DE3830380C2 - - Google Patents
Info
- Publication number
- DE3830380C2 DE3830380C2 DE3830380A DE3830380A DE3830380C2 DE 3830380 C2 DE3830380 C2 DE 3830380C2 DE 3830380 A DE3830380 A DE 3830380A DE 3830380 A DE3830380 A DE 3830380A DE 3830380 C2 DE3830380 C2 DE 3830380C2
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- hydrocarbon
- emulsion
- water
- water emulsion
- emulsifier
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 221
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 115
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 45
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 42
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 42
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 38
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 37
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 30
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 29
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 27
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 25
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 25
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 21
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 21
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 20
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 18
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 18
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 13
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 12
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 7
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 claims description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 7
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical class OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 claims description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 239000003876 biosurfactant Substances 0.000 claims description 3
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 claims 3
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 claims 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 15
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 11
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 10
- 239000011777 magnesium Chemical class 0.000 description 9
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 8
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 6
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 6
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 6
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- -1 ppm 50 to 1000 Chemical compound 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 4
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 4
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011345 viscous material Substances 0.000 description 4
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 3
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 235000002918 Fraxinus excelsior Nutrition 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 2
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- LSGOVYNHVSXFFJ-UHFFFAOYSA-N vanadate(3-) Chemical compound [O-][V]([O-])([O-])=O LSGOVYNHVSXFFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 2
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 241000589291 Acinetobacter Species 0.000 description 1
- 102000001183 RAG-1 Human genes 0.000 description 1
- 108060006897 RAG1 Proteins 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- JGIATAMCQXIDNZ-UHFFFAOYSA-N calcium sulfide Chemical compound [Ca]=S JGIATAMCQXIDNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Chemical class 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Chemical class 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000010763 heavy fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- QENHCSSJTJWZAL-UHFFFAOYSA-N magnesium sulfide Chemical compound [Mg+2].[S-2] QENHCSSJTJWZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Chemical class 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- DPLVEEXVKBWGHE-UHFFFAOYSA-N potassium sulfide Chemical compound [S-2].[K+].[K+] DPLVEEXVKBWGHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 150000003682 vanadium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
- C10L1/32—Liquid carbonaceous fuels consisting of coal-oil suspensions or aqueous emulsions or oil emulsions
- C10L1/328—Oil emulsions containing water or any other hydrophilic phase
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
- Y10T137/0391—Affecting flow by the addition of material or energy
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Die Erfindung betrifft neue Entwicklungen auf dem Gebiet der viskosen
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsionen.
Die Bildung solcher Emulsionen aus viskosen Kohlenwasserstoffen zur
Verwendung als Brennstoff ist in der britischen Patentschrift 9 74 042 und
dem US-Patent 46 18 348 beschrieben. In den US-Patenten No. 39 58 915,
42 73 611, 43 82 802, 33 52 109, 34 90 237 und 40 84 940 wird die
Verbrennung von Kohlenwasserstoff/Wasser Emulsionen des Öl-in-Wasser (o/w)
und Wasser-in-Öl (w/o) Typs erwähnt.
In den US-Patenten Mp-33 80 531, 34 87 844, 30 06 354, 34 25 429,
34 67 195, 42 39 052 und 42 49 554 wird die Bildung und der Transport von
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsionen behandelt.
Des weiteren wird im Zusammenhang mit Kohlenwasserstoff-in-Wasser
Emulsionen des o/w und/oder w/o Typs auf folgenden Stand der Technik
verwiesen: R. E. Barrett et al., "Design, Construction and Preliminary
Combustion Trials of a Rig to Evaluate Residual Fuel-Oil/Water Emulsions",
Battelle M.I., Columbus, Ohio, PB-214260, July 15, 1970. R. Helion et al.,
"Reduction of Flue Gas Emissions by Burning Fuel-Oil-Water-Emulsions", VGB
Kraftwerkstechnik 1975, 55(2), 88-93, [59-Air Pollution, Ind. Hyg. vol. 84,
1976, p. 335, No. 84 : 78995 g]. N. Moriyama et al., "Emulsifying Agents for
Oil-in-Water Type Emuslion Fuels", Japan Kokai 77-151305, Dec. 15, 1977,
basierend auf Anmeldung 76/68,530, Juni 11, 1976, [51-Fossil Fuels,
Vol. 80, 1978, p. 145, No. 89 : 8710q]. A Iwama, "Single Droplet Combustions of
Emulsified Hydrocarbon Fuels. II. Comparison of Combustion Characteristics
Between O/W and W/O Emulsions", Nenryo Kyokaishi 1979, 58 (632): 1041-54,
(Japan)[Chem. Abstr. Vol. 93, 1980, S. 204, No. 93 : 50075 u]. Rosenberg et
al., "Interaction of Acinetobacter RAG-1, Emulsan with Hydrocarbons" in:
Advances in Biotechnolgoy, Vol. III, Fermentationsprodukte, Berichte über
das VI Internationale Fermentationssymposion in London, Canada, Juli 20-25,
1980, pp. 461-466, (M.Moo-Young, Ed., 1981). Y. Murakami et al., "Burning
of Emulsified Oil Waste", Osaka Kogyo Gÿutsu Shikensho Kiho 1972, 23(3),
184-8 [Chem. Abstr. Vol. 78, 1973, S. 222, No. 61800t]. H. Ludewig,
"Kohlenwasserstoff-Emulgator-Wasser Emulsion", DDR Patent 93 398,
Okt. 20, 1972, basierend auf Patentanmeldung 1 48 658, Juli 8, 1978, [Chem.
Abstr. Vol. 80, 1974, S. 150, No. 85531y]. K. Enzmann et al., "Preparation
of Fuel Oil-In-Water Emulsions for Combustion", Universal′n Dezintegratorn
Aktivatsiya Tallin 1980, 82-6, (Russ.) aus Ref. Zh. Khim 1980, Abstr. No.
14P334 [51-Fossil Fuels Vol. 93, 1980, p. 147, No. 93 : 170678q]. O. Neumeister
et al., "Methode und Apparat zur Herstellung von Brennstoff-Wasser
Emulsionen", DDR Patent DD2 16 863, Januar 2, 1985, basierend auf
Patentanmeldung 253, 527, Juli 29, 1983. R. E. Barrett et al., "Residual
Fuel Oil-Water Emuslions", Battelle M.-I., Columbus, Ohio, PB-189076,
Januar 12, 1970.
Die vorliegende Erfindung bezieht sich speziell auf Methoden zur Gewinnung
und/oder Aufbereitung von viskosem Kohlenwasserstoff-Material und dessen
Konditionierung als Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion zur
Weiterverarbeitung.
Viskose Kohlenwasserstoffe geringer Dichte, die in Kanada, der Sowjetunion,
den Vereinigten Staaten, China und Venezuela gefunden werden, sind
normalerweise flüssig mit Viskositäten von 10 000 bis über 500 000
Centipoise bei Raumtemperaturen von API Dichten von weniger als 12. Solche
Kohlenwasserstoffe werden laufend produziert entweder durch Dampfinjektion
in Verbindung mit mechanischem Pumpen, wobei dieses auch allein angewandt
werden kann, oder auf minentechnischem Wege. Wegen der Eigenschaften der
viskosen Kohlenwasserstoff-Materialien ist ihre Anwendung heutzutage
begrenzt. Um diese Ressourcen wirtschaftlich auszunutzen, ist es sehr
wünschenswert, Methoden zur Gewinnung, Aufbereitung und zum Transport von
viskosen Kohlenwasserstoffen zur Verfügung zu stellen, so daß diese als
Rohmaterial zur Herstellung von verschiedenen Produkten und/oder für
verschiedene Anwendungszwecke wirtschaftlich eingesetzt werden können.
Es ist deshalb ein Hauptziel der Erfindung, Methoden zur Bildung,
Aufbereitung, zum Transport und schließlich Verwendung von
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsionen vorzuschlagen.
Weitere Ziele und Vorteile der Erfindung ergeben sich aus der nachfolgenden
Beschreibung. Wenn in dieser von "viskosem Kohlenwasserstoff" die Rede ist,
dann sind hierunter jedweder natürlich vorkommende Rohöle oder Bitumen zu
verstehen, die eine Viskosität von größer als oder gleich 100 Centipoise
bei einer Temperatur von 50°C, eine API Dichte von 16 oder darunter, einen
hohen Metallgehalt, einen hohen Schwefelgehalt, einen
hohen Asphaltengehalt
und/oder hohen Gießpunkt aufweisen. Während der Produktion der natürlich
vorkommenden Rohöle oder Bitumen wird Formationswasser mitgefördert, das
Elemente enthält, die in dem emulgierten Endprodukt unerwünscht sind.
Bei der vorliegenden Erfindung wird für die Aufbereitung eines natürlich
vorkommenden viskosen Kohlwasserstoffmaterials zu dessen Weiterbehandlung
so vorgegangen, daß zunächst eine Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion
(nachfolgend als Primär-Emulsion bezeichnet) aus dem natürlich vorkommenden
viskosen Kohlenwasserstoffmaterial gebildet wird, unter Verwendung eines
Emulgators, wobei die erwähnte Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion durch
einen Wassergehalt von wenigstens 15 Gew.%, eine Viskosität von nicht mehr
als 5000 Centipoise bei 50°C und eine Öltröpfchengröße von nicht über 300
Micron gekennzeichnet ist. Hiernach, falls erforderlich, wird die
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion bei einer Temperatur bis herab auf
35°C bei einem Druck von wenigstens 137882 Pa (20 psig) entgast, so daß ein
Entgasungswirkungsgrad der Emulsion von mehr als oder gleich 90% erreicht
wird, wodurch man eine entgaste Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion mit
einem Gasgehalt von weniger als 0,88 l, vorzugsweise 0,352 l pro Liter der
Primäremulsion erhält. Hiernach wird die Dichtedifferenz zwischen den
Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Phasen der entgasten Kohlenwasserstoff-in-
Wasser Emulsion so eingestellt, daß die Dichtedifferenz zwischen den Phasen
größer oder gleich 2×10-3 g/cm³ bei einer Temperatur T ist, wobei diese
größer als oder gleich 15°C unter dem Trübungspunkt des zur Bildung der
ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion verwendeten Emulgators ist.
