP> 31 <SEP> 2800
<tb> oui <SEP> 315 <SEP> 29 <SEP> 2200 <SEP> 42 <SEP> 74
<tb> oui <SEP> 298 <SEP> 30 <SEP> 2400
<tb>
<Desc/Clms Page number 23>
Comme on peut le voir partir du tableau VI, l'uti- lisation d'un mélangeur statique conduit & une émulsion dont les particules sont de plus faible dimension.
Des mélangeurs statiques appropries dans ce but comprennent, par exemple, les mélangeurs fabriqu6s par la société Sulzer Bros et vendus sous la marque de fabrique SULZER.
La figure 3 représente le schéma d'une variante pour produire une émulsion dans le puits. Dans cette variante, la solution d'eau et d'emulsionnant est injectée par la conduite 42'dans le coffrage 44'du puits au-dessus de la pompe 46'. L'émulsion est pompée dans le tube de production 48'et elle est fournie par la conduite 52'qui peut être munie d'un mélangeur statique 50'. Le tableau VII indique les résultats obtenus en utilisant le schéma de la figure 3 avec le ma-me agent tensio-actif et le m & me pétrole brut que plus haut, dans le cas de la figure 2.
<Desc/Clms Page number 24>
EMI24.1
-I H > 3 (11 S E-
EMI24.2
<tb>
<tb> M61angeur <SEP> statique <SEP> Pression <SEP> T. <SEP> de <SEP> for- <SEP> Débit <SEP> en <SEP> % <SEP> H20 <SEP> Conc. <SEP> en <SEP> Gouttelette <SEP> Rendement
<tb> bars <SEP> mation"C <SEP> barils/agent <SEP> moyenne <SEP> %
<tb> jour <SEP> tensio-dia.
<SEP> en <SEP> pm
<tb> actif
<tb> (ppm)
<tb> Non <SEP> 3, <SEP> 65 <SEP> 33, <SEP> 3 <SEP> 277 <SEP> 42 <SEP> 6109 <SEP> 200
<tb> Non <SEP> 3, <SEP> 65 <SEP> 33, <SEP> 3 <SEP> 264 <SEP> 47 <SEP> 6313 <SEP> 200
<tb> Oui <SEP> 6, <SEP> 80 <SEP> 32, <SEP> 7 <SEP> 209 <SEP> 47 <SEP> 3846
<tb> Oui <SEP> 6, <SEP> 10 <SEP> 30, <SEP> 6 <SEP> 218 <SEP> 38 <SEP> 3661 <SEP> 63 <SEP> 43
<tb> Oui <SEP> 5, <SEP> 0 <SEP> 34, <SEP> 4 <SEP> 252 <SEP> 40 <SEP> 3190
<tb>
<Desc/Clms Page number 25>
On peut voir egalement que l'utilisation d'un merlan- geur statique améliore le calibre des gouttelettes d'huile. De plus, on peut voir que la réalisation de la figure 3 ne conduit pas à 1a formation de gouttelettes d'emulsion dont les dimensions sont aussi faibles que dans le cas de la réalisation de la figure 2.
De meme, le rendement de pom-
EMI25.1
page est inférieur.
Une autre variante pour la formation de l'emulsion dans le puits est représentée sur la figure 4. Dans ce cas, la solution d'eau et d'agent tensio-actif est injectée dans le carter de la pompe entre le clapet fixe et le clapet mobile. Conformément à la figure 4, la solution d'emulsionnant est injectée par la conduite 42" dans le coffrage 44" du puits en passant par le clapet de retenue 54". La solution arrive ainsi dans le carter 56 de la pompe où elle se mélange avec le pétrole brut pour former une Emulsion. L'emulsion est remontée par pompage dans le tube de production 48" et elle est fournie par la conduite de refoulement 52". On peut encore prévoir un mélangeur statique 50" à proximité de la tête du puits.
Le tableau VIII indique les caractéristiques des émulsions obtenues en utilisant la réalisation de la figure 4.
<Desc/Clms Page number 26>
EMI26.1
H H m t- < > 3 ta E-
EMI26.2
<tb>
<tb> Mélangeur <SEP> statique <SEP> Pression <SEP> T. <SEP> de <SEP> for- <SEP> Débit <SEP> en <SEP> % <SEP> H2O <SEP> Conc. <SEP> en <SEP> Gouttelette <SEP> Rendement
<tb> bars <SEP> mation <SEP> C <SEP> barils/agent <SEP> moyenne <SEP> %
<tb> jour <SEP> tensio-dia.
<SEP> en <SEP> pm
<tb> actif
<tb> (ppm)
<tb> non <SEP> 3, <SEP> 50 <SEP> 32, <SEP> 2 <SEP> 285 <SEP> 40 <SEP> 24001
<tb> non <SEP> 2, <SEP> 80 <SEP> 34, <SEP> 4 <SEP> 268 <SEP> 42 <SEP> 3400 <SEP> 45 <SEP> 88
<tb> non <SEP> 3, <SEP> 15 <SEP> 35 <SEP> 295 <SEP> 39 <SEP> 3100
<tb> oui <SEP> 3, <SEP> 50 <SEP> 34, <SEP> 4 <SEP> 306 <SEP> 31 <SEP> 3100
<tb> oui <SEP> 4, <SEP> 15 <SEP> 33, <SEP> 9 <SEP> 254 <SEP> 35 <SEP> 3600 <SEP> 46 <SEP> 85
<tb> oui <SEP> 3, <SEP> 65 <SEP> 37, <SEP> 8 <SEP> 233 <SEP> 40 <SEP> 2400
<tb>
<Desc/Clms Page number 27>
Dans ce cas, le mélangeur statique n'a pas amélioré la dimension des particules de l'émulsion. Cependant, le rendement de cette realisation est plus relevé.
Dans l'une et l'autre des réalisations représentées sur la figure 3 et la figure 4, l'emulsion peut être formate à la tête du puits en injectant la solution d'emulsionnant et d'eau par la conduite 48 en amont du mélangeur statique 50 au lieu de l'injecter dans le puits. Le tableau IX donne les résultats obtenus avec une telle réalisation, dans laquelle l'emulsion est formee & la tête du puits en utilisant un melangeur statique.
TABLEAU IX
EMI27.1
Débit en % en agent Gouttelette Rendement barils/tensio-actif, moyenne moyen
EMI27.2
<tb>
<tb> H <SEP> 0 <SEP> conc.jour <SEP> ppm <SEP> dia. <SEP> en <SEP> pm <SEP>
<tb> 284 <SEP> 36 <SEP> 4600
<tb> 331 <SEP> 37 <SEP> 2000
<tb> 58 <SEP> 55%
<tb> 286 <SEP> 35 <SEP> 2300
<tb> 300 <SEP> 28 <SEP> 2200
<tb>
EMI27.3
Comme on peut le voir & partir du tableau IX, alors que le calibre des gouttelettes de l'emulsion est tout a fait acceptable, le rendement du puits n'est pas aussi bon que dans les autres réalisations.
A partir de ce qui précède, on voit que la réalisation de la figure 4 est préférable.