Sodann wird die dichtemäßig eingestellte Kohlenwasserstoff-in-Wasser
Emulsion in einem Separator bei der erwähnten Temperatur T aufgebrochen und
das erwähnte natürlich vorkommende Kohlenwasserstoffmaterial abgetrennt,
dieses unter Verwendung eines Emulgators erneut emulgiert und für die
Weiterverarbeitung konditioniert, so daß eine stabile sekundäre
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion (nachfolgend als Handelsemulsion der
Marke "ORIMULSION" bezeichnet) gebildet wird, die sich für deren Transport
eignet. Bei dem Aufbrechen der Primäremulsion und der Rückbildung des
Handelsprodukts "ORIMULSION" handelt es sich um ein erfindungswesentliches
Merkmal. Wie bereits erwähnt, wird zusammen mit dem natürlichen Bitumen
und/oder Rohöl Formationswasser mitgefördert, so daß es dadurch schwierig
ist, die Emulsionseigenschaften am Quellenort zu kontrollieren. Durch das
Aufbrechen der Primäremulsion kann hiernach das "ORIMULSION" Produkt
gebildet und entsprechend dem Endeinsatz des Produktes konditioniert
werden. Das Wasser und der Emulgator, die bei der Aufbrechstufe des
erfindungsgemäßen Verfahrens gewonnen werden, können zur Bildung der
Primäremulsion an den Quellenort zurückgeführt oder, wo es zweckmäßig ist,
zum Teil in der Rückbildungsstufe wiederverwendet werden. Die weitere
Konditionierung der Handelsemulsion kann sich auf die Herstellung eines
Brennstoffes beziehen, der mit nur geringer Schwefeloxidemission verbrannt
werden kann, oder auf eine weitere Raffinierung zu Rückstandsprodukten.
Des weiteren bezieht sich die Erfindung auf eine Rückgewinnung eines
natürlich vorkommenden viskosen Kohlenwasserstoffmaterials zur weiteren
Aufbereitung, wobei die nachfolgenden Arbeitsstufen zur Anwendung kommen.
Zunächst wird eine erste Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion aus dem
erwähnten natürlich vorkommenden viskosen Kohlenwasserstoffmaterial unter
Verwendung eines Emulgators gebildet, wobei die genannte Kohlenwasserstoff-
in-Wasser Emulsion einen Wassergehalt von wenigstens 15 Gew.%, eine
Viskosität von nicht oberhalb 5000 Centipoise bei 50°C und eine
Öltröpfchengröße von nicht mehr als 300 Micron aufweist. Falls erforderlich
wird diese erste Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion bei einer Temperatur
bis herab auf etwa 35°C bei einem Druck von wenigstens 137882 Pa (20 psig)
entgast, wobei ein Entgasungswirkungsgrad von größer als oder gleich 90%
und so eine entgaste Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion erhalten wird,
die einen Gasgehalt (unter Standardbedingungen) von weniger als 0,88 l,
vorzugsweise 0,352 l, Gas pro Liter der Primäremulsion aufweist (5 Std.
Kubikfuß, vorz. 2 Std. Kubikfuß pro Barrel Primäremulsion).
Weiterhin bezieht sich die Erfindung auf das Aufbrechen einer
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion unter Anwendung folgender
Arbeitsstufen: Einstellung der Dichtedifferenzen zwischen den
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Phasen der erwähnten Kohlenwasserstoff-in-
Wasser Emulsion derart, daß die Dichtedifferenz zwischen den Phasen größer
als oder gleich 2×10-3 g/cm³ bei einer Temperatur T ist, wobei diese
größer als oder gleich 15°C unter dem Trübungspunkt des bei der Bildung der
ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion verwendeten Emulgators liegt;
Aufbrechen der dichtemäßig eingestellten Kohlenwasserstoff-in-Wasser
Emulsion in einem Separator bei der genannten Temperatur T und Gewinnung
des abgetrennten natürlich vorkommenden Kohlenwasserstoffmaterials;
Reemulgierung des abgetrennten natürlich vorkommenden
Kohlenwasserstoffmaterials unter Verwendung eines Emulgators und
Konditionierung dieses Materials zur Weiterverarbeitung auf eine stabile,
zum Transport geeignete Kohlenwasserstoff-in-Wasser Handelsemulsion. Die
aufgebrochene Emulsion ermöglicht die Rückführung des Formationswassers und
Aufteilung des Emulgators zwischen zwei Phasen, also einen Teil auf den
Kohlenwasserstoff und den anderen auf das zurückgeführte Formationswasser.
Die Tatsache, daß ein Teil des oberflächenaktiven Mittels in dem
zurückgeführten Formationswasser und in dem abgetrennten Öl verbleibt,
bringt es mit sich, daß nur noch ein Auffüllen des oberflächenaktiven
Mittels bei der Bildung weiterer Emulsionen erforderlich ist.
Die Erfindung wird nachfolgend anhand der Zeichnung erläutert.
Es zeigt
Fig. 1 eine schematische Darstellung eines Fließschemas von dem
Gesamtablauf des erfindungsgemäßen Verfahrens;
Fig. 2 eine Darstellung einer ersten Ausführungsform zur Bildung einer
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion;
Fig. 3 eine Darstellung von einer zweiten Ausführungsform zur Bildung
einer Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion;
Fig. 4 eine Darstellung von einer dritten Ausführungsform zur Bildung
einer Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion;
Fig. 5 eine schematische Darstellung zur Veranschaulichung des
Aufbrechprozesses einer Kohlenwasserstoff-in-Wasser
Emulsion
gemäß der Erfindung und
Fig. 6 bis 12 Graphiken zur Veranschaulichung der Wirkung der
Salzkonzentration, der Tempratur und der
Deemulgatoren auf das Aufbrechen der
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsionen.
Die vorliegende Erfindung bezieht sich, wie gesagt, auf eine Methode zur
Gewinnung von viskosem Kohlenwasserstoffmaterial aus natürlichen Lagern und
deren Konditionierung zu einer Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion zwecks
weiterer Aufarbeitung.
In der Praxis besteht ein Ölfeld aus einer Vielzahl von tiefen Brunnen bzw.
Quellen, aus denen viskose Kohlenwasserstoffe aus dem Boden herausgeholt
werden. Je nach der Natur des Vorkommens werden verschiedene
Fördermechanismen für die Extraktion des viskosen Kohlenwasserstoffs
angewendet. So wird beispielsweise bei einigen Quellen Dampf injeziert, um
das Lager durchzuspülen und auf diese Weise die Gewinnung und Förderung des
viskosen Materials durch mechanisches Pumpen zu erleichtern. Bei anderen
Lagern kann lediglich eine Tiefbrunnenpumpe ausreichen, während andere
Vorkommen sich für die Bildung von Boden- bzw. Tiefloch-Kohlenwasserstoff-
in-Wasser Emulsionen zwecks Förderung des viskosen Materials eignen. In den
meisten Fällen kommt eine Kombination dieser Methoden zur Anwendung. Die
Erfindung zielt darauf ab, die Bildung der Emulsion so nahe wie möglich an
die Quelle zu legen, um so die Viskositätsvorteile der Emulsion
auszunutzen.
Fig. 1 ist eine vereinfachte schematische Darstellung eines Fließschemas
einer Produktionsanlage entsprechend der Erfindung von der Quelle bis zum
Endverbraucher. Die Anlage 10 umfaßt eine Vielzahl von Betriebsquellen 12
mit Tiefbrunnenpumpen 14 oder dergleichen für die Extraktion des natürlich
vorkommenden Kohlenwasserstoffmaterials aus dem Boden. Das viskose
Material, auf welches die Erfindung Anwendung finden soll, besitzt folgende
chemischen und physikalischen Eigenschaften: C Gew.% 78,2 bis 85,5, H Gew.%
9,0 bis 10,8, O Gew.% 0,26 bis 1,1, N Gew.% 0,50 bis 0,70, S Gew.% 2,00 bis
4,50, Asche Gew.% 0,05 bis 0,33, Vanadium, ppm 50 bis 1000, Nickel ppm 20
bis 500, Eisen ppm 5 bis 100, Natrium ppm 10 bis 500, Dichte (gravity) API
-5,0 bis 16,0, Viskosität (cSt), 50°C 100 bis 5 000 000, Viskosität
(cSt), 99°C 10 bis 16 00, LHV (BTU/LB) 15 000 bis 19 000 und Asphaltene
Gew.% 5,0 bis 25,0. Das aus den Quellen gewonnene viskose Material wird
einer Fließstation 16 zugeführt, wo das aus allen Quellen geförderte
Material gesammelt wird. Dieses kann dann zur weiteren Behandlung in eine
Entgasungseinheit 20 befördert werden. Der statische Mischer 18 ist
stromaufwärts der Entgasungseinheit vorgesehen, um sicherzustellen, daß
eine homogene Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion der Entgasungseinheit
zugeführt wird. Entsprechend der Erfindung wird die entgaste primäre
Emulsion hiernach bei 22 aufgebrochen und anschließend bei 24
zurückgebildet und für eine besondere Endverwendung konditioniert. Die bei
der Rückbildung verwendeten Emulgatoren 26 und Additive 28 richten sich
nach der speziellen Endverwendung der Emulsion wie noch nachfolgend
beschrieben werden wird. Die stabile, zurückgebildete Emulsion wird dann
über 30 transportiert zur Verbrennung bei 32 oder weiteren Raffination bei
34. Wie bereits bemerkt, stellt das Aufbrechen der Primäremulsion und die
Rückbildung zu dem Handelsprodukt "ORIMULSION" ein erfindungswesentliches
Merkmal dar. Es wurde auch schon die Mitförderung eines Formationswasser
zusammen mit natürlichen Bitumen und/oder Rohöl erwähnt, wodurch es
schwierig ist, die Emulsionseigenschaften am Ort der Quelle zu
kontrollieren. Durch das Aufbrechen der Primäremulsion kann hiernach das
"ORMULSION" Produkt gebildet und je nach dem Endeinsatz des Produktes
aufbereitet werden. Das Wasser und der Emulgator, der bei der Aufbrechstufe
des Verfahrens wieder anfällt, kann über die Leitung 36 zur Bildung der
Primäremulsion an den Quellenort zurückgeführt oder, falls zweckmäßig,
teilweise in der Reformations- bzw. Zurückbildungsstufe verwendet werden.
Nach der Erfindung soll das der Entgasungseinheit zur weiteren Behandlung
zugeführte Material in der Form einer Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion
vorliegen, die folgende Eigenschaften aufweist: Wassergehalt von wenigstens
15 Gew.%, Viskosität von nicht mehr als 5000 Centipoise bei 50°C und eine
Tröpfchengröße von nicht mehr als 300 Micron. Es wurde gefunden, daß
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsionen mit diesen Eigenschaften wirksam
entgast werden können. Wenn die Viskosität der Emulsion größer als 5000
Centipoise bei 50°C ist, kann das Gas nicht ausreichend wirksam entweichen.
Falls die Öltröpfchengröße 300 Micron überschreitet, wird das Gas in die
Tröpfchen eingeschlossen, wodurch gleichfalls der Wirkungsgrad der
Entgasung reduziert wird.
Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren soll gewährleistet werden, daß eine
passende Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion der Entgasungseinheit zur
weiteren Aufbereitung zugeführt wird. Ebenso kann entsprechend der
Erfindung die Emulsion an einer Vielzahl von Stellen gebildet werden, was
sich nach der Natur der Quelle und des geförderten viskosen
Kohlenwasserstoffs richtet. Eine anfängliche Bildung der Emulsion kann am
Boden bzw. im Tiefloch, am Quellenkopf, an der Fließstation oder an allen
drei Stellen zusammen stattfinden. Falls beispielsweise Dampf in ein
Quellenreservoir injiziert wird, kann die Temperatur des Todöls unmittelbar
nach dem Dampf-Durchmischungszyklus so hoch sein, daß es unmöglich ist,
eine Emulsion unten im Loch zu bilden. In anderen Fällen kann die
Viskosität des Rohöls eine Pumpförderung zu der Fließstation gestatten,
ohne daß eine Dampfinjektion oder Emulsionsbildung erforderlich ist.
Schließlich kann das Produkt aus den einzelnen Quellen hinsichtlich des Öl-
und Gasgehalts, der Menge an Formationswasser und Salzkonzentration
variieren. Deshalb muß die Bildung der verschiedenen Emulsionen
kontrolliert werden, um sicherzustellen, daß letztlich ein homogenes
emulgiertes Produkt mit den oben angegebenen Eigenschaften für die
Zuführung zu der Entgasungseinheit erhalten wird. Vorzugsweise wird die
Emulsion so nahe wie möglich bei der Quelle gebildet, um den Vorteil der
Viskositätsänderung auszunutzen.
Nach der Erfindung wird die Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion durch
Vermischen einer Mischung aus Wasser plus eines Emulgiermittels mit dem
viskosen Kohlenwasserstoff gebildet. Wie bereits oben erwähnt, kann in
einem Ölfeld-Produktionsbereich die Bildung der Emulsion unten im Tiefloch,
am Quellenkopf oder an der Fließstation oder bei den dreien gemeinsam
erfolgen. Bevorzugt verwendete emulgierende Additive sind solche aus der
Gruppe der nicht-ionischen Tenside, nicht-ionischen Tenside plus Polymere
und/oder Biotenside
und nicht-ionischen Tenside plus ionischen, die aus
anionischen oder kationischen und nicht-ionischen in Kombination mit
Alkalien bestehen. Als bevorzugte nicht-ionische Tenside kommen in
Betracht: ethoxylierte Alkylphenole, ethoxylierte Alkohole und ethoxylierte
Sorbitanester. Geeignete Polymere zur Verwendung mit den nicht-ionischen
Tensiden sind beispielsweise Polysaccaride, Polyacrylamide und Cellulose-
Derivate. Als geeignete Biotenside oder Biopolymere seien beispielsweise
Rhamnolip und Xanthangummis genannt. Kationische Tenside können aus der
Gruppe der quaternären Ammoniumverbindungen, ethoxylierten Aminen, Amido-
Aminen und den Mischungen hiervon verwendet werden. Als anionische Tenside
seien beispielsweise langkettige Carboxylsalze, Sulfonsalze, Sulfate und
Mischungen hiervon genannt. Alkalien wie Ammoniak und monovalente Hydroxyde
und Mischungen hiervon werden bevorzugt in Kombination mit nicht-ionischen
Tensiden. Die Erfindung bevorzugt als nicht-ionisches Tensid
Alkylphenolethoxylat mit einem EO-Gehalt von mehr als oder gleich 70%. Wenn
der EO-Gehalt unter 70% liegt, besteht die Tendenz zur Bildung von Wasser-
in-Kohlenwasserstoff Emulsionen. Um das vorstehend Gesagte zu
veranschaulichen, wurden 6 Emulsionen aus Cerro Negro Crude mit einer API-
Dichte (gravity) von 8,4 formuliert unter Verwendung von drei
verschiedenen nicht-ionischen Tensiden: Ein Alkylphenolethoxylat mit einem
EO-Gehalt von 78%, 74% und 66%. Die Zusammensetzungen der Emulsionen und
die physikalischen Eigenschaften sind in der folgenden Tabelle I angegeben.
Wie aus Tabelle I hervorgeht, nimmt der Durchmesser der Öltröpfchen mit der
Abnahme des EO-Gehaltes des Emulgators zu. Mit steigender Temperatur und
steigendem Ölgehalt der Emulsion werden die Öltröpfchen ebenfalls größer.
Die Emulsion 6 konnte nicht als Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion
gebildet werden aufgrund des niedrigen EO-Gehalts des Emulgators;
stattdessen resultierte eine Wasser-in-Öl Emulsion.
Es wurde gefunden, daß die Zugabe von Salz die Emulsionsbildung in der
Weise beeinflußt, daß eine Reduzierung der Tensidmenge möglich wird,
während die notwendigen Emulsionseigenschaften beibehalten werden. Um dies
zu veranschaulichen, wurden sechs Emulsionen mit Hamaca Crude mit einer
API-Dichte (gravity) von 10,5 unter Verwendung des gemäß der Erfindung
bevorzugten nicht-ionischen Tensides (Alkylphenolethoxylat mit einem EO-
Gehalt von 78%) gebildet.
Salz in Form von NaCl wurde der wäßrigen Phase von drei dieser Emulsionen
zugesetzt. In der nachfolgenden Tabelle II sind Zusammensetzung und
physikalische Eigenschaften der Emulsionen angegeben.
Aus der Tabelle II geht hervor, daß die Salzzugabe keinen nachteiligen
Effekt auf die Emulsionsbildung und Tröpfchengröße ausübt.
Zusätzlich wurde gefunden, daß bei Verwendung eines Biopolymers in
Kombination mit dem gemäß der Erfindung bevorzugten nicht-ionischen Tensid
die zur Bildung der gewünschten Emulsion benötigte Tensidmenge reduziert
werden kann. Die Tabelle III veranschaulicht dies für den Fall der
Verwendung von Xanthangummi als Biopolymer.
Wie aus Tabelle III hervorgeht, unterstützt das Biopolymer die Bildung der
Emulsion. Emulsion 3 enthielt freies Rohöl und eignet sich deshalb nicht
für die Zwecke der Erfindung.
Tabelle IV gibt die Eigenschaften wieder, die bei der Anwendung von
Alkalien mit und ohne Salzzugabe erhalten werden bei der Bildung von
Emulsionen mit Cerro Negro Crude mit einer API-Dichte von 8.4. Als Alkali
wurde NH₄OH eingesetzt.
Wie aus Tabelle IV hervorgeht, ist die Menge an zugesetztem NH₄OH für die
Bildung der gewünschten Emulsion wesentlich bzw. kritisch. Zur Bildung der
Emulsion muß NH₄OH in einer hinreichend großen Menge zugesetzt werden, um
den pH der Emulsion auf 10 bis 12, vorzugsweise 11 bis 11,5 einzustellen.
Weiterhin kann festgestellt werden, daß höhere Salzgehalte einen
nachteiligen Effekt auf die Emulsionsbildung haben.
Es wurde gefunden, daß die Verwendung einer kleinen Konzentration an dem
bevorzugten nicht-ionischen Tensid, das in Kombination mit einem NH₄OH
Additiv eingesetzt wird, den pH-Bereich, bei dem brauchbare Emulsionen
gebildet werden, wesentlich erweitert. Die Tabelle V enthält die Ergebnisse
von Emulsionen, die unter Verwendung von Cerro Negro Crude der Tabelle IV
hergestellt wurden.
So können auch bei der Verwendung von Alkali in Kombination mit einem
nicht-ionischen Tensid wiederum geeignete Emulsionen erhalten werden.
Die vorstehenden Beispiele veranschaulichen die Wirkung der verschiedenen
Zugaben auf die Emulsionsbildung. Im Hinblick auf die Kostennatur von
vielen Tensiden ist es sehr vorteilhaft, die Konzentration der Zugabe zu
begrenzen.
Wenn entsprechend der Erfindung die Emulsionen am Quellenort hergestellt
werden, können sie auf verschiedene Weise erhalten werden, wie es in den
Fig. 2 bis 5 schematisch dargestellt ist. Nach Fig. 2 beispielsweise
kann der Emulgator plus Wasser in die Tiefe des Lochs über die Leitung 42
in den Quellbehälter bzw. Quellhöhlung 44 unter die Tauchpumpe 46 zur
Bildung der Emulsion eingespritzt werden, die über die Förderröhre 48 nach
oben gepumpt wird. Ein statischer Mixer 50 kann in der Förderleitung 52
installiert werden, was sich als Vorzug für die Homogenisierung der aus der
Förderröhre 48 austretenden Emulsion erweist. In Tabelle VI sind die
Ergebnisse angegeben, die bei der Bildung von Tieflochemulsionen
entsprechend dem Schema der Fig. 2 erhalten werden, wobei einmal ein
statischer Mischer 50 eingesetzt wird und das andere Mal ein solcher fehlt.
Als Emulgator wurde das erfindungsgemäße bevorzugte nicht-ionische Tensid,
nämlich Alkylphenolethoxylat eingesetzt. Die API-Dichte des Rohöls lag
unter 16.
Aus der Tabelle VI geht hervor, daß die Verwendung eines statischen
Mischers eine Emulsion mit kleiner Teilchengröße zur Folge hat. Als
geeignete Mischer für diesen Zweck kommen beispielsweise solche in
Betracht, die von Sulzer Bros. produziert und unter der Marke "SULZER"
vertrieben werden.
Fig. 3 veranschaulicht ein alternatives Schema für eine Tieflochemulsion,
wobei die Emulgator-Wasserlösung über die Leitung 42′ in den Quellbehälter
44′ oberhalb der Pumpe 46′ eingespritzt wird und die Emulsion über die
Produktionsleitung 48′ nach oben und zum Auslaß 52′ gepumpt wird, der mit
einem statischen Mischer 50′ versehen sein kann. In der Tabelle VII sind die
erhaltenen Ergebnisse bei Anwendung des Schemas der Fig. 3 angegeben,
wobei dasselbe Tensid und dasselbe Rohöl wie bei der Fig. 2 verwendet
wurde.
Es kann wiederum festgestellt werden, daß die Benutzung eines statischen
Mischers die Tröpfchengröße der Öltröpfchen verbessert. Zusätzlich ist zu
ersehen, daß das Schema der Fig. 3 nicht in der Bildung von
Emulsionströpfchengrößen resultiert, die so klein sind wie bei dem Schema
der Fig. 2. Dementsprechend ist die Pumpwirksamkeit schlechter.
Eine weitere Alternative für eine Tieflochemulsion ist in der Fig. 4
gezeigt, wobei die Tensid-Wasserlösung in das Pumpgehäuse zwischen dem
stationären und dem lageveränderlichen Ventil eingespritzt wird. Bei der
Fig. 4 wird die Emulgatorlösung über die Leitung 42′′ in den Quellenraum
44′′ durch das Kontrollventil 54 in das Pumpengehäuse 56 eingespritzt, wo es
sich mit dem Rohen zur Bildung einer Emulsion vermischt. Die Emulsion wird
über das Förderrohr 48′′ zum Auslaß 52′′ hochgepumpt. Ein statischer Mischer
50′′ kann nahe bei dem Quellenkopf wieder installiert sein. Die Tabelle VIII
gibt die Emulsionen an, die bei Benutzung des Schemas in Fig. 4 erhalten
werden.
In diesem Fall verbesserte der statische Mixer nicht die Partikelgröße der
Emulsion. Die Wirksamkeit dieses Schemas ist jedoch größer.
Bei jedem der in den Fig. 3 und 4 veranschaulichten Schemata kann die
Emulsion am Quellenkopf hergestellt werden durch Einspritzen der Emulgator-
Wasser-Lösung über die Leitung 28 stromaufwärts zum statischen Mischer 20
anstatt einer Einspritzung in die Tiefe. Die Tabelle IX gibt die bei einem
solchen Schema erhaltenen Ergebnisse wieder, wobei die Emulsion am
Quellenkopf unter Anwendung eines statischen Mischers gebildet wurde.
Aus der Tabelle IX geht hervor, daß, während die Tröpfchengröße der
Emulsion durchaus akzeptabel, der Quellenwirkungsgrad jedoch nicht so gut
ist wie bei den anderen Schemata.
Somit ergibt sich, daß das Schema gemäß Fig. 4 zu bevorzugen ist.
Das Produkt der Förderquellen, sei es in Form einer Kohlenwasserstoff-in-
Wasser Emulsion oder in anderer Form, wird über die Förderleitungen der
Fließstation zugeführt, wo es gesammelt wird. Das Volumen des aus der
Quelle gepumpten Rohöls ist an sich bekannter Weise errechenbar. Es ist
am idealsten, wenn die Menge an den einzelnen Quellen des Feldes
zugesetztem Emulgator und Wasser so kontrolliert wird, daß sich das
richtige Öl/Wasser-Verhältnis und die richtige Emulgatorkonzentration in
der Flließstation einstellt, wodurch die richtigen Emulsionseigenschaften
für die oben beschriebene Entgasung garantiert werden. Bei diesem Produkt
handelt es sich um die primäre Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion. Falls
erforderlich können die Emulgatoren und/oder Wasser noch zusätzlich an der
Fließstation zugesetzt werden.
Nach der Erfindung wird die Primäremulsion von der Fließstation durch einen
statischen Mischer der Entgasungseinheit zugeführt. Der statische Mischer
stellt sicher, daß eine homogene Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion der
Entgasungseinheit zugeführt wird. Wie bereits erwähnt, soll die der
Entgasungseinheit zugeführte Emulsion folgende Charakteristika und
Eigenschaften aufweisen: Einen Wassergehalt von wenigstens 15 Gew.%, eine
Viskosität von nicht über 5000 Centipoise bei 50°C und eine Tröpfchengröße
von nicht mehr als 300 Micron. Beim Entgasen einer Kohlenwasserstoff-in-
Wasser Emulsion wird ein größerer Entgasungseffekt bei niedrigeren
Entgasungstemperaturen erreicht als das vorher nach dem Stand der Technik
möglich war. Es wird ein 90%iger Entgasungseffekt angestrebt. Um das
Obengesagte zu veranschaulichen, wurde Cerro Negro Crude mit einer API-
Dichte von 8,4 in an sich bekannter Weise unter Anwendung eines
Verdünnungsmittels entgast und verglichen mit einer in bekannter Weise
durchgeführten Entgasung einer Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion
desselben Rohöls. Die Ergebnisse sind in der nachfolgenden Tabelle X
wiedergegeben.
Hiernach kann festgestellt werden, daß die Öl-in-Wasser Emulsion bei viel
geringerer Temperatur wirksam entgast werden kann als das verdünnte Rohöl.
Da die Anwendung von Verdünnungsmitteln und erhöhten Temperaturen
zusätzliche Kosten zu der Entgasung verursacht, wird die Entgasung von
Emulsionen bevorzugt.
Erfindungsgemäß wird die entgaste Primäremulsion von der Entgasungseinheit
zu einer Hauptstation oder einem Terminal gepumpt, wo die Emulsion
aufgebrochen und danach zurückgebildet und reformuliert wird, was im
Einzelfall von der Endverwendung des Rohen oder Bitumes abhängt, sei es
für Raffinierungszwecke oder direkte Verbrennung.
Die Fig. 5 veranschaulicht in schematischer Darstellung das Verfahren zum
Aufbrechen der Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion entsprechend der
Erfindung. Je nach dem bei der Bildung der Primäremulsion verwendeten
Tensidtyp unterscheiden sich die Maßnahmen zum Aufbrechen der Emulsion. Die
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion wird über die Leitung 110 dem Erhitzer
112 und danach Separator 114 zugeführt. Dieser kann als mechanischer
Separator, als elektrostatischer Separator oder vorzugsweise als
Kombination eines mechanisch-elektrostatischen Separators ausgebildet sein.
Um eine wirksame Trennung des Rohöls und Wassers zu erreichen, wurde
festgestellt, daß es notwendig ist, daß die dem Erhitzer 112 zugeführte
Emulsion eine bestimmte bzw. kritische Dichtedifferenz zwischen den Rohöl-
und Wasser-Phasen aufweist. Diese Differenz soll größer oder gleich 2×10-3
g/cm³ sein bei der Arbeitstemperatur (T) des Separators, also bei der
Temperatur, bei der
die Trennung stattfinden soll und die Arbeitstemperatur
T als größer oder gleich 15°C unter dem Trübungspunkt des bei der Bildung
der Emulsion verwendeten Tensids definiert ist. Wenn folglich der
Trübungspunkt des Tensids beispielsweise 100°C beträgt, muß die Temperatur
T größer oder gleich 85°C sein. Die Dichtedifferenz wird entweder durch die
Zugabe von Salz zu der Emulsion oder durch Zugabe eines Verdünnungsmittels
zu der Emulsion oder durch eine Kombination dieser beiden Maßnahmen
kontrolliert. Bei Verwendung eines nicht-ionischen Tensids zur Bildung der
primären Emulsion kann zusätzlich ein Deemulgator zugesetzt werden. Wird
ein ionisches Tensid verwendet, wird ein Deemulgator für die Einstellung
des pH der Emulsion benötigt. Geeignete Deemulgatoren sind beispielsweise
Salze von Anionen wie Salze von Ca++, Mg++, Al+++ und solche von Kationen
wie SO₄-- und HPO₃--. Im Falle der Fig. 5 wird das Salzwasser über die
Leitung 118 zugesetzt, während das Verdünnungsmittel über die Leitung 120
eingeführt werden kann. Der Deemulgator kann ebenfalls in die Leitung 122
stromaufwärts des Erhitzers 112 zugesetzt werden. Die konditionierte
Emulsion wird dann zu dem Erhitzer 112 und von dort zu dem Separator 114
befördert, wo die Emulsion aufgebrochen wird. Das einen Teil des Tensids
enthaltende Wasser wird über die Leitung 116 zurückgeführt, während das
einen Teil des Tensids enthaltende Öl über die Leitung 118 zu einer
weiteren Station in Fig. 1 abgezogen wird, wo das Emulsionsendprodukt
"ORIMULSION" gebildet wird. Bei "ORIMULSION"® handelt es sich um ein
Warenzeichen von Intevep, S.A.
Die Fig. 6 bis 12 veranschaulichen in graphischer Weise die Wirkung der
Salzkonzentration, der Temperatur und des Einsatzes von Deemulgatoren auf
das Aufbrechen der Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsionen, die aus 8,40°API
Cerro Negro Crude gebildet werden. Das verwendete Tensid war
Alkylphenolethoxylat mit einem EO-Gehalt von 74% und einem Trübungspunkt
von 104°C. Das Öl-Wasser-Verhältnis lag zwischen etwa 55/45-65/35 mit einer
Öltröpfchengröße von weniger als 100 Mikron. Aufgrund der Fig. 6 bis 12
wird klar, daß ein Anstieg der Salzkonzentration die Trennungswirkung
erhöht (Fig. 6). Entsprechendes gilt für die Temperatur, bei der die
Trennung durchgeführt wird. Ein Vergleich der Fig. 6 und 10
verdeutlicht, daß bei höherer Separatortemperatur T sich die
Trennungswirkung verbessert. Dies gilt auch für einen Vergleich der Fig. 7
bis 9 mit den Fig. 11 und 10. Der Einsatz von Deemulgatoren verbessert
die Wirksamkeit dann leicht, wenn sie in Kombination mit Salzen bei höheren
Temperaturen T verwendet werden.
Aus der Tabelle XI geht hervor, daß mit dem Arbeitsdruck der
Trennungswirkungsgrad ansteigt. Wie bereits vorstehend bemerkt, ist es bei
Verwendung eines ionischen Tensids als alleinigem Emulgator oder in
Kombination mit einem nicht-ionischen Tensid notwendig, einen Deemulgator
einzusetzen, um den pH-Wert der Primäremulsion zu verändern, um diese in
wirksamer Weise aufbrechen zu können. Der Deemulgator kann in der Form von
Salzen von Ca++, Mg++, Al+++, So₄--, HPO₃-- oder in deren Kombinationen
vorliegen.
Es wurde auch bereits darauf hingewiesen, daß der für das Aufbrechen der
Primäremulsion verwendete Separator als mechanischer Separator, als
elektrostatischer Separator oder einer Kombination von beiden ausgebildet
sein kann, wobei der Kombination der Vorzug gegeben wird. Um das
Obengesagte zu veranschaulichen, wurde eine Emulsion mit einem
Öl/Wasserverhältnis von 65/35 mit einer Salzkonzentration von 20 000 mg/l
an Natriumchlorid in einem Separator bei einem Druck von 689475 Pa
behandelt, wobei ein unter der Marke VISCOE-17(Nalco) vertriebener als
Deemulgator verwendet wurde. Die nachstehende Tabelle XII gibt die sich
über vier Tests erstreckende Trennungsoperation wieder, wobei bei den Tests
1 und 3 eine Kombination eines mechanisch-elektrostatischen Separators und
bei den Tests 2 und 4 ein mechanischer Separator eingesetzt wurde.