Le produit fourni par les puits de production est, sous forme d'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ou sous une autre forme, envoyé par les oonduites de production a la station collectrice où il est recueilli. Le volume de pétrole brut pompe dans un puits peut être calculé de façon connue. L'idéal est que la quantité d'émulsionnant et d'eau ajoutée aux puits individuels du champ pétrolifère soit commandée de maniere à obtenir le rapport huile/eau requis et la concentration en émulsionnant requise à la station collectrice. On peut alors garantir les caractéristiques
<Desc/Clms Page number 28>
voulues de l'emulsion pour le dégazage, comme cela a été indique plus haut. Ce produit est appelé Emulsion primaire d'hydrocarbure-dans-l'eau.
Si cela est nécessaire, on peut ajouter des émulsionnants supplémentaires et/ou de l'eau la Station collectrice.
EMI28.1
Conformément A primaire provenant de la station collectrice est envoyee & l'unité de dégazage en passant par un mélangeur statique.
Le mélangeur statique garantit qu'une emulsion homogène d'hydrocarbure dans l'eau est envoyée à l'unite de dega- zage. Comme mentionné précédemment, l'emulsion envoyée à l'unité de dégazage doit avoir les caractéristiques et les propriétés suivantes : une teneur en eau d'au moins 15 % en poids, une viscosité ne dépassant pas 5 Pa.s à 50 et une dimension des gouttelettes ne dépassant pas 300 micromètres. En dégazant 1'Emulsion d'hydrocarbure- dans-l'eau, on obtient un rendement de dégazage supérieur à des températures de dégazage plus basses que ce que l'on pouvait obtenir suivant la technique anterieure. On souhaite obtenir quatre-vingt-dix pour cent de rendement de dégazage.
Pour prouver ce qui précède, on a dégazé du pétrole brut de Cerro Negro ayant une densite de 8,4 API de façon classique en utilisant un diluant et en faisant la comparaison avec le dégazage d'une emulsion d'hydrocarbure- dans-l'eau du même pétrole brut de la façon classique.
Les résultats sont indiqués dans le tableau X.
<Desc/Clms Page number 29>
TABLEAU X
EMI29.1
<tb>
<tb> T <SEP> de <SEP> forma- <SEP> P <SEP> (bars) <SEP> % <SEP> diluant <SEP> < <SEP> H <SEP> o <SEP> Rendement
<tb> tion, <SEP> C <SEP> % <SEP>
<tb> 60 <SEP> 4,90 <SEP> 28 <SEP> - <SEP> 71
<tb> 60 <SEP> 4,20 <SEP> 29 <SEP> - <SEP> 83
<tb> 60 <SEP> 3,50 <SEP> 29 <SEP> - <SEP> 91
<tb> 71,1 <SEP> 4,90 <SEP> 27 <SEP> - <SEP> 74 <SEP>
<tb> 71,1 <SEP> 4,20 <SEP> 29 <SEP> - <SEP> 87 <SEP>
<tb> 71, <SEP> 1 <SEP> 3,50 <SEP> 30 <SEP> - <SEP> 96
<tb> 82, <SEP> 2 <SEP> 4, <SEP> 90 <SEP> 30-77 <SEP>
<tb> 82, <SEP> 2 <SEP> 4,20 <SEP> 29 <SEP> - <SEP> 92 <SEP>
<tb> 82,2 <SEP> 3,50 <SEP> 30 <SEP> - <SEP> 97
<tb> 35 <SEP> 4, <SEP> 20 <SEP> - <SEP> 36,8 <SEP> 88
<tb> 35 <SEP> 2, <SEP> 10 <SEP> - <SEP> 56, <SEP> 0 <SEP> 87
<tb> 35 <SEP> 4, <SEP> 20 <SEP> - <SEP> 33,
<SEP> 0 <SEP> 90
<tb> 48, <SEP> 9 <SEP> 3, <SEP> 80-32, <SEP> 0 <SEP> 90 <SEP>
<tb> 48, <SEP> 9 <SEP> 2, <SEP> 80-38, <SEP> 0 <SEP> 94 <SEP>
<tb> 48, <SEP> 9 <SEP> 4, <SEP> 20-34, <SEP> 0 <SEP> 91 <SEP>
<tb> 60 <SEP> 3, <SEP> 85 <SEP> - <SEP> 35, <SEP> 0 <SEP> 91
<tb> 60 <SEP> 2, <SEP> 80 <SEP> - <SEP> 40, <SEP> 2 <SEP> 94
<tb> 60 <SEP> 4, <SEP> 20-35, <SEP> 6 <SEP> 91
<tb> 71, <SEP> 1 <SEP> 3, <SEP> 85-36, <SEP> 3 <SEP> 93 <SEP>
<tb> 71,1 <SEP> 2, <SEP> 80 <SEP> - <SEP> 37, <SEP> 3 <SEP> 95
<tb>
A partir de ce qui précède, on peut voir que l'emulsion d'huile-dans-l'eau peut être efficacement dégazée à des températures bien plus basses que le pétrole brut dilue.
Etant donne que l'utilisation des diluants et de températures élevées implique une augmentation des dépenses de l'operation de dégazage, on préfère effectuer
EMI29.2
le dégazage des emulsions.
Suivant la présente invention, l'emulsion primaire dégazée provenant de l'unité de dégazage est envoyée par pompage une station principale ou terminal où l'emulsion est floculée et ensuite reconstituée avec une nouvelle formulation en fonction de l'utilisation finale du pétrole
<Desc/Clms Page number 30>
brut ou du bitume, que ce soit une utilisation en raffinerie ou par combustion directe.
La figure 5 est une vue de detail schématique représentant le procédé de floculation de l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau suivant la présente invention. Suivant le type d'agent tensio-actif utilisé pour former l'emulsion primaire, les étapes de floculation de l'émulsion sont différentes. L'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau est amenée par la conduite 110 à un réchauffeur 112 et ensuite à un séparateur 114. Le separateur 114 peut prendre la forme d'un séparateur mécanique, d'un séparateur electrostatique ou, de preference, d'un separateur mécanique et electrosta- tique combiné.
Pour assurer une séparation efficace du pétrole brut et de l'eau, on a constanté qu'il était nieces- saire que l'émulsion envoyée au réchauffeur 112 soit caractersée par une différence de densité critique entre les phases de pétrole brut et d'eau. La différence entre les
EMI30.1
densités des phases de pétrole brut et d'eau doit être - 3 3 supérieure ou gale A 2 x 10 g/cm ä la température de travail (T) du séparateur, c'est-à-dire la température à laquelle la séparation doit avoir lieu. La température de travail Test définie comme étant supérieure ou égale à une valeur inférieure de 15 C au point de trouble de l'agent tensio-actif utilisé pour la formation de l'emulsion.
Ainsi, par exemple, si le point de trouble de l'agent tensio-actif est égal à 100 C, la température T doit être superieure ou egale à 85 C. La différence entre les densités est commandee par addition de sel l'émulsion ou en ajoutant un diluant à l'émulsion ou encore par combinaison de ces deux procédés. De plus, dans le cas où l'on utilise un agent tensio-actif non-ionique pour former l'emulsion primaire, un agent desemulsionnant peut être ajouté facultativement. Dans le cas d'un agent tensio-actif ionique, un agent desemulsionnant est necessaire pour régler le pH de l'emulsion.