Die Tabelle XII verdeutlicht, daß der Trennungswirkungsgrad bei Einsatz
eines kombinierten mechanisch-elektrostatischen Separators deutlich höher
liegt.
Wie bereits erwähnt, besteht der Hauptgrund für das Aufbrechen und die
Zurückbildung der Emulsion darin, daß für die weitere Aufbereitung eine
genaue konditionierte Emulsion zur Verfügung gestellt wird. Dies ist wegen
der Anwesenheit von Formationswasser, Salzen und anderen Elementen
notwendig, die bei der Produktion des viskosen Kohlenwasserstoffes anwesend
sind bzw. mitgefördert werden.
Wenn einmal die Primäremulsion aufgebrochen ist, kann das abgetrennte
Wasser und Tensid in den Kreislauf (über Leitung 36 der Fig. 1) an den
Quellenkopf oder an jede andere Stelle zur Bildung der Primäremulsion
zurückgeführt werden. Entsprechend können die abgetrennten Salze in den
Kreislauf zurückgeführt werden, beispielsweise um die Dichte der
Primäremulsion vor dem Aufbrechen einzustellen. Bei dem erfindungsgemäßen
Verfahren handelt es sich somit um ein halb geschlossenes System, welches
die Wiederverwendung der teuren Tenside und dergleichen gestattet.
Nachdem die Primäremulsion aufgebrochen ist, wird das Rohöl einem
Reformations- bzw. Rückbildungsprozeß unterworfen, wobei das Rohöl
reemulgiert und für die weitere Verwendung, beispielsweise zum Versand zu
einem Kraftwerk zwecks Verbrennung oder zu einer Raffinerie zur weiteren
Verarbeitung, konditioniert wird.
Die in dem Rückbildungsabschnitt gebildete Emulsion ("ORIMULSION") sollte
einen Wassergehalt von etwa 15 bis 40 Gew.%, vorzugsweise 24 bis 32 Gew.%,
einen Ölgehalt zwischen 60 und 85 Gew.%, vorzugsweise 68 bis 76 Gew.%
aufweisen. Die "ORIMULSION" Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion sollte
weiterhin eine (apparent) Viskosität von weniger als oder gleich 5000
Centipoise bei 50°C und eine mittlere Tröpfchengröße von 5 bis 50 Mikron,
vorzugsweise 10 bis 20 Mikron aufweisen. Zusätzlich soll die
Handelsemulsion eine Stabilität für die Lagerung und den Tanker- sowie
Pipeline-Transport aufweisen. Die Stabilität der "ORIMULSION"
Handelsemulsion wird nachfolgend noch veranschaulicht. Wenn die
"ORIMULSION" einer Anlage zwecks direkter Verbrennung zugeführt wird,
sollte der in der Rückbildungsstufe zugesetzte Emulgator ein nicht-
ionisches Tensid aus den vorstehend erwähnten Gruppen sein. Es ist deshalb
wichtig, daß bei direkter Verbrennung das für die Bildung der Emulsion
verwendete Tensid nicht-ionisch ist, weil es sich bei nicht-ionischen
Tensiden um keine empfindlichen Salze handelt. Es wurde festgestellt, daß
die Zugabe gewisser Additive zu der Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion
die Bildung von Schwefeloxiden bei der Verbrennung von "ORIMULSION"
vermeidet, was sehr wünschenswert ist. Bevorzugte Additive sind Salze von:
Na⁺, K⁺, Li⁺, Ca++, Ba++, Mg++, Fe+++ und Mischungen hiervon. In erster
Linie werden Additive mit mehrwertigen Metallen verwendet, die wegen ihres
hohen Schmelzpunktes bei der Verbrennung keine Schlacke produzieren. Um
sicherzustellen, daß diese Additive in der Emulsion aktiv bleiben, wird ein
nicht-ionisches Tensid benötigt. Die Menge des bei der Bildung der
"ORIMULSION" Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion verwendeten Tensids wurde
vorstehend im Zusammenhang mit der Bildung der Primäremulsion
veranschaulicht. Die wasserlöslichen Additive sollten der Emulsion in einem
solchen molaren Anteilsverhältnis des Additivs zu dem Schwefel des
Kohlenwasserstoffs zugesetzt werden, das die SO₂ Emissionen bei der
Verbrennung der "ORIMULSION" Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion unter
oder gleich 1,5 LB/MMBTU liegt. Es wurde gefunden, daß zur Erreichung des
gewünschten Emissionsniveaus das Additiv in einem molaren Verhältnis
Additiv/Schwefel von größer als oder gleich .050, vorzugsweise .100, in
der "ORIMULSION" Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion vorliegen soll.
Während das Additivnieau zur Erreichung der gewünschten SO₂ Emissionen von
dem verwendeten speziellen Additiv oder Additivkombination abhängt, wurde
festgestellt, daß ein molares Verhältnis Additiv/Schwefel von wenigstens
.050 erforderlich ist.
Wie bereits erwähnt, soll das Emulgatoradditiv vorzugsweise ein nicht-
ionisches Tensid sein, wobei vor allem solche aus den Gruppen der
ethoxilierten Alkylphenole, ethoxylierten Alkohole, ethoxylierten
Sorbitanester und den Mischungen von diesen in Betracht kommen.
Es wurde festgestellt, daß der Gehalt an dem den Schwefel abfangenden
Additiv der Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion eine große Wirkung auf die
Verbrennungseigenschaften, insbesondere auf die Schwefeloxidemissionen hat.
Es wird angenommen, daß zufolge des großen Verhältnisses von interfazialer
Bitumen-Wasser Oberfläche zum Volumen die Additive mit dem im Brennstoff
enthaltenen Schwefel reagieren und dabei Sulfide wie Natriumsulfid,
Kaliumsulfid, Magnesiumsulfid und Calciumsulfid usw. bilden. Während der
Verbrennung werden diese Sulfide zu Sulfaten oxidiert, so daß der Schwefel
an die Verbrennungsasche gebunden und folglich daran gehindert wird, mit
den Verbrennungsgasen in die Atmosphäre zu entweichen. Die Menge des
benötigten Additivs hängt einmal von der Menge des Schwefels in dem
Kohlenwasserstoff und zum anderen von dem im Einzelfall verwendeten Additiv
ab.
Nachdem die Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion konditioniert worden ist,
kann sie zum Transport und zur Verbrennung verwendet werden. Es kann
jedweder konventionelle Öl-Düsenbrenner wie beispielsweise ein
interner
Mischbrenner oder ein anderer Doppelstromatomizer verwendet werden. Eine
Atomisierung mit Dampf oder Luft unter folgenden Arbeitsbedingungen wird
bevorzugt: Brennstofftemperatur (°C) 15,5 bis 81, vorzugsweise 15,5 bis 60,
Dampf/Brennstoff Gewichtsverhältnis 0,05 bis 0,5, vorzugsweise 0,05 bis
0,4 Luft/Brennstoff Gewichtsverhältnis 0,05 bis 0,4, vorzugsweise 0,05
bis 0,3, Dampfdruck (Bar) 1,5 bis 6, vorzugsweise 2 bis 4, oder Luftdruck
(Bar) 2 bis 7, vorzugsweise 2 bis 4. Unter diesen Bedingungen wird eine
hervorragende Zerstäubung und wirksame Verbrennung verbunden mit einer
guten Flammenstabilität erreicht.
Die mit der Verbrennung der "ORIMULSION" Kohlenwasserstoff-in-Wasser
Emulsion gemäß der Erfindung erreichbaren erstklassigen Ergebnisse werden
durch die nachfolgenden Beispiele veranschaulicht.
Zur Veranschaulichung der Stabilität der Öl-in-Wasser Handelsemulsion
entsprechend der Erfindung und der Wirkung der erfindungsgemäß verwendeten
Additive auf die Verbrennungseigenschaften der erfindungsgemäßen
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion wurden sieben Bitumen in Wasser
Emulsionen hergestellt, welche die in der folgenden Tabelle XIII
angegebenen Zusammensetzungscharakteristiken aufwiesen.
Die Verbrennungstests wurden unter den in Tabelle XIV angegebenen
Arbeitsbedingungen durchgeführt.
Die Verbrennungscharakteristiken sind in der nachfolgenden Tabelle XV
zusammengefaßt.
Die Tabelle XV zeigt klar, daß bei einem Anstieg des Verhältnisses von
Additiv zu Schwefel der Verbrennungswirkungsgrad der emulgierten
Kohlenwasserstoff-Brennstoffe bis auf 99,9% verbessert wird. Hinzu kommt,
daß die Vergleichswerte der Tabelle XV zeigen, daß das SO₂ und SO₃
Emissionsniveau in dem Maße verbessert wird, indem das Verhältnis von
Additiv zu Schwefel ansteigt. Bei der Emulsion Nr. 5 liegt die Wirksamkeit
der SO₂ Entfernung über 90% bei einem Additiv/Schwefelverhältnis von
0,097. Hierzu kommt, daß die Schwefeloxidemissonen in LB/MMBTU weit geringer
sind als der Wert von 1,50 LB/MMBTU, der bei Verbrennung des Brennstofföls
Nr. 6 erhalten wird. Schließlich führt die Verbrennung der erwähnten
optimierten Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsionen zu einer wesentlichen
Verringerung der Schwefeltrioxidbildung, wodurch Korrosionen auf den
Wärmeübergangsflächen, die durch Schwefelsäurekondensation bzw.
Niedrigtemperaturkorrosion hervorgerufen werden, verhütet werden.
Beim Vergleich der Emulsionen Nr. 4 und Nr. 6, die mit demselben Additiv/
Schwefel Molarverhältnis verbrannt wurden, zeigt, daß eine Verdünnung von
Bitumen in der wäßrigen Phase (von 77,3 bis 70,0 Volumenprozent) keine
Auswirkung auf die Verbrennungscharakteristiken hat, während eine
äquivalente SO₂ Reduzierung erfolgt. (53,7 vs. 52,3 Prozent).
Zusätzlich wurden noch Transportstabilitätstests mit der Emulsion Nr. 5
durchgeführt. 2559,7 m³ der Emulsion Nr. 5 wurden in den (Slop) Tank eines
Öltankers verladen. Das Volumen des (Slop) Tanks betrug 3023 m³. Der Tanker
war während 12 Tagen auf See, während derer die Charakteristiken der
Emulsion laufend überwacht wurden. Die Ergebnisse sind in der nachfolgenden
Tabelle XVI wiedergegeben.
Man erkennt hieraus, daß die Wassertröpfchengröße und der Wassergehalt der
Emulsion im wesentlichen unverändert blieben, was die Stabilität der
Emulsion beweist.
Es wurden sechs zusätzliche Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsionen mit
demselben Bitumen wie in Beispiel I hergestellt. Die
Zusammensetzungscharakteristik dieser Emulsionen ist in der nachfolgenden
Tabelle XVII angegeben.
Diese Emulsionen wurden unter den in Tabelle XVIII angegebenen
Arbeitsbedingungen verbrannt.
Die Verbrennungscharakteristik ist in der Tabelle XIX zusammenfassend
angegeben.
Auch aus der Tabelle XIX wird wieder klar, daß eine Vergrößerung des
Additiv/Schwefel-Verhältnisses eine verbesserte Verbrennungswirksamkeit
zufolge hat, auch wesentlich verbesserte Schwefeloxidemissionen liefert. Zu
beachten ist, daß Natrium das Hauptelement in dem Additiv ist.
Weiterhin zeigt der Vergleich der Emulsion Nr. 11 mit der Emulsion Nr. 6
des vorhergehenden Beispiels, die ja beide bei identischer Wärmezufuhr
verbrannt wurden (0,82 MMBTU7H), daß der Unterschied in der mittleren
Tröpfchengröße (34 vs. 14 µm) die Verbrennungscharakteristiken nicht
beeinflußt, während bei der Verbrennung im selben molaren Additiv/Schwefel-
Verhältnis equivalente SO₂ Wegnahmen (51,7 vs. 52,3 Prozent) beobachtet
wurden.
Weiterhin verdeutlicht ein Vergleich der Emulsionen Nr. 9 mit 11, daß die
Entfernung von SO₂ nicht von der Wärmezufuhr abhängt.
Es wurden weitere sieben Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsionen
hergestellt, deren Zusammensetzungscharakteristiken in der nachfolgenden
Tabelle XX angegeben sind.
Die Verbrennungstests wurden unter den in der nachfolgenden Tabelle XXI
angegebenen Arbeitsbedingungen durchgeführt.
Die Verbrennungscharakteristiken sind in der Tabelle XXII zusammenfassend
dargestellt.
Aus der Tabelle XXII geht wie bereits aus den Tabellen XV und XIX wieder
deutlich hervor, daß das Additiv/Schwefel-Verhältnis den
Verbrennungswirkungsgrad der emulgierten Kohlenwasserstoff-Brennstoffe
verbessert. Weiterhin zeigt Tabelle XXII, daß das Emissionsniveau von
Schwefeloxid bei Zunahme des Additiv/Schwefel-Verhältnisses abnimmt.
Weiter kann aus den Emulsionen 16 und 17 gefolgert werden, daß die
beobachteten Schwefeloxidemissionen geriniger sind als bei Verbrennung des
Brennstofföls Nr. 6. Zu beachten ist, daß Magnesium das primäre Element in
dem Additiv war.
Als Hauptbestandteil der beim Verbrennen der emulgierten Brennstoffe wie
der Emulsionen Nr. 15, Nr. 16 und Nr. 17 anfallenden Asche wurde 3 MgO V₂O₅
(Magnesiumorthovanadat) angegeben, dessen Schmelzpunkt bei 1,190°C
liegt. Magnesiumorthovanadat ist ein sehr bekannter Korrosionsinhibitor
gegen den Vanadiumangriff in Verbrennungssystemen. Deshalb ergeben Aschen
von Emulsionen, die unter Verwendung von Additiven verbrannt werden, die
Ca++, Ba++, Mg++ und Fe+++ oder Mischungen hiervon enthalten, sowie Aschen
von Emulsionen, die unter Verwendung von Additiven verbrannt werden, die
Na⁺, K⁺, Li⁺ und Mg++ enthalten, und in denen Mg++ das Primärelement
darstellt, eine korrosionsfreie Verbrennung bei hohen Temperaturen.
Derartige Hochtemperatur-Korrosionen werden normalerweise bei der
Verbrennung von flüssigen Kohlenwasserstoffen durch Vanadiumverbindungen
mit niedrigem Schmelzpunkt verursacht.
Falls die reformierte bzw. zurückgebildete Emulsion zu einer Raffinerie
oder dergleichen zur weiteren Verarbeitung transportiert werden soll, ist
die Emulsion so zu konditionieren, daß Salzkonzentrationen darin vermieden
werden, weil solche Salze während des Raffinerierungsprozzeses zu einem
Korrosionsproblem führen würden. Entsprechend der Erfindung wurde gefunden,
daß das bevorzugte Tensid zur Verwendung bei der Bildung der "ORIMULSION"
Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion für den Transport zu einer Raffinerie
oder dergleichen in einer Kombination eines nicht-ionischen Tensids mit
einem Alkali, wie Ammoniak, ist. Die Bildung von Emulsionen unter
Verwendung des bevorzugten nicht-ionischen Tensides mit Ammoniak ist in der
obigen Tabelle V veranschaulicht. Wie bereits bemerkt, ist es für die
Weiterverarbeitung der Emulsion wünschenswert, die Salze aus der Emulsion
vor der Anlieferung bei der Raffinerie zu entfernen. Die Zugabe von
Ammoniak als Tensid bei der Bildung der Emulsion fördert die Entfernung
unerwünschter Salze während der Weiterverarbeitung der Emulsion. Es können
auch noch weitere Elemente der Emulsion zugesetzt werden wie
Korrosionsinhibitoren, Agenzien mit antihixotropischer Wirkung und
dergleichen.
Claims (33)
1. Verfahren zur Aufbereitung eines natürlich vorkommenden,
viskosen
Kohlenwasserstoff-Materials zwecks weiterer
Verarbeitung, gekennzeichnet durch
folgende Schritte:
- (a) Bildung einer ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser Emulsion aus dem natürlich vorkommenden, viskosen Kohlenwasserstoff-Material unter Verwendung eines Emulgators;
- (b) Einstellung der Dichtedifferenz zwischen den Kohlenwasserstoff-in-Wasser Phasen der Emulsion auf größer als oder gleich 2×10-3 g/cm³ bei einer Temperatur T, die größer oder gleich 15°C unter dem Trübungspunkt des für die Bildung der Emulsion verwendeten Emulgators liegt;
- (c) Aufbrechen der dichtemäßig eingestellten Emulsion in einem Separator bei der erwähnten Temperatur T und Gewinnung des abgetrennten natürlich vorkommenden Kohlenwasserstoff-Materials;
- (d) Reemulgierung des abgetrennten Kohlenwasserstoffmaterials unter Verwendung eines Emulgators und Konditionierung desselben zur weiteren Aufbereitung zwecks Bildung einer stabilen, zur Weiterbeförderung geeigneten, zweiten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion;
2. Verfahren zur Aufbereitung eines natürlich vorkommenden,
viskosen Kohlenwasserstoff-Materials zwecks weiterer
Verarbeitung, insbesondere nach Anspruch 1, dadurch
gekennzeichnet, daß aus dem Kohlenwasserstoff-Material
unter Verwendung eines Emulgators eine erste
Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion gebildet wird, die
einen Wassergehalt von mindestens 50 Gew.-%, eine
Viskosität von nicht mehr a ls 50000 Centipoise bei 50°C
und eine Öltröpfenchengröße von nicht mehr als 300 Mikron
aufweist und diese Emulsion anschließend bis um
mindestens 90% entgast wird bei einer Temperatur bis
herab auf 35°C und einem Druck von wenigstens 137 882 Pa
vorzugsweise 206 823 Pa zwecks Erzeugung einer entgasten
Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion mit einem Gasgehalt
von weniger als 0,88 l Gas pro Liter Emulsion.
3. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß
sich das Aufbrechen der ersten Emulsion an die
Einstellung der Dichtedifferenz anschließt.
4. Verfahren nach Anspruch 1 oder 3, dadurch gekennzeichnet,
daß die zweite Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion auf
einen Wassergehalt von etwa 15 bis 40 Gew.-%,
vorzugsweise 24 bis 32 Gew.-%, und auf einen Ölgehalt
zwischen 60 und 85 Gew.-%, vorzugsweise 68 bis 76 Gew.-%,
eingestellt wird.
5. Verfahren nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, daß
die zweite Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion auf eine
Viskosität von weniger als oder gleich 5000 Centipoise
bei 50°C und eine mittlere Tröpfenchengröße von 5 bis 50
Mikron, vorzugsweise 10 bis 20 Mikron eingestellt wird.
6. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß das reemulgierte,
natürlich vorkommende Kohlenwasserstoff-Material zur
Verbrennung als natürlicher Brennstoff konditioniert
wird.
7. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß ein Teil der
ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion im Tiefloch
gebildet wird.
8. Verfahren nach einem oder mehreren der
vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß ein
Teil der ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion am
Quellenkopf gebildet wird.
9. Verfahren nach Anspruch 8, gekennzeichnet durch die
Verwendung eines statischen Mischers am Quellenkopf zur
Bildung einer homogenen Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion.
10. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die aus
verschiedenen Quellen stammende erste Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion
gesammelt und vor der Entgasung einem
statischen Mischer zwecks Bildung einer homogenen
Emulsion zugeführt wird.
11. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß zur Bildung der
ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion als Emulgator
nichtionische Tenside, oberflächenaktive Polymere,
Biotenside, kationische Tenside, anionische Tenside,
Alkalien oder Mischungen hiervon verwendet werden.
12. Verfahren nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, daß
als Emulgator ethoxilierte Alkylphenole, ethoxilierte
Alkohole, ethoxilierte Sorbitanester oder Mischungen
hiervon verwendet werden.
13. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß zur Bildung der
zweiten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion als
Emulgator nichtionische Tenside und Alkalien verwendet
werden.
14. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, daß zur
Bildung der zweiten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion
als Emulgator nicht-ionische Tenside in Kombination mit
einem Na⁺, K⁺, Li⁺, Ca++, Mg++, Fe+++ oder
Mischungen hiervon enthaltenden Additiv verwendet werden.
15. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 11 bis 14, gekennzeichnet durch die Verwendung
eines nicht-ionischen Tensids mit einem Gehalt an Ethoxi-Gruppen
von größer als 70%.
16. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß zur Bildung eines
Teils der ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion
eine Mischung aus Emulgator und Wasser in das Tiefloch
eingespritzt wird.
17. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, daß
die Einspritzung unter die Tauchpumpe zur Bildung der
Emulsion vorgenommen wird.
18. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, daß
die Einspritzung oberhalb der Tauchpumpe zur Bildung der
Emulsion vorgenommen wird.
19. Verfahren nach Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, daß
die Einspritzung unter die Tauchpumpe in das
Pumpengehäuse zwischen dem stationären und
lageveränderlichen Ventil zur Bildung der Emulsion
vorgenommen wird.