Des agents desemulsionnants appropriés comprennent des sels d cations tels que les sels de Ca,
<Desc/Clms Page number 31>
+++++ de Mg et de Al ainsi que les sels d'anions tels que SO et HPO. Conformément à la figure 5, de l'eau salee est
4 3 ajoute par la conduite 118, tandis que du diluant peut être ajouté par la conduite 120. L'agent désému1sionnant peut aussi être ajoute par la conduite 122 en amont du rechauffeur 112. L'émulsion conditionnée est ensuite envo- yee au réchauffeur 112 et, de là, au séparateur 114 ou l'emulsion est floculee.
L'eau contenant une certaine quan- tité d'agent tensio-actif est recyclée par la conduite 116, tandis que l'huile contenant une certaine quantité d'agent tensio-actif est envoyée par une conduite 118 à une autre station de la figure 1 où le produit d'emulsion final m m ORIMULSION est forme. ORIMULSION est une marque de fabri- que de la société INTEVEP, S. A.
Les figures 6 à 12 sont des graphiques représentant l'effet de la concentration en sel, de la température et de l'utilisation d'agents desemulsionnants sur la floculation d'emulsions d'hydrocarbure-dans-l'eau formées avec du pétrole brut du Cerro Negro ayant une densité de 8, 400API.
L'agent tensio-actif utilisé était un alkyl phénol éthoxylé ayant une teneur en EO de 74 % et un point de trouble de 104*C. Le rapport huile-eau a varie de 55/45 environ à 65/35 environ avec un calibre de gouttelettes d'huile infé- rieur A 100 micrometres. En se référant aux figures 6 à 12, on voit clairement qu'un accroissement de la concentration en sel provoque une croissance du rendement de séparation (voir figure 6). De même, la temperature à laquelle l'étape de séparation est effectuée affecte le rendement de sépara- tion. Une comparaison entre les figures 6 et 10 montre qu'une température de Separation T plus élevée améliore le rendement de séparation. Cela est également vrai si l'on compare les figures 7 à 9 aux figures 11 et 12.
L'utilisa- tion d'agents désémulsionnants améliore légèrement le ren- dement quand on les utilise en combinaison avec des sels à des temperatures T plus élevées.
<Desc/Clms Page number 32>
TABLEAU XI
EMI32.1
<tb>
<tb> Essai <SEP> % <SEP> H <SEP> 0 <SEP> T <SEP> de <SEP> forma- <SEP> Pression <SEP> Temps <SEP> de <SEP> Rendement
<tb> 2
<tb> n'tion <SEP> (OC) <SEP> (bars) <SEP> séjour <SEP> de <SEP> sepa-
<tb> (h) <SEP> ration
<tb> (t)
<tb> 1 <SEP> 38 <SEP> 120 <SEP> 1, <SEP> 3 <SEP> 8 <SEP> 53, <SEP> 2 <SEP>
<tb> 2 <SEP> 40 <SEP> 116 <SEP> 1, <SEP> 7 <SEP> 9 <SEP> 76, <SEP> 4 <SEP>
<tb> 3 <SEP> 41 <SEP> 117 <SEP> 2, <SEP> 1 <SEP> 8 <SEP> 79, <SEP> 8 <SEP>
<tb> 4 <SEP> 44 <SEP> 119 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 7 <SEP> 83, <SEP> 1 <SEP>
<tb> 5 <SEP> 42 <SEP> 115 <SEP> 2, <SEP> 8 <SEP> 7 <SEP> 92, <SEP> 4 <SEP>
<tb> 6 <SEP> 43 <SEP> 117 <SEP> 3,
<SEP> 0 <SEP> 8 <SEP> 94, <SEP> 8 <SEP>
<tb>
Comme on peut le voir à partir du tableau XI, lorsque la pression de fonctionnement croit, le rendement de Separation croit. Comme mentionné plus haut, quand on utilise un agent tensio-actif ionique en tant qu'emulsion- nant, soit seul, soit en combinaison avec un agent tensio- actif non ionique, il est nécessaire d'utiliser un agent émulsionnant pour faire varier le pH de l'Emulsion pri- maire afin d'obtenir une floculation efficace de celle-ci.
Les désémulsionnants peuvent se présenter sous forme de ++ ++ +++- sels de Ca , Mg , Al , so, HPO ou sous forme de
4 3 combinaisons de ces sels.
Comme mentionne plus haut, le séparateur utilise pour floculer l'émulsion primaire peut se présenter sous forme d'un separateur mécanique, d'un séparateur électrostatique ou d'une combinaison de ces deux appareils, cette combinaison étant preferable. Pour prouver ce qui précède, on a traité dans le séparateur une émulsion ayant un rapport huile/eau de 65/35 et une concentration en sel de 20 000 mg/l de chlorure de sodium. Le traitement a été effectué A une pression de 7 bars en utilisant un agent désému1sionnant vendu par Nalco sous la marque de fabrique VISCO E-17T Le tableau XII ci-dessous résume l'operation de séparation au moyen de quatre essais.
Les essais 1 et 3 ont utilisé un séparateur mécanique-électrostatique combiné et
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les essais 2 et 4 ont utilise un séparateur mécanique.
Tableau XII
EMI33.1
<tb>
<tb> Essai <SEP> T. <SEP> de <SEP> travall <SEP> Temps <SEP> de <SEP> Conc. <SEP> en <SEP> Tension <SEP> Renden <SEP> C <SEP> séjour <SEP> désémul- <SEP> (V) <SEP> ment
<tb> (h) <SEP> sionnant <SEP> de <SEP> sep.
<tb>
(ppm) <SEP> (%)
<tb> 1 <SEP> 115, <SEP> 6 <SEP> 1, <SEP> 6 <SEP> 50 <SEP> 6 <SEP> 91, <SEP> 7 <SEP>
<tb> 2 <SEP> 115, <SEP> 6 <SEP> 1, <SEP> 6 <SEP> 50 <SEP> 0 <SEP> 68, <SEP> 0 <SEP>
<tb> 3 <SEP> 115, <SEP> 6 <SEP> 4, <SEP> 0 <SEP> 50 <SEP> 6 <SEP> 93
<tb> 4 <SEP> 115, <SEP> 6 <SEP> 4, <SEP> 0 <SEP> 50 <SEP> 0 <SEP> 82
<tb>
Comme on peut le voir à partir du tableau XII, le rendement de Separation est largement supérieur en utilisant un séparateur mécanique et électrostatique combine.
Comme mentionné précédemment, la raison principale pour laquelle on flocule l'émulsion et on la forme à nouveau est que l'on veut garantir une Emulsion judicieusement conditionnée pour un traitement ultérieur. Cela est nieces- saire à cause de la présence d'eau des formations géologiques, de sels et d'autres éléments qui existent et qui sont obtenus conjointement avec l'hydrocarbure visqueux.
Une fois que l'émulsion primaire a été floculée, l'eau Réparée et l'agent tensio-actif peuvent être recyclés (par la conduite 36 de la figure 1) vers la tête du puits ou un autre emplacement pour la formation de l'émulsion primaire. De meme, les sels retirés peuvent être recyclés, par exemple pour régler la densité de l'emulsion primaire avant la floculation. Par conséquent, le procédé suivant la presente invention se déroule suivant un Systeme semi-fermé qui permet la réutilisation des agents tensio-actifs onéreux et des produits similaires.
Une fois que l'emulsion primaire a été floculée, le pétrole brut séparé est soumis & un processus de nouvelle formation dans lequel le pétrole brut est remis en émulsion et conditionne pour une utilisation ultérieure. 11 s'agit,
<Desc/Clms Page number 34>
par exemple, de l'envoi à une centrale électrique pour la combustion ou & une raffinerie pour un autre traitement.
L'émulsion formate dans la partie de reconstitution, m désignée dans la suite par ORIMULSION doit être earaetér1- see par une teneur en eau de 15 à 40 % en poids environ, de préférence de 24 A 32 % en poids et une teneur en huile de
EMI34.1
60 & 85 % en poids, de preference de 68 à 76 % en poids. m L'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ORIMULSION doit avoir une viscosité apparente inférieure ou egale à 5 Pa. s à 50DC et une dimension moyenne des gouttelettes comprise entre 5 et 50 micromètres, de preference entre 10 et 20 micromètres. De plus, l'émulsion commerciale doit être stable lors du stockage et du transport dans des navires pétroliers, ainsi que dans des oléoducs. La stabilité de m l'emulsion commerciale ORIMULSION sera prouvee dans la m suite.
Si l'ORIMULSION doit etre transportée dans une Installation en vue de sa combustion directe, l'emulsion- nant ajouté & la station de reconstitution doit etre un agent tensio-actif non ionique choisi parmi les agents tensio-actifs non ioniques mentionnes plus haut. Un point décisif est que l'agent tensio-actif utilise pour la forma- tion de l'émulsion qui doit être brûlée directement soit non ionique parce que les agents tensio-actifs non ioniques ne sont pas sensibles aux sels. On a constate, en accord avec la présente invention, que l'addition de certains additifs à l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau empêche la formation d'oxydes de soufre pendant la combustion de m l'ORIMULSION, ce qui est hautement souhaitable.
Les addi- tifs préférentiels sont des sels solubles dans l'eau et + + sont choisis dans le groupe de sels constitués de Na, K, + ++ ++ ++ +++ Li, Ca, Ba, Mg, Fe et de mélanges de ces sels.
Les additifs preferables au plus haut degré sont les métaux polyvalents qui, en raison de leurs points de fusion éle- vés, ne produisent pas de scories par combustion. Pour garantir que ces additifs restent actifs dans l'emulsion, il faut un agent tensio-actif non ionique. La quantité d'agent tensio-actif utilisée pour la formation de
<Desc/Clms Page number 35>
m l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ORIMULSION a été déterminée précédemment en se référant A la formation de l'emulsion primaire, comme cela a été exposé plus haut.
Les additifs solubles dans l'eau doivent être ajoutes à l'émulsion suivant une quantité correspondant A un rapport molaire de l'additif au soufre de l'hydrocarbure tel que les quantités de SO émisses lors de la combustion de
EMI35.1
l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ORIMULSIONm soient - inférieures ou egales à kg/Gcal ou 0, On a constaté que pour obtenir les niveaux d'émissions souhai- tés, l'additif doit etre present suivant un rapport molaire de l'addition au soufre, qui soit supérieur ou egal & 0, 050, de préférence & 0, 100 dans l'emulsion d'hydrocar- m bure-dans-l'eau ORIMULSION.
Bien que la quantité d'additif requise pour obtenir les niveaux d'émission de SO souhai-
2 tes dépende de l'additif particulier ou de la combinaison d'additifs utilises, on a constaté qu'il fallait un rapport molaire de l'additif au soufre au moins égal à 0, 050.
Comme mentionné plus haut, il est préférable que l'additif émulsionnant soit un agent tensio-actif non ioni- que et il est préférable que l'additif soit un agent tensio-actif non ionique choisi dans le groupe constitué des phenols-alcoyles éthoxylés, des alcools & thoxylés, des esters de sorbitane éthoxylés et des melanges de ces produits.
On a constaté que la teneur de l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau en additif de capture de soufre avait une action importante sur les caractéristiques de combustion de cette emulsion, notamment en ce qui concerne les émissions d'oxydes de soufre. On pense qu'en raison du rapport 61eve entre la surface d'interface bitume-eau et le volume, l'additif réagit avec les composes de soufre pr6- sents dans le combustible pour produire des sulfures tels que le sulfure de sodium, le sulfure de potassium, le sulfure de Magnesium, le sulfure de calcium, etc... Pendant la combustion, ces sulfures sont oxydes en sulfates et fixent ainsi le soufre dans les cendres de combustion, ce
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qui évite que le soufre passe dans 1'atmosphère en faisant partie des gaz brûlés.
La quantité d'additif nécessaire dépend (1) de la quantité de soufre contenue dans l'hydrocarbure et (2) de l'additif particulier utilisé.
Une fois que l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau est conditionnée, elle est prete pour le transport et la combustion. On peut utiliser tout brûleur A mazout classique type canon, par exemple un brûleur mélange interne ou des atomiseurs & deux fluides. L'atomisation en utilisant de la vapeur ou de l'air dans les conditions suivantes est preferable :
température du combustible (OC)
EMI36.1
de 15, de 15, 50 à 60., rapport
50 à 80., da préférencevapeur/combustible (poids/poids) de 0,05 à 0,5, de préférence de 0,05 à 0,4, rapport air/combustible (poids/poids) de 0, 05 à 0, 4,, de preference de 0,05 à 0,3, pression de la vapeur (bars) de 1,5 à 6, de préférence de 2 à 4 ou pression de l'air (bars) de 2 à 7, de preference de 2 Åa 4. Dans ces conditions, on a obtenu une atomisation excellente et une combustion avec un bon rendement, en liaison avec une bonne stabilité de la flamme.
Les résultats supérieures obtenus par la combustion m de l'emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ORIMULSION suivant la présente invention sont prouvés par les exemples sui- vants : EXEMPLE I
Pour prouver la stabilité des emulsions commerciales d'huile-dans-l'eau suivant la presente invention et l'effet de l'additif suivant la presente invention sur les caracte- ristiques de combustion des émulsions d'hydrocarbures-dans- l'eau suivant la présente invention, on a préparé sept emulsions de bitume-dans-l'eau avec les caracteristiques de composition indiquées dans le tableau XIII.
<Desc/Clms Page number 37>
TABLEAU XIII CARACTERISTIQUES DU COMBUSTIBLE
EMI37.1
<tb>
<tb> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion
<tb> de <SEP> base <SEP> n01 <SEP> n02 <SEP> n03 <SEP> n04 <SEP> n'5 <SEP> n06
<tb> Additif/soufre
<tb> (rapport <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 0, <SEP> 011 <SEP> 0, <SEP> 019 <SEP> 0, <SEP> 027 <SEP> 0, <SEP> 036 <SEP> 0, <SEP> 097 <SEP> 0, <SEP> 035 <SEP>
<tb> Na <SEP> (% <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP>
<tb> K <SEP> (% <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP>
<tb> Li <SEP> (% <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP> 1,
<SEP> 4 <SEP>
<tb> Mg <SEP> (% <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP>
<tb> PCI <SEP> (Kcal/kg) <SEP> 7415 <SEP> 7375 <SEP> 7315 <SEP> 7245 <SEP> 7186 <SEP> 7172 <SEP> 7172
<tb> % <SEP> vol. <SEP> de <SEP> bitume <SEP> 78, <SEP> 0 <SEP> 77, <SEP> 9 <SEP> 77, <SEP> 7 <SEP> 77, <SEP> 5 <SEP> 77, <SEP> 3 <SEP> 70 <SEP> 70
<tb> % <SEP> vol. <SEP> d'eau <SEP> 22, <SEP> 0 <SEP> 22, <SEP> 1 <SEP> 22, <SEP> 3 <SEP> 22, <SEP> 5 <SEP> 22, <SEP> 7 <SEP> 30 <SEP> 30
<tb> t <SEP> pond. <SEP> de <SEP> soufre <SEP> 3, <SEP> 0 <SEP> 3, <SEP> 0 <SEP> 3, <SEP> 0 <SEP> 3, <SEP> 0 <SEP> 2, <SEP> 9 <SEP> 2, <SEP> 7 <SEP> 2, <SEP> 7 <SEP>
<tb>
<Desc/Clms Page number 38>
Des essais de combustion ont ete effectués dans les conditions de fonctionnement indiquées dans le tableau XIV.
<Desc/Clms Page number 39>
TABLEAU XIV CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT
EMI39.1
<tb>
<tb> Emulsion <SEP> de <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion
<tb> base <SEP> n 1 <SEP> n02 <SEP> n 3 <SEP> ne4 <SEP> n'5 <SEP> n'6
<tb> Debit <SEP> d'alimentation
<tb> (kg/h) <SEP> 27,1 <SEP> 27,2 <SEP> 27,2 <SEP> 27,3 <SEP> 27,4 <SEP> 28,9 <SEP> 28,9
<tb> Apport <SEP> de <SEP> chaleur
<tb> (G <SEP> cal/h) <SEP> 0,21 <SEP> 0,21 <SEP> 0,21 <SEP> 0,21 <SEP> 0,21 <SEP> 0,21 <SEP> 0,21
<tb> Température <SEP> du <SEP> combustible
<tb> (OC) <SEP> 68 <SEP> 68 <SEP> 68 <SEP> 68 <SEP> 68 <SEP> 68 <SEP> 67
<tb> Rapport <SEP> vapeur/combustib1e
<tb> (poids/poids) <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP>
<tb> Pression <SEP> de <SEP> la <SEP> vapeur <SEP> (bars) <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2,
<SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP>
<tb> Dimension <SEP> moyenne <SEP> des
<tb> gouttelettes <SEP> (pm) <SEP> 14 <SEP> 14 <SEP> 14 <SEP> 14 <SEP> 14 <SEP> 14 <SEP> 14
<tb>
<Desc/Clms Page number 40>
Les caractéristiques de combustion sont résumées dans le tableau
EMI40.1
XV ci
<Desc/Clms Page number 41>
-aprèCARACTERISTIQUES¯DE¯COMBUSTION
EMI41.1
<tb>
<tb> Emulsion <SEP> de <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion
<tb> base <SEP> n 1 <SEP> n 2 <SEP> n 3 <SEP> n 4 <SEP> n 5 <SEP> n 6
<tb> C02 <SEP> (% <SEP> vol.) <SEP> 13, <SEP> 0 <SEP> 12, <SEP> 9 <SEP> 13, <SEP> 1 <SEP> 13, <SEP> 0 <SEP> 13, <SEP> 0 <SEP> 12, <SEP> 9 <SEP> 13, <SEP> 2 <SEP>
<tb> CO <SEP> (ppm)
<SEP> 36 <SEP> 27 <SEP> 41 <SEP> 30 <SEP> 38 <SEP> 20 <SEP> 40
<tb> O2 <SEP> (% <SEP> vol) <SEP> 3,0 <SEP> 2,9 <SEP> 3,0 <SEP> 3,0 <SEP> 3,0 <SEP> 3,0 <SEP> 3,0
<tb> SO,, <SEP> (ppm) <SEP> 2347 <SEP> 1775 <SEP> 1635 <SEP> 1516 <SEP> 1087 <SEP> 165 <SEP> 1120
<tb> S02 <SEP> (kg/Gcal) <SEP> 7, <SEP> 4 <SEP> 5, <SEP> 6 <SEP> 5, <SEP> 2 <SEP> 4, <SEP> 9 <SEP> 3, <SEP> 4 <SEP> 0, <SEP> 5 <SEP> 3, <SEP> 6 <SEP>
<tb> SO2 <SEP> (ppm) <SEP> 10 <SEP> 9 <SEP> 5 <SEP> 8 <SEP> 5 <SEP> 5 <SEP> 5
<tb> NOx <SEP> (ppm) <SEP> 450 <SEP> 498 <SEP> 480 <SEP> 450 <SEP> 432 <SEP> 434 <SEP> 420
<tb> * <SEP> Réduction <SEP> de <SEP> SO2 <SEP> (%) <SEP> - <SEP> 24,4 <SEP> 30,3 <SEP> 35,4 <SEP> 53,7 <SEP> 93,1 <SEP> 52,3
<tb> ** <SEP> Rendement <SEP> de <SEP> combustion <SEP> 99,8 <SEP> 99,8 <SEP> 99,5 <SEP> 99,8 <SEP> 99,9 <SEP> 99,9 <SEP> 99,9
<tb> (%)
<tb> SO2 <SEP> de <SEP> base <SEP> - <SEP> SO2 <SEP> émulsion
<tb> * <SEP> Réduction <SEP> de <SEP> SO2 <SEP> (%) <SEP> x <SEP> 100
<tb> SO@ <SEP> de <SEP> base
<tb> ** <SEP> Sur <SEP> la <SEP> base <SEP> de <SEP> la <SEP> conversion <SEP> du <SEP> carbone
<tb>
<Desc/Clms Page number 42>
Le tableau XV montre clairement que lorsque le rap- port de l'additif au soufre augmente, le rendement de combustion des combustibles base d'hydrocarbure en emulsion croit jusqu'a 99,9 %. En plus de ce qui precede, la comparaison des données du tableau XV montre que les niveaux d'emission de SO et de SO s'ameliorent lorsque le
2 3 rapport de l'additif au soufre augmente. Comme on peut le voir pour l'emulsion n*5, le pourcentage de réduction de SO dépasse 90 t pour un rapport de l'additif au soufre
2 égal à 0, 097.
De plus, les emissions d'oxyde de soufre en
EMI42.1
kg/Gcal Bont bien inferieures aux 2, obtenus par
7 kg/Gcalla combustion du combustible à base d'huile n 6 (fuel). En outre, la combustion de ces emulsions optimisées d'hydrocarbure-dans-l'eau conduit A une diminution importante de la formation de trioxyde de soufre. On évite ainsi la corrosion des surfaces de transmission de chaleur par suite de la condensation d'acide sulfurique, par exemple la corrosion basse température.
De plus, la comparaison des emulsions n* 4 et n 6, dont la combustion a lieu avec le même rapport molaire de l'additif au soufre montre que la dilution du bitume dans la phase aqueuse (de 77,3 à 70,0 % en volume) n'a aucun effet sur les caractéristiques de combustion tout en donnant une reduction de SO équivalente (53,7 % contre 52,3%).
On a effectué en outre des essais de stabilité au
EMI42.2
cours du transport en utilisant l'emulsion no 5. Seize mille quatre-vingt-huit (16 088) barils d'emulsion no 5 ont été chargés dans le reservoir de residus d'un navire pétrolier. Le volume du reservoir de résidus entait de dix-neuf mille (19 000) barils. Le pétrolier a été en mer pendant douze (12 jours) periode pendant laquelle on a surveillé les caractéristiques de l'emulsion. Les resultats sont indiques ci-dessous dans le tableau XVI.
<Desc/Clms Page number 43>
TABLEAU XVI Jour Echantillon Viscosité t eau Dia. moyen Temp.
Pa. s (Bloc) des goutte-moyenne lettes pm de 1'6- mulsion (OC)
EMI43.1
<tb>
<tb> haut <SEP> 3, <SEP> 760 <SEP> 26 <SEP> 28
<tb> 0 <SEP> milieu <SEP> 3, <SEP> 300 <SEP> 27 <SEP> 26 <SEP> 47, <SEP> 8 <SEP>
<tb> bas <SEP> 3, <SEP> 400 <SEP> 27 <SEP> 30
<tb> haut <SEP> 2, <SEP> 670 <SEP> 26
<tb> 2 <SEP> milieu <SEP> 2, <SEP> 670 <SEP> 26 <SEP> 47, <SEP> 2 <SEP>
<tb> bas <SEP> 2, <SEP> 510 <SEP> 26
<tb> haut <SEP> 2, <SEP> 510 <SEP> 26
<tb> 4 <SEP> milieu <SEP> 2, <SEP> 520 <SEP> 26 <SEP> 46, <SEP> 1 <SEP>
<tb> bas <SEP> 2, <SEP> 190 <SEP> 26
<tb> haut <SEP> 2, <SEP> 030 <SEP> 26
<tb> 6 <SEP> milieu <SEP> 2, <SEP> 270 <SEP> 26, <SEP> 5 <SEP> 45
<tb> bas <SEP> 2, <SEP> 190 <SEP> 26, <SEP> 5 <SEP>
<tb> haut <SEP> 2, <SEP> 430 <SEP> 26
<tb> 8 <SEP> milieu <SEP> 2, <SEP> 350 <SEP> 26 <SEP> 45
<tb> bas <SEP> 1,
<SEP> 380 <SEP> 27
<tb> haut <SEP> 1, <SEP> 620 <SEP> 27 <SEP> 29
<tb> 12 <SEP> milieu <SEP> 1, <SEP> 860 <SEP> 26, <SEP> 5 <SEP> 27 <SEP> 45
<tb> bas <SEP> 1, <SEP> 380 <SEP> 27, <SEP> 5 <SEP> 31
<tb>
On peut voir que la dimension des gouttelettes d'eau et la teneur en eau de l'emulsion restent inchangées, ce qui prouve la stabilité de l'emulsion.
EXEMPLE II
Six émulsions supplémentaires d'hydrocarbure-dans- 1'eau ont été préparées en utilisant le même bitume que dans l'exemple I. Les caractéristiques de composition de ces émulsions sont indiquées dans le tableau XVII ci-prbs.
<Desc/Clms Page number 44>
TABLEAU XVII CARACTERISTIQUES DU COMBUSTIBLE
EMI44.1
<tb>
<tb> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion
<tb> de <SEP> base <SEP> n07 <SEP> n08 <SEP> n09 <SEP> n 10 <SEP> n'll
<tb> Additif/soufre
<tb> (rapport <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 0, <SEP> 014 <SEP> 0, <SEP> 027 <SEP> 0, <SEP> 035 <SEP> 0, <SEP> 044 <SEP> 0, <SEP> 036 <SEP>
<tb> Na <SEP> (t <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP> 95, <SEP> 4 <SEP>
<tb> K <SEP> Ci <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP> 0, <SEP> 7 <SEP>
<tb> Li <SEP> (% <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP> 1, <SEP> 4 <SEP>
<tb> Mg <SEP> (% <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 2,
<SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP>
<tb> PCI <SEP> (Kcal/kg) <SEP> 7274 <SEP> 7083 <SEP> 6913 <SEP> 6738 <SEP> 6575 <SEP> 7172
<tb> % <SEP> vol. <SEP> de <SEP> bitume <SEP> 76 <SEP> 74 <SEP> 72, <SEP> 2 <SEP> 70, <SEP> 4 <SEP> 68, <SEP> 7 <SEP> 70
<tb> % <SEP> vol. <SEP> d'eau <SEP> 24 <SEP> 26 <SEP> 27, <SEP> 8 <SEP> 29,6 <SEP> 31, <SEP> 3 <SEP> 30
<tb> % <SEP> pond. <SEP> de <SEP> soufre <SEP> 2, <SEP> 9 <SEP> 2, <SEP> 8 <SEP> 2, <SEP> 8 <SEP> 2, <SEP> 7 <SEP> 2, <SEP> 6 <SEP> 2, <SEP> 7 <SEP>
<tb>
<Desc/Clms Page number 45>
Ces émulsions ont 6t6 brûlées dans les conditions de fonctionnement indiquées dans le tableau XVIII.
<Desc/Clms Page number 46>
TABLEAU XVIII CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT
EMI46.1
<tb>
<tb> Emulsion <SEP> de <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion
<tb> base <SEP> n07 <SEP> n08 <SEP> n09 <SEP> n'10 <SEP> n 11
<tb> Debit <SEP> d'alimentation
<tb> (kg/h) <SEP> 25, <SEP> 0 <SEP> 25, <SEP> 6 <SEP> 26, <SEP> 2 <SEP> 26, <SEP> 9 <SEP> 27, <SEP> 6 <SEP> 28, <SEP> 9 <SEP>
<tb> Apport <SEP> de <SEP> chaleur
<tb> (G <SEP> cal/h) <SEP> 0,19 <SEP> 0,19 <SEP> 0,19 <SEP> 0,19 <SEP> 19 <SEP> 21
<tb> Température <SEP> du <SEP> combustible
<tb> (OC) <SEP> 65 <SEP> 65 <SEP> 65 <SEP> 65 <SEP> 65 <SEP> 68
<tb> Rapport <SEP> vapeur/combustible
<tb> (poids/poids) <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP>
<tb> Pression <SEP> de <SEP> la <SEP> vapeur <SEP> (bars) <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2,
<SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP>
<tb> Dimension <SEP> moyenne <SEP> des
<tb> gouttelettes <SEP> (um) <SEP> 32 <SEP> 32 <SEP> 32 <SEP> 32 <SEP> 32 <SEP> 32
<tb>
<Desc/Clms Page number 47>
Les caractéristiques de combustion sont resumees dans le tableau XIX.
<Desc/Clms Page number 48>
TABLEAU XIX CARACTERISTIQUES DE COMBUSTION
EMI48.1
<tb>
<tb> Emulsion <SEP> de <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion
<tb> base <SEP> n07 <SEP> n08 <SEP> nog <SEP> n 10 <SEP> n'll
<tb> CO- <SEP> (% <SEP> vol.) <SEP> 14, <SEP> 0 <SEP> 14, <SEP> 0 <SEP> 14, <SEP> 0 <SEP> 13, <SEP> 5 <SEP> 13, <SEP> 2 <SEP> 13, <SEP> 5 <SEP>
<tb> CO <SEP> (ppm) <SEP> 73 <SEP> 30 <SEP> 163 <SEP> 94 <SEP> 197 <SEP> 18
<tb> O2 <SEP> (% <SEP> vol) <SEP> 3, <SEP> 0 <SEP> 2, <SEP> 7 <SEP> 2, <SEP> 9 <SEP> 2, <SEP> 9 <SEP> 3, <SEP> 1 <SEP> 3, <SEP> 0 <SEP>
<tb> SO,, <SEP> (ppm) <SEP> 2133 <SEP> 1824 <SEP> 940 <SEP> 1109 <SEP> 757 <SEP> 1134
<tb> S02 <SEP> (kg/Gcal) <SEP> 5, <SEP> 8 <SEP> 5, <SEP> 1 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 3, <SEP> 1 <SEP> 2, <SEP> 2 <SEP> 3, <SEP> 1 <SEP>
<tb> S03 <SEP> (ppm) <SEP> 13 <SEP> 9 <SEP> 7 <SEP> 5 <SEP> 2 <SEP> 6
<tb> NOx <SEP> (ppm)
<SEP> 209 <SEP> 128 <SEP> 182 <SEP> 114 <SEP> 73 <SEP> 110
<tb> * <SEP> Réduction <SEP> de <SEP> SO2 <SEP> (%) <SEP> - <SEP> 14,5 <SEP> 56,0 <SEP> 48,0 <SEP> 64,5 <SEP> 51,7
<tb> ** <SEP> Rendement <SEP> de <SEP> combustion <SEP> 99,9 <SEP> 99,8 <SEP> 99,9 <SEP> 99,8 <SEP> 99,9 <SEP> 99,9
<tb> (%)
<tb> SO@ <SEP> de <SEP> base <SEP> - <SEP> SO@ <SEP> émulsion
<tb> * <SEP> Réduction <SEP> de <SEP> SO@ <SEP> (%) <SEP> x <SEP> 100
<tb> SO2 <SEP> de <SEP> base
<tb> ** <SEP> Sur <SEP> 1a <SEP> base <SEP> de <SEP> la <SEP> conversion <SEP> du <SEP> carbone
<tb>
<Desc/Clms Page number 49>
A partir du tableau XIX, il apparait encore claire- ment qu'un accroissement du rapport de l'additif au soufre entraîne une amelioration du rendement de combustion et des emissions d'oxydes de soufre plus favorables.
A noter que le sodium était l'element principal de l'additif.
De plus, la comparaison entre l'emulsion n 11 et l'emulsion n* 6 de l'exemple précédent, toutes les deux brûlées avec le même apport de chaleur (0, 21 Gcal/h) montre que la différence entre les dimensions moyennes des goutte- lettes (34 contre 14 pm) n'affecte pas les caractéristiques de combustion tout en fournissant des captures de SO
2 équivalentes (51, 7 % contre 52, 3 %) quand la combustion a lieu avec le même rapport molaire de l'additif au soufre.
En outre, la comparaison entre les émulsions no 9 et no 11 montre que la capture de SO ne dépend pas de l'ap- port de chaleur.
EXEMPLE III
Sept autres émulsions d'hydrocarbure-dans-l'eau ont été préparées et les caractéristiques de composition de ces émulsions sont indiquées dans le tableau. XX ci-après.
<Desc/Clms Page number 50>
TABLEAU XX CARACTERISTIQUES DU COMBUSTIBLE
EMI50.1
<tb>
<tb> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulator
<tb> de <SEP> base <SEP> nOl2 <SEP> nOl3 <SEP> n 14 <SEP> n 15 <SEP> n 16 <SEP> nOl7
<tb> Additif/soufre
<tb> Rapport <SEP> molaire <SEP> - <SEP> 0,10 <SEP> 0,20 <SEP> 0,30 <SEP> 0,50 <SEP> 0,68 <SEP> 0,78
<tb> Mg <SEP> (t <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 99, <SEP> 0 <SEP> 99, <SEP> 0 <SEP> 99, <SEP> 0 <SEP> 99, <SEP> 0 <SEP> 99, <SEP> 0 <SEP> 99, <SEP> 0 <SEP>
<tb> Ca <SEP> (% <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 0, <SEP> 25 <SEP> 0, <SEP> 25 <SEP> 0, <SEP> 25 <SEP> 0, <SEP> 25 <SEP> 0, <SEP> 25 <SEP> 0, <SEP> 25 <SEP>
<tb> Ba <SEP> (% <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 0,25 <SEP> 0,25 <SEP> 0,25 <SEP> 0,25 <SEP> 0,25 <SEP> 0,25
<tb> Fe <SEP> (% <SEP> molaire) <SEP> 0 <SEP> 2,5 <SEP> 0,5 <SEP> 0,5 <SEP> 0,5 <SEP> 0,5 <SEP> 0,
5
<tb> PCI <SEP> (kcal/kg) <SEP> 7276 <SEP> 6979 <SEP> 6796 <SEP> 6796 <SEP> 6508 <SEP> 6221 <SEP> 6030
<tb> % <SEP> vol <SEP> de <SEP> bitume <SEP> 76 <SEP> 73 <SEP> 71 <SEP> 74 <SEP> 68 <SEP> 65 <SEP> 63
<tb> % <SEP> vol <SEP> d'eau <SEP> 24 <SEP> 27 <SEP> 29 <SEP> 26 <SEP> 32 <SEP> 35 <SEP> 37
<tb> % <SEP> pond. <SEP> de <SEP> soufre <SEP> 2, <SEP> 9 <SEP> 2, <SEP> 8 <SEP> 2, <SEP> 7 <SEP> 2, <SEP> 8 <SEP> 2, <SEP> 6 <SEP> 2, <SEP> 5 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP>
<tb>
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Des essais de combustion ont été effectues dans les conditions de fonctionnement ci-après. Les résultats sont indiques dans le tableau XXI.
<Desc/Clms Page number 52>
TABLEAU XXI CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT
EMI52.1
<tb>
<tb> Emulsion <SEP> de <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion
<tb> base <SEP> n 12 <SEP> n 13 <SEP> n 14 <SEP> n 15 <SEP> n 16 <SEP> n 17
<tb> Débit <SEP> d'alimentation
<tb> (kg/h) <SEP> 25 <SEP> 25, <SEP> 9 <SEP> 26, <SEP> 8 <SEP> 26, <SEP> 8 <SEP> 28, <SEP> 1 <SEP> 29, <SEP> 3 <SEP> 29, <SEP> 9 <SEP>
<tb> Apport <SEP> de <SEP> chaleur
<tb> (G <SEP> cal/h) <SEP> 0, <SEP> 19 <SEP> 0, <SEP> 19 <SEP> 0, <SEP> 19 <SEP> 0, <SEP> 19 <SEP> 0, <SEP> 19 <SEP> 0, <SEP> 19 <SEP> 0, <SEP> 19 <SEP>
<tb> Temperature <SEP> du <SEP> combustible
<tb> (OC) <SEP> 65 <SEP> 65 <SEP> 65 <SEP> 65 <SEP> 65 <SEP> 65 <SEP> 65
<tb> Rapport <SEP> vapeur/combustible
<tb> (poids/poids).
<SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP> 0, <SEP> 30 <SEP>
<tb> Pression <SEP> de <SEP> la <SEP> vapeur <SEP> (bars) <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP> 2, <SEP> 4 <SEP>
<tb> Dimension <SEP> moyenne <SEP> des
<tb> gouttelettes <SEP> (pm) <SEP> 32 <SEP> 32 <SEP> 32 <SEP> 32 <SEP> 32 <SEP> 32 <SEP> 32
<tb>
<Desc/Clms Page number 53>
Les caractéristiques de combustion sont résumées dans le tableau XXII ci-après.
<Desc/Clms Page number 54>
TABLEAU XXII CARACTERISTIQUES DE COMBUSTION
EMI54.1
<tb>
<tb> Emulsion <SEP> de <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion <SEP> Emulsion
<tb> base <SEP> n 12 <SEP> n013 <SEP> n014 <SEP> n 15 <SEP> n 16 <SEP> n 17
<tb> CO2 <SEP> (% <SEP> vol.) <SEP> 13,5 <SEP> 13,4 <SEP> 14 <SEP> 14 <SEP> 13, <SEP> 5 <SEP> 14 <SEP> 13, <SEP> 2 <SEP>
<tb> CO <SEP> (ppm) <SEP> 61 <SEP> 30 <SEP> 60 <SEP> 18 <SEP> 10 <SEP> 13 <SEP> 10
<tb> O2 <SEP> (% <SEP> vol <SEP> 3,0 <SEP> 3,2 <SEP> 2,9 <SEP> 2,6 <SEP> 3,2 <SEP> 2,9 <SEP> 3
<tb> 502 <SEP> (ppm) <SEP> 2357 <SEP> 1650 <SEP> 1367 <SEP> 1250 <SEP> 940 <SEP> 500 <SEP> 167
<tb> SO2 <SEP> (kg/Gcal) <SEP> 6,5 <SEP> 4,5 <SEP> 3,8 <SEP> 3,4 <SEP> 2,5 <SEP> 1,4 <SEP> 0,5
<tb> S03 <SEP> (ppm) <SEP> 18 <SEP> 16 <SEP> 9 <SEP> 8 <SEP> 7 <SEP> 6 <SEP> notant
<tb> NOX <SEP> (ppm)
<SEP> 500 <SEP> 510 <SEP> 400 <SEP> 430 <SEP> 360 <SEP> 240 <SEP> 218
<tb> * <SEP> Réduction <SEP> de <SEP> SO2 <SEP> (%) <SEP> - <SEP> 30,0 <SEP> 42,0 <SEP> 47,0 <SEP> 66,0 <SEP> 79,0 <SEP> 93,0
<tb> ** <SEP> Rendement <SEP> de <SEP> combustion <SEP> 99,9 <SEP> 99,9 <SEP> 99,9 <SEP> 99,9 <SEP> 99,9 <SEP> 99,9 <SEP> 99,8
<tb> (i)
<tb> SO2 <SEP> de <SEP> base <SEP> - <SEP> SO2 <SEP> émulsion
<tb> * <SEP> Réduction <SEP> de <SEP> SO <SEP> (%) <SEP> = <SEP> x <SEP> 100
<tb> SO@ <SEP> de <SEP> base
<tb> Sur <SEP> la <SEP> base <SEP> de <SEP> la <SEP> conversion <SEP> du <SEP> carbone
<tb>
<Desc/Clms Page number 55>
Le tableau XXII montre encore clairement, comme l'ont fait les tableaux XV et XIX que lorsque le rapport de l'additif au soufre croit, le rendement de combustion de l'hydrocarbure en emulsion est améliore.
De plus, le tableau XXII montre clairement que les niveaux d'emission d'oxydes de soufre décroissent lorsque le rapport de l'ad- ditif au soufre crolt. A partir des Emulsions 16 et 17, on peut voir encore que les émissions d'oxydes de soufre obtenues sont moindres que celles que l'on peut avoir par la combustion du combustible à base d'huile nO 6 (fuel). 11 y a lieu de noter que le magnésium etait l'element princi- pal de l'additif.
EXEMPLE IV
Le composant principal des cendres, produites lors de la combustion des combustibles en emulsion tels que les émulsions nO 15, nO 16 et n 17 s'est révélé être le 3 MgOV 0 (orthovanadate de magnesium) dont le point de fusion est 1190 C. L'orthovanadate de magnesium est un inhibiteur de corrosion très bien connu pour l'attaque des systemes de combustion par le vanadium.
Par consequent, les cendres provenant d'emulsions brûlées en utilisant des additifs constitués d'éléments choisis dans le groupe forme ++ ++ ++ +++ de Ca, Ba, Mg et Fe ou de mélanges de ces elements et les cendres provenant d'emulsions brûlées en utilisant des additifs constitu & s d'éléments choisis dans le groupe + + + ++ ++ forme de Na, K, Li et Mg, Mg etant l'élément princi- pal, font que les températures de combustion elevees n'en- trainent pas de corrosion. Une telle corrosion aux tempéra- tures élevée est généralement provoquée, lors de la com- bustion des hydrocarbures liquides, par les composes de vanadium A bas point de fusion.
EMI55.1
Au cas où l'emulsion reconstituee doit etre transportée à une raffinerie ou une installation similaire pour un traitement ultérieur, l'emulsion doit être condi- tisonnée de manière A y éviter les concentrations en sel. En effet, le sel poserait un probleme de corrosion pendant les opérations de raffinage. En accord avec la presente invention, on a constaté que l'agent tensio-actif préférentiel à
<Desc/Clms Page number 56>
56 utiliser pour la formation de l'emulsion d'hydrocarbure- m dans-l'eau ORIMULSION en vue de transport A une raffinerie ou une installation similaire était constitué d'une combi- naison d'un agent tensio-actif non ionique avec un alcali tel que l'ammoniaque.
La formation d'emulsions utilisant l'agent tensio-actif préférentiel avec de l'ammoniaque est indiquée plues haut dans le tableau V. Comme indiqué plus haut, si l'emulsion doit subir un traitement ultérieur, il est souhaitable d'elimineer les sels de l'émulsion avant de l'envoyer A la raffinerie. L'addition d'ammoniaque en tant qu'agent tensio-actif lors de la formation de l'émulsion favorise l'elimination des sels indésirables pendant le traitement ultérieur de l'emulsion. En plus de ce qui precede, on peut ajouter à l'emulsion des elements supplé- mentaires tels que des inhibiteurs de corrosion des agents anti-thixotropiques et des produits similaires.
11 est avantageux que le produit tensio-actif soit utilise dans une proportion allant de 1:99 environ 0, 05 : 99, 5 environ en poids en se basant sur l'hydrocarbure.