20. Verfahren nach Anspruch 15, dadurch gekennzeichnet, daß
der Emulgator ein Alkylphenolethoxilat mit einem Gehalt
an Ethoxi-Gruppen von mindestens 70% und als Alkali
Ammoniak, monovalente Hydroxide oder Mischungen hiervon
enthält.
21. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Gasgehalt der
ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion auf weniger
als 0,352 l pro Liter Emulsion eingestellt wird.
22. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß zur Einstellung
der Dichtedifferenz der ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion
ein Salz zugesetzt wird.
23. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 21, dadurch gekennzeichnet, daß zur
Einstellung der Dichtedifferenz ein Verdünnungsmittel der
ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion zugesetzt
wird.
24. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 21, dadurch gekennzeichnet, daß zur
Einstellung der Dichtedifferenz eine Mischung aus Salz
und einem Verdünnungsmittel der ersten Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion
zugesetzt wird.
25. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1 bis 21, dadurch gekennzeichnet, daß zur
Einstellung der Dichtedifferenz ein Deemulgator der
Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion zugesetzt wird.
26. Verfahren nach Anspruch 25, dadurch gekennzeichnet, daß
der Deemulgator ein ionisches Tensid ist.
27. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, daß
das Additiv der Emulsion in einem molaren Verhältnis des
Additivs zu dem in dem Kohlenwasserstoff enthaltenden
Schwefel von größer als oder gleich 0,050 zugesetzt wird.
28. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, gekennzeichnet durch die Verwendung eines
nicht-ionischen Tensids, das im wesentlichen aus
ethoxylierten Alkylphenolen, ethoxylierten Alkoholen,
ethoxylierten Sorbitanestern oder Mischungen hiervon
besteht, in Kombination mit einem Alkali aus Ammoniak,
monovalenten Hydroxiden oder Mischungen hiervon.
29. Verfahren nach Anspruch 28, dadurch gekennzeichnet, daß
das nicht-ionische Tensid ein Alkylphenolethoxilat mit
einem Gehalt an Ethoxigruppen von mindestens 70% und das
Alkali Ammoniak ist.
30. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche 1-27, gekennzeichnet durch die Verwendung
eines nicht-ionischen Tensids, das im wesentlichen aus
ethoxilierten Alkylphenolen, ethoxilierten Alkoholen,
ethoxilierten Sorbitanestern oder Mischungen hiervon
besteht, in Kombination mit einem Na⁺, K⁺, Li⁺, Ca++,
Ba++, Mg++, Fe+++ oder Mischungen hiervon enthaltende
Additiv, wobei dieses in einem molaren Verhältnis von
Additiv zum im Kohlenwasserstoff enthaltenen Schwefel von
mindestens 0,050 vorliegt.
31. Verfahren nach einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die Tenside bzw.
die Tensidmischungen in einem Gewichtsanteil von 1 : 99 bis
0,05 : 99,95, bezogen auf den Kohlenwasserstoff, eingesetzt
werden.
32. Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion erhältlich nach dem
Verfahren gemäß einem oder mehreren der vorhergehenden
Ansprüche, insbesondere Anspruch 2 und 13, wobei der
viskose Kohlenwasserstoff eine Viskosität von mindestens
100 Centipoise bei einer Temperatur von 50°C aufweist,
gekennzeichnet durch den Gehalt an
Ammoniumhydroxid in einer zur Einstellung des pH der
Emulsion auf zwischen 10,0-12,0 ausreichenden Menge und
durch einen Wassergehalt von mindesens 15
Gewichtsprozent, eine Viskosität von höchstens 5000
Centipoise bei 50°C und eine Öltröpfchengröße von maximal
300 Mikron.
33. Kohlenwasserstoff-in-Wasser-Emulsion nach Anspruch 32,
dadurch gekennzeichnet, daß das Ammoniumhydroxid in einer
zur Einstellung des pH der Emulsion auf 11,0 bis 11,5
ausreichenden Menge vorliegt.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/096,643 US4795478A (en) | 1986-06-17 | 1987-09-11 | Viscous hydrocarbon-in-water emulsions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| DE3830380A1 DE3830380A1 (de) | 1989-03-23 |
| DE3830380C2 true DE3830380C2 (de) | 1993-09-09 |
Family
ID=22258364
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| DE3830380A Granted DE3830380A1 (de) | 1987-09-11 | 1988-09-07 | Verfahren zur aufbereitung eines natuerlich vorkommenden viskosen kohlenwasserstoff-materials, dabei erhaltene emulsionen und deren aufbereitung sowie tensidzusammensetzungen zur durchfuehrung der aufbereitung |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4795478A (de) |
| BE (1) | BE1001683A4 (de) |
| BR (1) | BR8804753A (de) |
| CA (1) | CA1318216C (de) |
| DE (1) | DE3830380A1 (de) |
| DK (1) | DK174446B1 (de) |
| ES (1) | ES2013798A6 (de) |
| FR (2) | FR2620352B1 (de) |
| GB (2) | GB2209762B (de) |
| IT (1) | IT1223807B (de) |
| NL (1) | NL8801832A (de) |
Families Citing this family (28)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH01313594A (ja) * | 1988-06-10 | 1989-12-19 | Kao Corp | 超重質油エマルション燃料 |
| US5096567A (en) * | 1989-10-16 | 1992-03-17 | The Standard Oil Company | Heavy oil upgrading under dense fluid phase conditions utilizing emulsified feed stocks |
| US5593889A (en) * | 1990-11-21 | 1997-01-14 | Valentine; James M. | Biodesulfurization of bitumen fuels |
| US5874294A (en) * | 1990-11-21 | 1999-02-23 | Valentine; James M. | Biodesulfurization of fuels |
| US5354504A (en) * | 1991-08-19 | 1994-10-11 | Intevep, S.A. | Method of preparation of emulsions of viscous hydrocarbon in water which inhibits aging |
| US5480583A (en) * | 1991-12-02 | 1996-01-02 | Intevep, S.A. | Emulsion of viscous hydrocarbon in aqueous buffer solution and method for preparing same |
| US5419852A (en) * | 1991-12-02 | 1995-05-30 | Intevep, S.A. | Bimodal emulsion and its method of preparation |
| US5404841A (en) * | 1993-08-30 | 1995-04-11 | Valentine; James M. | Reduction of nitrogen oxides emissions from diesel engines |
| JPH08325582A (ja) * | 1995-06-01 | 1996-12-10 | Kao Corp | 超重質油エマルション燃料の製造方法 |
| GB9517646D0 (en) | 1995-08-30 | 1995-11-01 | Quadrise Ltd | Emulsion fuels and their use in gas turbines |
| US5658972A (en) * | 1995-11-28 | 1997-08-19 | Air Products And Chemicals, Inc. | Fire retardant plastic construction material |
| US5725609A (en) * | 1996-02-09 | 1998-03-10 | Intevep, S.A. | Water in viscous hydrocarbon emulsion combustible fuel for diesel engines and process for making same |
| CA2197035A1 (en) * | 1996-02-14 | 1997-08-15 | Timothy Jay Roth | Modified cement and concrete compositions |
| US6800193B2 (en) * | 2000-04-25 | 2004-10-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mineral acid enhanced thermal treatment for viscosity reduction of oils (ECB-0002) |
| US7279017B2 (en) * | 2001-04-27 | 2007-10-09 | Colt Engineering Corporation | Method for converting heavy oil residuum to a useful fuel |
| US6818599B2 (en) * | 2002-03-21 | 2004-11-16 | Intevep, S. A. | Method for in situ forming of unstable oil in water emulsion, especially as well servicing fluid |
| DE10330511A1 (de) * | 2003-07-05 | 2005-02-10 | Man B & W Diesel Ag | Verbrennungskraftmaschine |
| US7745500B2 (en) * | 2003-10-02 | 2010-06-29 | Advanced Gel Technology Limited | Method for reducing the viscosity of viscous fluids |
| GB0506795D0 (en) * | 2005-04-04 | 2005-05-11 | Agt Energy Ltd | Wax-containing materials |
| US7341102B2 (en) * | 2005-04-28 | 2008-03-11 | Diamond Qc Technologies Inc. | Flue gas injection for heavy oil recovery |
| DE602007011124D1 (de) * | 2006-02-07 | 2011-01-27 | Colt Engineering Corp | Mit Kohlendioxid angereicherte Rauchgaseinspritzung zur Kohlenwasserstoffgewinnung |
| EP1935969A1 (de) * | 2006-12-18 | 2008-06-25 | Diamond QC Technologies Inc. | Mehrfache polydisperse Kraftstoffemulsion |
| US20100314296A1 (en) * | 2009-01-29 | 2010-12-16 | Luis Pacheco | Pipelining of oil in emulsion form |
| US20110277376A1 (en) * | 2009-02-04 | 2011-11-17 | Archer-Daniels-Midland Company | Incorporation of biologically derived carbon into petroleum products |
| US20130118598A1 (en) * | 2011-11-11 | 2013-05-16 | Intevep, S.A. | Formation and breaking of emulsion using low molecular weight amine |
| US9611422B2 (en) * | 2014-05-29 | 2017-04-04 | Baker Hughes Incorporated | Methods of obtaining hydrocarbons using suspensions including organic bases |
| US9550937B2 (en) * | 2014-07-31 | 2017-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Methods and compositions for decreasing the viscosity of hydrocarbon-based fluids during refining |
| CN107747220A (zh) * | 2017-10-23 | 2018-03-02 | 江门市润祥纺织科技有限公司 | 芥酸酰胺丙基羟基磺酸甜菜碱纺织乳液及其制备方法 |
Family Cites Families (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB974042A (en) * | 1960-12-12 | 1964-11-04 | Exxon Research Engineering Co | Emulsion fuels |
| US3519006A (en) * | 1966-12-05 | 1970-07-07 | Ralph Simon | Pipelining oil/water mixtures |
| US3380531A (en) * | 1967-05-18 | 1968-04-30 | Chevron Res | Method of pumping viscous crude |
| US3467195A (en) * | 1968-04-25 | 1969-09-16 | Chevron Res | Pumping viscous crude |
| BE791231Q (fr) * | 1968-11-04 | 1973-03-01 | Continental Oil Co | Agents de dispersion des huiles repandues |
| US3876391A (en) * | 1969-02-28 | 1975-04-08 | Texaco Inc | Process of preparing novel micro emulsions |
| US3700031A (en) * | 1970-06-18 | 1972-10-24 | Germer Stringer Corp | Secondary recovery and well stimulation, solutions, and methods of use |
| US4002435A (en) * | 1971-11-17 | 1977-01-11 | Wenzel Edward C | Clear and stable liquid fuel compositions for internal combustion engines |
| FR2172795B1 (de) * | 1972-02-22 | 1974-08-02 | Fusey Pierre | |
| US3807932A (en) * | 1973-04-17 | 1974-04-30 | J Dewald | Method and apparatus for combustion of oil |
| GB1438352A (en) * | 1973-08-23 | 1976-06-03 | Svenska Utvecklings Ab | Fuel composition with increased octane number |
| US3902869A (en) * | 1973-08-24 | 1975-09-02 | Svenska Utvecklings Ab | Fuel composition with increased octane number |
| GB1484153A (en) * | 1973-12-03 | 1977-09-01 | Texaco Development Corp | Micellar dispersions with tolerance for extreme water hardness for use in petroleum recovery |
| GB1396088A (en) * | 1973-12-28 | 1975-05-29 | Texaco Development Corp | Secondary recovery process using surfactant mixtures |
| US3943954A (en) * | 1974-04-29 | 1976-03-16 | Texaco Inc. | Pipeline transportation of viscous hydrocarbons |
| US4084940A (en) * | 1974-12-23 | 1978-04-18 | Petrolite Corporation | Emulsions of enhanced ignitibility |
| US4158551A (en) * | 1975-01-27 | 1979-06-19 | Feuerman Arnold I | Gasoline-water emulsion |
| US4008038A (en) * | 1975-09-10 | 1977-02-15 | Columbia Technical Corporation | Fuel conditioning apparatus and method |
| US4046519A (en) * | 1975-10-31 | 1977-09-06 | Mobil Oil Corporation | Novel microemulsions |
| US4099537A (en) * | 1976-03-08 | 1978-07-11 | Texaco Inc. | Method for transportation of viscous hydrocarbons by pipeline |
| US4108193A (en) * | 1976-03-08 | 1978-08-22 | Texaco Inc. | Pipeline method for transporting viscous hydrocarbons |
| US4392865A (en) * | 1977-02-23 | 1983-07-12 | Lanko, Inc. | Hydrocarbon-water fuels, emulsions, slurries and other particulate mixtures |
| US4162143A (en) * | 1978-03-13 | 1979-07-24 | Ici Americas Inc. | Emulsifier blend and aqueous fuel oil emulsions |
| FR2468402B2 (fr) * | 1978-11-13 | 1983-11-04 | Elf Aquitaine | Microemulsions aqueuses de substances organiques |
| US4512774A (en) * | 1978-12-27 | 1985-04-23 | Calgon Corporation | Residual fuel oil conditioners containing metal salts in aqueous solution |
| US4239052A (en) * | 1979-02-21 | 1980-12-16 | Conoco, Inc. | Method of transporting viscous hydrocarbons |
| SE447392B (sv) * | 1979-06-29 | 1986-11-10 | Berol Kemi Ab | Emulsion av vatten i en mineralolja samt emulgeringsmedlet |
| US4416610A (en) * | 1980-03-14 | 1983-11-22 | Hydroil, Inc. | Water-in-oil emulsifier and oil-burner boiler system incorporating such emulsifier |
| DE3170092D1 (en) * | 1980-04-03 | 1985-05-30 | Exxon Research Engineering Co | Polymer microemulsion complexes and their use for the enhanced recovery of oil |
| NL8005581A (nl) * | 1980-10-09 | 1982-05-03 | Stamicarbon | Helder vloeibaar brandstofmengsel voor verbrandingsmotoren. |
| US4477258A (en) * | 1980-10-30 | 1984-10-16 | Labofina, S.A. | Diesel fuel compositions and process for their production |
| US4445908A (en) * | 1980-12-01 | 1984-05-01 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Extracting alcohols from aqueous solutions |
| US4379490A (en) * | 1981-04-22 | 1983-04-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for removal of asphaltene depositions with amine-activated disulfide oil |
| US4382802A (en) * | 1981-06-02 | 1983-05-10 | K-V Pharmaceutical Company | Fire starters |
| GB2178779B (en) * | 1981-08-31 | 1988-07-20 | Uop Inc | Enhancing residual oil recovery from subterranean deposits |
| US4488866A (en) * | 1982-08-03 | 1984-12-18 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for burning high nitrogen-high sulfur fuels |
| JPS59184280A (ja) * | 1983-04-04 | 1984-10-19 | Lion Corp | 石油回収用ミセル溶液 |
| US4570656A (en) * | 1983-05-05 | 1986-02-18 | Petrolite Corporation | Method of transporting viscous hydrocarbons |
| US4684372A (en) * | 1983-11-02 | 1987-08-04 | Petroleum Fermentations N.V. | Combustion of viscous hydrocarbons |
| US4618348A (en) * | 1983-11-02 | 1986-10-21 | Petroleum Fermentations N.V. | Combustion of viscous hydrocarbons |
| GB8404347D0 (en) * | 1984-02-18 | 1984-03-21 | British Petroleum Co Plc | Preparation of emulsions |
| US4627458A (en) * | 1984-03-02 | 1986-12-09 | Occidental Petroleum Corporation | One-step process for transforming a water-in-oil emulsion into an oil-in-water emulsion |
| CA1274089A (en) * | 1984-04-12 | 1990-09-18 | Ignacio Layrisse | Preparation of crude oil emulsions |
| US4666457A (en) * | 1984-09-24 | 1987-05-19 | Petroleum Fermentations N.V. | Method for reducing emissions utilizing pre-atomized fuels |
| US4801304A (en) * | 1986-06-17 | 1989-01-31 | Intevep, S.A. | Process for the production and burning of a natural-emulsified liquid fuel |
-
1987
- 1987-09-11 US US07/096,643 patent/US4795478A/en not_active Expired - Lifetime
-
1988
- 1988-07-05 DK DK198803744A patent/DK174446B1/da not_active IP Right Cessation
- 1988-07-19 NL NL8801832A patent/NL8801832A/nl active Search and Examination
- 1988-07-25 GB GB8817679A patent/GB2209762B/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-08-15 CA CA000574768A patent/CA1318216C/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-09-07 DE DE3830380A patent/DE3830380A1/de active Granted
- 1988-09-08 IT IT67800/88A patent/IT1223807B/it active
- 1988-09-08 ES ES8802757A patent/ES2013798A6/es not_active Expired - Fee Related
- 1988-09-08 BE BE8801032A patent/BE1001683A4/fr not_active IP Right Cessation
- 1988-09-08 FR FR888811756A patent/FR2620352B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1988-09-12 BR BR8804753A patent/BR8804753A/pt not_active IP Right Cessation
-
1989
- 1989-02-02 FR FR898901334A patent/FR2624760B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1990
- 1990-03-12 GB GB9005477A patent/GB2231058A/en not_active Withdrawn
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE3830380A1 (de) | 1989-03-23 |
| BE1001683A4 (fr) | 1990-02-06 |
| CA1318216C (en) | 1993-05-25 |
| FR2620352A1 (fr) | 1989-03-17 |
| NL8801832A (nl) | 1989-04-03 |
| GB8817679D0 (en) | 1988-09-01 |
| IT1223807B (it) | 1990-09-29 |
| US4795478A (en) | 1989-01-03 |
| DK374488D0 (da) | 1988-07-05 |
| GB2209762A (en) | 1989-05-24 |
| FR2624760A1 (fr) | 1989-06-23 |
| DK174446B1 (da) | 2003-03-17 |
| GB2209762B (en) | 1992-05-20 |
| BR8804753A (pt) | 1989-04-25 |
| ES2013798A6 (es) | 1990-06-01 |
| FR2624760B1 (fr) | 1990-11-30 |
| GB9005477D0 (en) | 1990-05-09 |
| GB2231058A (en) | 1990-11-07 |
| DK374488A (da) | 1989-03-12 |
| IT8867800A0 (it) | 1988-09-08 |
| FR2620352B1 (fr) | 1991-05-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE3830380C2 (de) | ||
| DE3720216C2 (de) | ||
| DE19546515C2 (de) | Verfahren zum Bilden von stabilen bimodalen Emulsionen | |
| DE4345040A1 (de) | Emulsion eines viskosen Kohlenwasserstoffes sowie Verfahren zu deren Herstellung | |
| DE4240396C2 (de) | Öl-in-Wasser-Emulsion und Verfahren zu ihrer Herstellung | |
| DE1506430C2 (de) | Verfahren zum Fördern von zähflüssigem Rohöl durch Rohrleitungen | |
| DE1644874B2 (de) | Verfahren zum Befördern von zähflüssigem Rohöl durch eine Rohrleitung | |
| WO2005012466A1 (de) | Mikroemulsionen und deren verwendung als kraftstoff | |
| US4923483A (en) | Viscous hydrocarbon-in-water emulsions | |
| DE3804834C2 (de) | ||
| DE3840212A1 (de) | Verfahren zur praeparation eines fluessigen brennstoffes | |
| DE69928847T2 (de) | Dieselmotorenbrennstoff und Verfahren zu dessen Herstellung, bestehend aus einer Wasser in viskosen Kohlenwasserstoff Emulsion | |
| DE2946277A1 (de) | Stabilisationsmittel fuer eine oel- wasser-mischung | |
| DE2917534A1 (de) | Verfahren zur gesteigerten erdoelgewinnung | |
| DE2757419A1 (de) | Verfahren und vorrichtung zum aufbereiten von rueckstandsoel fuer die verwendung in einer gasturbine | |
| DE4012336A1 (de) | Verfahren zum praeparieren einer kohlenwasserstoff-in-wasser-emulsion aus rohoel oder bitumen sowie damit hergestellte kohlenwasserstoff-in-wasser-emulsion | |
| DE112016002261T5 (de) | Umkehremulsionen für die Kavitätssteuerung | |
| DE3841456A1 (de) | Verfahren und anlage zum herstellen eines brennstoffes in form einer kohlenwasserstoff-in-wasser-emulsion | |
| DE2526593A1 (de) | Zusatzmittel fuer gasturbinenbrennstoffe und dieses enthaltender brennstoff | |
| KR900005084B1 (ko) | 점성 수중(水中)탄화수소 에멀젼 | |
| DE2033961C3 (de) | Verfahren zum Entschwefeln von sauren Raffinationsrückständen | |
| DE60214687T2 (de) | Verfahren zur Verbrennung einer Dispersion von Schwerölrückständen in Wasser | |
| DE2713067C2 (de) | Dextrinhaltige Öl-Wasser-Emulsion für Brennstoffzwecke | |
| KR900004547B1 (ko) | 천연유화 액체연료의 제조 및 연소방법 | |
| CA1326432C (en) | Viscous hydrocarbon-in-water emulsions |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| OP8 | Request for examination as to paragraph 44 patent law | ||
| D2 | Grant after examination | ||
| 8364 | No opposition during term of opposition | ||
| 8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |