ES2901141T3 - Sustancia para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua y método de utilización de la misma (variantes) - Google Patents

Sustancia para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua y método de utilización de la misma (variantes) Download PDF

Info

Publication number
ES2901141T3
ES2901141T3 ES15807355T ES15807355T ES2901141T3 ES 2901141 T3 ES2901141 T3 ES 2901141T3 ES 15807355 T ES15807355 T ES 15807355T ES 15807355 T ES15807355 T ES 15807355T ES 2901141 T3 ES2901141 T3 ES 2901141T3
Authority
ES
Spain
Prior art keywords
oil
microgels
biodegradable
polysaccharide
water
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.)
Active
Application number
ES15807355T
Other languages
English (en)
Inventor
Andrey Aleksandrovich Elagin
Maksim Anatolevich Mironov
Ilya Dmitrievich Shulepov
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Biomicrogels UK Ltd
Original Assignee
Biomicrogels UK Ltd
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Biomicrogels UK Ltd filed Critical Biomicrogels UK Ltd
Application granted granted Critical
Publication of ES2901141T3 publication Critical patent/ES2901141T3/es
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/28—Treatment of water, waste water, or sewage by sorption
    • C02F1/286—Treatment of water, waste water, or sewage by sorption using natural organic sorbents or derivatives thereof
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/22—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising organic material
    • B01J20/24—Naturally occurring macromolecular compounds, e.g. humic acids or their derivatives
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28002—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their physical properties
    • B01J20/28004—Sorbent size or size distribution, e.g. particle size
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28002—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their physical properties
    • B01J20/28004—Sorbent size or size distribution, e.g. particle size
    • B01J20/28007—Sorbent size or size distribution, e.g. particle size with size in the range 1-100 nanometers, e.g. nanosized particles, nanofibers, nanotubes, nanowires or the like
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28014—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their form
    • B01J20/28016—Particle form
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/28—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties
    • B01J20/28014—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof characterised by their form or physical properties characterised by their form
    • B01J20/28047—Gels
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/40—Devices for separating or removing fatty or oily substances or similar floating material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
    • C02F1/54—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities using organic material
    • C02F1/56—Macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K3/00—Materials not provided for elsewhere
    • C09K3/32—Materials not provided for elsewhere for absorbing liquids to remove pollution, e.g. oil, gasoline, fat
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B15/00—Cleaning or keeping clear the surface of open water; Apparatus therefor
    • E02B15/04—Devices for cleaning or keeping clear the surface of open water from oil or like floating materials by separating or removing these materials
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2101/00—Nature of the contaminant
    • C02F2101/30—Organic compounds
    • C02F2101/32—Hydrocarbons, e.g. oil
    • 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
    • Y02A20/00—Water conservation; Efficient water supply; Efficient water use
    • Y02A20/20—Controlling water pollution; Waste water treatment
    • Y02A20/204—Keeping clear the surface of open water from oil spills

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Nanotechnology (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Materials Applied To Surfaces To Minimize Adherence Of Mist Or Water (AREA)
  • Water Treatment By Sorption (AREA)
  • Removal Of Floating Material (AREA)
  • Cosmetics (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)

Abstract

Material para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua, que contiene un polímero natural, caracterizado porque además incluye un material tensioactivo biodegradable en forma de solución acuosa con una concentración mínima de 0,1 g/l, el polímero natural representa microgeles de polisacárido de 20.000-200.000 Daltons y un tamaño de partícula dentro del intervalo de 50-600 nm en forma de una solución acuosa con una concentración de al menos 0,2 g/l, mientras que la relación entre los microgeles de polisacárido y el material tensioactivo biodegradable está en el intervalo de 12:1 a 2:1.

Description

DESCRIPCIÓN
Sustancia para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua y método de utilización de la misma (variantes)
Este grupo de invenciones se refiere a la química orgánica y puede utilizarse para separar películas de gasolina, petróleos minerales, petróleo negro, hidrocarburos y otros productos del petróleo para limpiar la superficie del agua, así como para limpiar corrientes de agua natural contaminadas con petróleo o productos del petróleo. En particular, está relacionado con un material y un método para recolectar petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua y un método para separar el petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua.
Existe un material para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua en caso de un derrame de emergencia. Este material presenta un agente sorbente: lignina de hidrólisis de 8-15% de humedad (Patente RU 2033389, C02F1/40, E02B15/04, 15.07.1991). El inconveniente de este material es su alto índice de consumo en el tratamiento de películas delgadas de petróleo para recogerlas de la superficie del agua.
El prototipo seleccionado fue un material para la sorción de petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua o del suelo. Este material presenta un sorbente a base de cloruro de polivinilo y que contiene los siguientes agentes de sorción: poliestireno, polipropileno, polietileno, sus copolímeros en cualquier proporción molecular, con polidispersidad de partículas en el intervalo de 5-200 pm (Solicitud de invención Ru 94030825, IPC E02B15/04, C02F1/28, 18.08.1994).
El inconveniente de este material prototipo es que no se descompone en condiciones naturales y presenta un peligro para los organismos vivos durante la recolección de petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua.
El inconveniente común de todos los materiales conocidos es la dificultad de depositarlos sobre la superficie de grandes manchas de petróleo sin pérdidas significativas de estos materiales durante su utilización para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua. Además, estos materiales permanecen en la columna de agua durante el proceso de limpieza, causando daños al medio ambiente y tienen propiedades de baja actividad superficial.
Existe un método conocido para recolectar petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua durante derrames de emergencia, que incluye recubrir una mancha de petróleo de manera uniforme con un sorbente a base de desechos de procesamiento de madera, absorción de petróleo o productos del petróleo, luego retirar la capa así producida de la superficie del agua utilizando medios mecánicos. Para hacer el método más eficiente y económico, se utiliza lignina de hidrólisis de 8-15% de humedad como agente sorbente, a un caudal volumétrico de 15-35% en relación con el volumen del petróleo o productos del petróleo derramados [Patente RU 2033389, C02F1/40, E02B15/04, 15.07.1991].
Los inconvenientes de este método son las dificultades para recubrir una mancha de petróleo con un sorbente y la alta tasa de consumo del sorbente durante el tratamiento de películas delgadas de petróleo.
Existe otro método conocido para eliminar los derrames de hidrocarburos de la superficie del agua. Este método incluye rociar la película de petróleo con un absorbente ferromagnético y luego recogerlo junto con el petróleo. La mezcla de petróleo, agua y sorbente extraída de la superficie del agua se bombea luego a través de un dispositivo magnetizador, que incluye placas magnéticas recubiertas con una película de baja fricción, luego a través de un turbulador, donde tiene lugar la coagulación de las partículas ferromagnéticas del absorbente. Cuando se completa este proceso, los aglomerados junto con el petróleo se separan del agua (Patente RU 2466238, E02B15/04, C02F1/48, 12.05.2011).
El inconveniente de este método es su complejidad y su dependencia de un equipo especial para extraer petróleo de la superficie del agua.
El método para la sorción de petróleo o sus productos de la superficie del agua o del suelo seleccionado como prototipo para la presente invención incluye rociar el sorbente a base de cloruro de polivinilo, luego recolectar el petróleo, mientras que el sorbente usado representa poliestireno, polipropileno, polietileno o sus copolímeros en cualquier proporción molecular, con un intervalo de tamaño de partícula de 5-200 pm [Solicitud de patente RU 94030825, IPC E02B15/04, C02F1/28, 18.08.1994]. El uso de estos sorbentes mejora la eficacia y selectividad de la sorción.
El inconveniente de este método es la pérdida de partículas finas, arrastradas por el flujo de aire, lo que da como resultado una contaminación secundaria del medio ambiente debido al hecho de que los polímeros anteriores no se descomponen en condiciones ambientales y son un peligro para la naturaleza viva.
Otro ejemplo de un método conocido de la técnica anterior se describe en la patente CA2876623. Otro inconveniente general para todos los métodos existentes es el uso de sorbentes sólidos, el recubrimiento con el que se hace difícil un gran derrame de petróleo, provocando pérdidas significativas del sorbente. Además, los agentes utilizados en el proceso de recolección de petróleo permanecen en la columna de agua y tienen un efecto negativo sobre el medio ambiente y sus propiedades como agentes tensioactivos son bajas.
El presente grupo de invenciones tiene como objetivo mejorar la eficacia de la separación de petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua, al mismo tiempo que hace que este proceso sea más seguro para el medio ambiente.
El resultado tecnológico, al que apunta este grupo de invenciones, es disminuir el consumo específico de los agentes utilizados en el proceso de recogida de petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua, mejorar la actividad superficial de los agentes y reducir la cantidad de residuo de estos agentes en el agua.
La esencia del material propuesto es la siguiente.
El material para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua incluye un polímero natural. A diferencia del prototipo, la presente invención también incluye un material tensioactivo biodegradable en forma de solución acuosa con una concentración de al menos 0,1 g/l. El polímero natural representa geles de polisacáridos con una masa de 20.000-200.000 Daltons y tamaño de partícula de 50-600 nm en forma de una solución acuosa con una concentración de al menos 0,2 g/l, mientras que la relación de geles de polisacáridos con respecto al material activo biodegradable de la superficie debe estar en el intervalo de 12:1 a 2:1.
La esencia del método propuesto, de acuerdo con la Versión 1, es la siguiente.
El método de recolección de petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua, en la primera versión, incluye tratar la superficie de la película de petróleo o productos del petróleo con un agente que contiene polímero natural y luego recolectar su producto de interacción. A diferencia del prototipo, la superficie de la película de petróleo o productos del petróleo se trata con un agente, que representa geles de polisacárido con una masa de 20.000-200.000 Daltons y tamaño de partícula de 50-600 nm, en forma de solución acuosa con un concentración mínima de 0,2 g/l. Antes o después de la aspersión del agente, toda la película de petróleo o productos del petróleo o sus partes se trata con un agente tensioactivo biodegradable en forma de una solución acuosa con una concentración de al menos 0,1 g/l.
En la Versión 1, un material tensioactivo biodegradable se puede aplicar a toda la superficie de una película de petróleo o productos del petróleo, o en su centro, a lo largo de su contorno, o en cualquier parte. Es preferible aplicar un material tensioactivo biodegradable a lo largo del contorno de la película.
La Versión 2 del método propuesto incluye las siguientes etapas.
La recolección de petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua incluye tratar la superficie de la película de petróleo o productos del petróleo con un agente que contiene polímero natural y luego desnatar su producto de interacción. A diferencia del prototipo, el método propuesto tiene la superficie de la película de petróleo o productos del petróleo tratada con un agente que representa geles de polisacáridos de masa de 20.000-200.000 Dalton y tamaño de partícula de 50-600 nm, en forma de una solución acuosa de al menos una concentración de 0,2 g/l, mezclada previamente con un material tensioactivo biodegradable en forma de una solución acuosa de concentración mínima de 0,1 g/l, teniendo en cuenta que la relación final de microgeles de polisacárido con respecto al material tensioactivo biodegradable debe ser de 12:1 a 2:1.
Los microgeles representan partículas poliméricas coloidales ramificadas de 0,01-1 pm, capaces de hincharse en disolventes debido a la repulsión electrostática o estérica entre grupos cargados. Se forman por polimerización direccional de monómeros o por neutralización iniciada por pH de soluciones de polímeros sintéticos o naturales que portan grupos carboxilo o amino. Los microgeles de polisacáridos utilizados en este grupo de invenciones incluyen soluciones coloidales de polisacáridos naturales: carboximetilcelulosa poco sustituida (< 40%) o sus sales formadas con aminas alifáticas (butilamina, bencilamina, etilendiamina, hexametilendiamina), quitosano desacetilado al 90-97%; materiales de pectina con menos del 25% de grupos metoxi residuales. La masa molecular de los productos puede variar entre 20.000 y 200.000 Dalton): los derivados de polisacáridos de alto peso molecular (más de 200.000 Dalton) y de bajo peso molecular (menos de 20.000 Dalton) no son adecuados para esta tecnología. Los geles de polisacáridos utilizados en este método se pueden producir mediante asociación física o unión química. La unión química de cadenas poliméricas de polisacáridos se emplea para producir geles de polisacáridos más estables durante largos periodos de tiempo, con el uso de anhídridos y éteres activados de ácidos dicarbónicos, diisocianuros u otros agentes de unión. Es preferible mantener el diámetro de las partículas unidas químicamente de un microgel de polisacárido dentro de 50-600 nm. Los experimentos muestran que la concentración más baja de geles de polisacáridos en el agente no debe ser inferior a 0,2 g/l. El uso de soluciones de mayor concentración, si bien garantiza el resultado deseado, se traduce en un mayor consumo de microgeles de polisacáridos.
En este grupo de invenciones se utilizaron materiales biodegradables porque garantizan la seguridad ecológica de esta tecnología. Ejemplos de materiales tensioactivos biodegradables son derivados de acetales cíclicos, alquilglucósidos, éteres complejos de colinas y ácidos grasos, éteres de betaína y éteres de fosfato de alcoholes grasos. La concentración más baja del agente tensioactivo en solución acuosa debe ser tal que asegure la contracción de la película de petróleo o de productos del petróleo, y debe reducir el área de la superficie de un derrame de petróleo o productos del petróleo. Esa capacidad depende de la tensión superficial en la interfaz aire-agua. Los experimentos muestran que la mayoría de los agentes tensioactivos acumulan una película de petróleo o de productos del petróleo cuando su concentración en una solución acuosa no es inferior a 0,1 g/l.
El grupo de invenciones propuesto se puede utilizar para recoger cualquier tipo de petróleo, inmiscible con petróleo y de mayor densidad que el agua. Este tipo de petróleos forman películas sobre la superficie del agua, que pueden recogerse utilizando el grupo de invenciones propuesto. Desde el punto de vista práctico, este grupo de invenciones es muy prometedor para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua.
Utilizando la Versión 2 y el material propuesto junto con microgeles basados en carbometilcelulosa, es preferible utilizar agentes tensioactivos biodegradables aniónicos o catiónicos. Cuando el material propuesto se usa en combinación con quitosano, es preferible usar agentes tensioactivos biodegradables catiónicos, mientras que su uso en combinación con materiales de pectina hace que los agentes tensioactivos biodegradables no iónicos o aniónicos sean preferibles.
Los dos métodos propuestos tienen como objetivo recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua para producir resultados tecnológicos más o menos idénticos, y ambos utilizan el mismo principio.
La aplicación combinada de microgeles de polisacáridos y materiales tensioactivos para recolectar petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua asegura la contracción de la película de petróleo o productos del petróleo, reduciendo así su área superficial y, simultáneamente, la encapsulación de petróleo o productos del petróleo, evitando así su segunda dispersión en la superficie del agua. En consecuencia, el uso de un microgel de polisacáridos junto con un agente tensioactivo produce un efecto sinérgico. Los materiales tensioactivos poseen una alta afinidad por la interfaz de fase y reducen la tensión superficial en la interfaz agua-aire, mientras que los microgeles de polisacárido tienen una alta afinidad por el petróleo y los productos del petróleo, lo que da como resultado la formación de una película viscosa en su superficie. Estos efectos juntos producen gotas estables de petróleo o productos del petróleo y de sus aglomerados en la superficie del agua, que forman una masa gelatinosa, que se puede separar y eliminar de la superficie del agua. En consecuencia, se han mejorado las propiedades tensioactivas de los agentes usados para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua, al mismo tiempo que se ha reducido el consumo específico de microgeles de polisacáridos y materiales tensioactivos biodegradables. Esto mejora la efectividad de la recolección de petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua. El uso de microgeles de polisacáridos sin agentes tensioactivos o el uso de agentes tensioactivos sin microgeles de polisacáridos es menos eficaz porque la aspersión solo con microgeles de polisacáridos no produce la contracción de las películas de petróleo, mientras que el uso de materiales tensioactivos por sí solos da como resultado que las lentes y las gotas comiencen a esparcirse dentro de los 10-15 minutos posteriores a la aplicación debido a que la concentración de agentes tensioactivos en la superficie del agua cae y se produce su interacción con el petróleo.
La relación entre los microgeles de polisacárido y el agente tensioactivo biodegradable debe mantenerse en el intervalo de 12:1 a 2:1. El límite superior de la relación entre los microgeles de polisacárido y el material tensioactivo biodegradable en la mezcla se define por la necesidad de unir el agente tensioactivo con microgeles de polisacárido. Si la relación de los microgeles de polisacárido con respecto al material tensioactivo es superior a 2:1, el exceso de material tensioactivo se disolverá en el agua en forma de micelas y contaminará el medio ambiente. El límite inferior de la relación entre los microgeles de polisacárido y el material tensioactivo biodegradable en la mezcla se define por la necesidad de contraer la película de petróleo sobre la superficie del agua. Si la relación entre los microgeles de polisacárido y el material tensioactivo biodegradable en la solución cae por debajo de 12:1, entonces la eficacia del material tensioactivo disminuye, de modo que el área superficial de la película de petróleo no se reducirá significativamente.
Cada versión de los métodos propuestos incluye la aspersión con microgeles de polisacáridos y el agente tensioactivo o su mezcla, utilizando un dispositivo adecuado (una boquilla o un rociador) o aplicándolos en forma de espuma directamente sobre la superficie de una película de petróleo o productos del petróleo. Una vez que la película de petróleo o productos del petróleo ha sido tratada con microgeles de polisacáridos y materiales tensioactivos o con su mezcla, los límites de la película se pueden proteger rodeando con redes o barreras. La película de petróleo o productos petrolíferos también se puede proteger delimitando sus bordes con redes o barreras, previamente tratadas con microgeles de polisacáridos y/o agentes tensioactivos, cuyas propiedades se revelan inmediatamente cuando se introduce una red o una barrera flotante dentro del agua. Una vez tratada la película de petróleo o productos del petróleo con microgeles de polisacáridos y sustancias tensioactivas biodegradables, o con su mezcla, el petróleo o productos del petróleo se recogen con bombas, redes o separadores. Para esto se utilizan métodos estándar, pero su efectividad mejora porque el tratamiento con microgeles de polisacáridos encapsula el petróleo, no se esparcirá ni se pegará a la superficie de las herramientas.
El grupo de invenciones propuesto se caracteriza por algunas propiedades nuevas, con respecto a los prototipos, que traen consigo un nuevo resultado tecnológico: un consumo específico reducido de los agentes utilizados para la recolección de petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua, propiedades tensioactivas mejoradas de los agentes y la cantidad residual reducida de estos agentes en el agua.
La comparación del grupo de invenciones propuesto con los prototipos sugiere lo siguiente.
No se han utilizado previamente ni microgeles de polisacáridos ni sus mezclas con agentes tensioactivos para separar petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua.
El uso de agentes tensioactivos biodegradables junto con microgeles de polisacáridos evita la dispersión del petróleo en partículas pequeñas y su propagación a través del agua. Una cantidad reducida de los residuos de los reactivos usados que quedan en el agua hace que el proceso de recolección de petróleo sea más ecológicamente seguro. Además, las soluciones tecnológicas propuestas hacen que la recolección de petróleo o productos del petróleo sea más efectiva porque la película se contrae y el petróleo se encapsula al mismo tiempo.
El discurso anterior sugiere que las soluciones tecnológicas propuestas cumplen con el "criterio de invención".
Las soluciones tecnológicas propuestas se pueden utilizar con éxito para eliminar derrames de petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua. El material propuesto se puede fabricar y aplicar utilizando medios y métodos conocidos. Los métodos propuestos son aplicables a condiciones reales, utilizando materiales y sustancias conocidos. Esto sugiere que la solución propuesta cumple el criterio de "aplicabilidad industrial".
El material y los métodos propuestos pueden ilustrarse mediante los siguientes ejemplos de su aplicación concreta.
Ejemplo 1 (de acuerdo con la presente invención)
Se separa una película de petróleo crudo de la superficie del agua, utilizando un microgel asociado físicamente a base de quitosano y un material tensioactivo catiónico, ambos en forma de soluciones acuosas.
Se disolvió quitosano (1 g) con un nivel de desacetilación del 95% y un peso molecular de 60-200.000 Dalton en 1 litro de ácido clorhídrico 0,01 M. Se añadió una solución de hidróxido de sodio 0,05 M hasta pH = 7,5. Esta suspensión de microgel de quitosano se centrifugó para producir una suspensión concentrada (5 g/l), que se utilizó para tratar una película de petróleo. La película de petróleo se delineó en el depósito, usando una solución de palmitoilcolina rociando su solución acuosa de 0,1 g/l a lo largo del contorno de la película de petróleo. La superficie de la película de petróleo encoge las lentes y se forman grandes gotas en el centro de la película, que se trata con un microgel de quitosano (0,2 g/l). Aparecieron formaciones de gel en la superficie de las gotas de petróleo y se formaron aglomerados, que luego se separaron con una red de malla fina.
Ejemplo 2 (de acuerdo con la presente invención)
Separación de la película de crudo de la superficie del agua, utilizando un microgel asociado físicamente a base de sales de carboximetilcelulosa y material tensioactivo aniónico, ambos en forma de soluciones acuosas.
Se disolvió sal sódica de carboximetilcelulosa (20 g), nivel de sustitución del grupo carboximetilo del 15-50%, peso molecular 30.000-120.000 Dalton, en 1 litro de agua. Se añadió una solución concentrada de ácido clorhídrico a esa solución hasta pH = 3-4. La solución resultante del microgel de carboximetilcelulosa al 2% de concentración se diluyó diez veces con agua y se usó para aislar un derrame de petróleo. La película de petróleo en el depósito se delineó primero con una solución de éter fosfórico de alcohol cetílico rociando su solución de concentración de 3 g/l a lo largo del contorno de la película. Esto dio como resultado la contracción de la película y la formación de lentes y gotas grandes en el centro, que luego se trataron con un microgel de carboximetilcelulosa (0,2 g/l). Esto dio como resultado la aparición de un gel en la superficie de las gotas de petróleo y la formación de aglomerados de 2-3 cm de tamaño, que luego se recogieron con una malla fina.
Ejemplo 3 (de acuerdo con la presente invención)
Eliminación de una película de petróleo crudo de la superficie del agua, mediante un microgel ligado químicamente, a base de pectina y material tensioactivo no iónico, ambos en forma de soluciones acuosas.
Se disolvió pectina (5 g) de metoxilación al 1-25% y peso molecular de 20.000-100.000 Dalton en 1 litro de solución de hidróxido de sodio (2 g/l). A esa solución se le añadieron 2 g de clorhidrato de bencilamina y 200 mg de diisocianopropil piperazina. Una vez disueltas por completo, se añaden 3 ml de formalina y se deja esta solución durante 2 h bajo vigorosa agitación todo el tiempo. Esta solución de 0,5% de concentración se acidificó para producir una suspensión de mayor concentración (5 g/l), luego se alcalinizó nuevamente con hidróxido de sodio y se usó para separar una película de petróleo.
Se roció una suspensión de microgel de pectina (5 g/l) sobre la película de petróleo en el depósito. Aparecieron formaciones gelatinosas en la superficie de las gotas de petróleo, lo que resultó en la formación de grumos. Para obtener aglomerados más densos, se añadió estearil sacarosa (2 g/l) a esa solución. La superficie del derrame disminuye, se forman lentes y grandes bultos en el centro, que luego se recogen con una red de malla fina.
Ejemplo 4
Recolección de una película de petróleo crudo de la superficie del agua, utilizando una mezcla de soluciones acuosas de un microgel asociado físicamente a base de quitosano y un material tensioactivo aniónico.
Se disolvió quitosano (1 g) desacetilado al 95% y con un peso molecular de 60.000-200.000 Dalton en 1 litro de ácido clorhídrico 0,01 M. Esa solución se llevó a pH 7,5 añadiendo 0,05 M de solución de hidróxido de sodio.
Se añadió una solución de material tensioactivo (fosfato de cetilo) a una concentración de 0,1 g/l a esa suspensión de microgel de quitosano (1,2 g/l). La mezcla resultante se usó para tratar una película de petróleo. La relación entre los microgeles de polisacárido y los materiales tensioactivos en la mezcla final fue de 12:1. La mezcla se roció sobre la película de petróleo del depósito. La película se contrajo y aparecieron formaciones gelatinosas en la superficie de las gotas de petróleo, lo que resultó en la formación de aglomerados, que luego se recogieron con una red de malla fina.
Ejemplo 5
Se separó una película de petróleo crudo de la superficie del agua, usando una mezcla de soluciones acuosas de un microgel asociado físicamente a base de sales de carboximetilcelulosa y un material tensioactivo catiónico.
Se disolvió una sal sódica de carboximetilcelulosa (20 g) con grupos carboximetilcelulosa sustituidos al 15-50% y con un peso molecular de 30.000-120.000 Dalton en 1 litro de agua. Se añadió una solución concentrada de ácido clorhídrico a esa solución, llevando su pH a 3-4. La solución resultante de microgel de carboximetilcelulosa se diluyó diez veces hasta que se estableció una concentración de 0,6 g/l. A esta suspensión de microgel de carboximetilcelulosa se le añadió una solución acuosa de un material tensioactivo catiónico (palmitoilcolina) a una concentración de 0,1 g/l. Esta mezcla se utilizó para tratar una película de petróleo, mientras que la relación entre microgeles de polisacárido y materiales tensioactivos se convirtió en 6:1. Esta mezcla se roció sobre la película del depósito. La película de petróleo se contrajo y aparecieron formaciones gelatinosas en la superficie de las gotas de petróleo, lo que resultó en la formación de aglomerados de 2-3 cm de tamaño, que luego se recogieron con una malla fina.
Ejemplo 6
Recolección de una película de petróleo crudo de la superficie del agua, mediante una mezcla de soluciones acuosas de microgel asociadas físicamente a base de sales de carboximetilcelulosa y un material tensioactivo catiónico, aplicado en forma de espuma.
Se disolvió una sal sódica de carboximetilcelulosa (20 g) con sustitución de grupos carboximetilo del 15-50% y peso molecular de 30.000-120.000 Dalton en 1 litro de agua. Se utilizó una solución concentrada de ácido clorhídrico para llevar la solución a pH = 3-4. La solución final del microgel de carboximetilcelulosa se diluyó diez veces para obtener una concentración de 0,4 g/l. Se añadió un material tensioactivo catiónico (palmitoilcolina) al microgel de carboximetilcelulosa, llevándolo a una concentración de 0,2 g/l. Esta mezcla se usó para tratar una película de petróleo. La relación entre los microgeles de polisacárido y los materiales tensioactivos en la mezcla final fue de 2:1. Esta mezcla se aplicó en forma de espuma a lo largo del contorno de la película de petróleo en el depósito. La película se contrajo, se observaron formaciones gelatinosas en las gotas de petróleo, que luego se recogieron con una red de malla fina.
El grupo de invenciones propuesto puede resolver el problema asignado, produciendo los siguientes resultados tecnológicos: reducción del consumo específico de los agentes utilizados hasta 1-5 ml de solución por 1 m2 (10-25 veces menor que en los análogos más cercanos), aumento de 10 a 15 veces de las propiedades tensioactivas de los agentes utilizados y disminución de la cantidad residual de agentes en el agua a una concentración mínima, cuando los agentes no tienen ningún efecto negativo sobre el medio ambiente.

Claims (13)

REIVINDICACIONES
1. Material para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua, que contiene un polímero natural, caracterizado porque además incluye un material tensioactivo biodegradable en forma de solución acuosa con una concentración mínima de 0,1 g/l, el polímero natural representa microgeles de polisacárido de 20.000-200.000 Daltons y un tamaño de partícula dentro del intervalo de 50-600 nm en forma de una solución acuosa con una concentración de al menos 0,2 g/l, mientras que la relación entre los microgeles de polisacárido y el material tensioactivo biodegradable está en el intervalo de 12:1 a 2:1.
2. El material de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque los microgeles de polisacárido representan microgeles basados en carboximetilcelulosa, mientras que el material tensioactivo biodegradable representa un material biodegradable aniónico o catiónico.
3. El material de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque los microgeles de polisacárido representan microgeles basados en sustancias pectínicas, mientras que el material tensioactivo biodegradable representa materiales tensioactivos no ionogénicos o aniónicos.
4. El material de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque los microgeles de polisacáridos representan microgeles a base de quitosano, mientras que el material tensioactivo biodegradable representa un material tensioactivo biodegradable catiónico.
5. El método de recolección de petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua, que incluye el tratamiento de la superficie de la película de petróleo o productos del petróleo con un agente que contiene un polímero natural, seguido de la separación del producto de su interacción, caracterizado porque la superficie de la película de petróleo o productos del petróleo se trata con el agente, que representa microgeles de polisacárido de masa de 20.000-200.000 Dalton y tamaño de partícula de 50-600 nm en forma de una solución acuosa de al menos 0,2 g/l de concentración, en el que el agente se rocía, mientras que antes o después del rociado, la película de petróleo o productos del petróleo o su parte se trata con un material tensioactivo biodegradable en forma de una solución acuosa de concentración de 0,1 g/l, en la que la relación entre los microgeles de polisacárido y el material tensioactivo biodegradable se encuentran en el intervalo de 12:1 a 2:1.”
6. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque el material tensioactivo biodegradable se usa para tratar una película de petróleo o productos del petróleo a lo largo de su contorno.
7. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque los microgeles de polisacáridos representan microgeles basados en materiales de pectina.
8. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque los microgeles de polisacárido representan microgeles a base de quitosano.
9. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque los microgeles de polisacárido representan microgeles a base de carboximetilcelulosa.
10. El método para separar petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua, que incluye tratar la superficie de una película de petróleo o productos del petróleo con un agente que contiene un polímero natural, luego separar su producto de interacción, caracterizado porque la superficie de la película de petróleo o productos del petróleo se trata con un agente que representa microgeles de polisacáridos de masa de 20.000-200.000 Dalton y tamaño de partícula de 50-600 nm, en forma de una solución acuosa con una concentración de al menos 0,2 g/l, mezclado previamente con un material tensioactivo biodegradable en forma de una solución acuosa de al menos 0,1 g/l de concentración, y se continúa mezclando hasta que la relación entre los microgeles de polisacárido y el agente tensioactivo biodegradable se ajuste al intervalo de 12:1 a 2:1.
11. El método de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado porque los microgeles de polisacárido representan microgeles basados en carboximetilcelulosa, mientras que el material tensioactivo biodegradable representa un material tensioactivo biodegradable aniónico o catiónico.
12. El método de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado porque los microgeles de polisacáridos representan microgeles basados en sustancias pectínicas, mientras que el material tensioactivo biodegradable representa un material tensioactivo biodegradable no ionogénico o aniónico.
13. El método de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado porque los microgeles de polisacárido representan microgeles a base de quitosano, mientras que el material tensioactivo biodegradable representa un agente tensioactivo biodegradable catiónico.
ES15807355T 2014-06-11 2015-06-09 Sustancia para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua y método de utilización de la misma (variantes) Active ES2901141T3 (es)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014124090/13A RU2550425C1 (ru) 2014-06-11 2014-06-11 Способ сбора нефти или нефтепродуктов с поверхности воды (варианты)
PCT/RU2015/000358 WO2015190951A1 (ru) 2014-06-11 2015-06-09 Вещество для сбора нефти или нефтепродуктов с поверхности воды и способ его использования (варианты)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
ES2901141T3 true ES2901141T3 (es) 2022-03-21

Family

ID=53293980

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
ES15807355T Active ES2901141T3 (es) 2014-06-11 2015-06-09 Sustancia para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua y método de utilización de la misma (variantes)

Country Status (13)

Country Link
US (1) US10550301B2 (es)
EP (1) EP3156470B1 (es)
CA (1) CA2951633C (es)
DK (1) DK3156470T3 (es)
EA (1) EA031634B1 (es)
ES (1) ES2901141T3 (es)
HR (1) HRP20211964T1 (es)
HU (1) HUE057131T2 (es)
LT (1) LT3156470T (es)
PL (1) PL3156470T3 (es)
PT (1) PT3156470T (es)
RU (1) RU2550425C1 (es)
WO (1) WO2015190951A1 (es)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2628881C2 (ru) * 2015-12-17 2017-08-22 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Московский физико-технический институт (государственный университет)" Гидролизуемая кислотой композиция, включающая частицы микрогеля, для доставки лекарств в живые организмы и способ ее получения
EP3608391A4 (en) * 2017-04-03 2020-12-30 Onshestvo S Ogranichennoi Otvetstvennost'u "Biomicrogeli" USE OF POLYSACCHARIDE MICROGELS IN COMPOSITIONS OF DETERGENT AGENTS
RU2714115C2 (ru) * 2018-06-21 2020-02-11 Общество с ограниченной ответственностью "НПО БиоМикроГели" Применение микрогеля полисахарида при производстве растительного масла, реагенты на основе микрогеля полисахарида и способ производства растительного масла с их использованием
WO2021046493A1 (en) * 2019-09-06 2021-03-11 Texas A&M University Biocompatible oil herders and method of use

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU706329A1 (ru) * 1977-12-26 1979-12-30 Предприятие П/Я Г-4780 Способ очистки поверхности воды от нефти и нефтепродуктов
FR2486950B1 (fr) * 1980-07-15 1985-09-13 Inst Francais Du Petrole Suspensions stables de polymeres hydrosolubles et leur preparation
DE3518673C2 (de) * 1985-05-24 1994-08-11 Henkel Kgaa Leicht auflösbare Zubereitung kationischer Polymerer
US5039414A (en) * 1989-08-01 1991-08-13 Mueller Marc B Process for separating and/or recovering hydrocarbon oils from water using biodegradable absorbent sponges
RU2033389C1 (ru) 1991-07-15 1995-04-20 Александр Филиппович Надеин Способ сбора нефти и нефтепродуктов с водной поверхности при аварийных разливах
ZA931327B (en) * 1992-02-26 1994-08-25 Unilever Plc Water-continuous emulsions based on polysacharides
JPH06306656A (ja) * 1993-04-21 1994-11-01 Ito Kuroomu:Kk 洗浄方法
RU2093640C1 (ru) * 1994-08-18 1997-10-20 Зинаида Тихоновна Дмитриева Способ сорбции нефти или нефтепродуктов с поверхности воды
RU2158333C2 (ru) * 1998-08-18 2000-10-27 Научно-технический центр "Версия" Способ локализации нефтяного пятна на поверхности воды
US6846420B2 (en) * 2002-12-19 2005-01-25 Halliburton Energy Services, Inc. Process for removing oil from solid materials recovered from a well bore
RU2466238C1 (ru) 2011-05-12 2012-11-10 Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговая компания "ИНКОМП-НЕФТЬ" Способ сбора с поверхности воды разливов нефти
RU2492905C1 (ru) * 2012-06-19 2013-09-20 Общество с ограниченной ответственностью "НПО БиоМикроГели" Способ разделения смесей двух несмешивающихся жидкостей типа масло-в-воде
RU2514645C1 (ru) * 2012-08-27 2014-04-27 Общество с ограниченной ответственностью "НПО БиоМикроГели" Способ локализации разливов нефти в водной среде
LT2862843T (lt) * 2012-06-19 2018-09-10 Obschestvo S Ogranichennoj Otvetsvennostyu "Npo Biomikrogeli" Polisacharido mikrogeliai, skirti vandens valymui nuo naftos ir naftos produktų ir jų (variantų) panaudojimo būdas

Also Published As

Publication number Publication date
CA2951633C (en) 2020-08-18
EP3156470A1 (en) 2017-04-19
HUE057131T2 (hu) 2022-04-28
EA201650061A1 (ru) 2017-05-31
PT3156470T (pt) 2021-12-21
US20170130110A1 (en) 2017-05-11
EP3156470A4 (en) 2017-12-13
RU2550425C1 (ru) 2015-05-10
HRP20211964T1 (hr) 2022-03-18
CA2951633A1 (en) 2015-12-17
LT3156470T (lt) 2022-01-10
WO2015190951A1 (ru) 2015-12-17
US10550301B2 (en) 2020-02-04
EA031634B1 (ru) 2019-01-31
EP3156470B1 (en) 2021-10-06
DK3156470T3 (da) 2022-01-03
PL3156470T3 (pl) 2022-02-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ES2901141T3 (es) Sustancia para recoger petróleo o productos del petróleo de la superficie del agua y método de utilización de la misma (variantes)
ES2883160T3 (es) Sustancia para remover aceites del suelo y superficies duras, y métodos para usar dicha sustancia
Paixão et al. Application of guar gum in brine clarification and oily water treatment
ES2334238T3 (es) Procedimiento para la produccion de microesferas de polisacarido reticulado ionicamente.
ES2681346T3 (es) Microgeles de polisacáridos para la eliminación del agua de petróleo, productos derivados de petróleo y metales, y metodos para la aplicacion de estos materiales (variantes)
Escudero-Oñate et al. A review of chitosan-based materials for the removal of organic pollution from water and bioaugmentation
PE86198A1 (es) Composiciones polimericas secadas por pulverizacion y sus metodos
Chiappisi et al. Toward bioderived intelligent nanocarriers for controlled pollutant recovery and pH-sensitive binding
JP2018522132A5 (es)
CN103805141A (zh) 一种可提高雾滴与尘粒耦合沉降的促凝剂
CN105367715A (zh) 一种两亲型阳离子壳聚糖基磁性絮凝剂的制备方法
Lin et al. Development of an innovative capsule with three-dimension honeycomb architecture via one-step titration-gel method for the removal of methylene blue
CN104056607A (zh) 一种浒苔凝胶吸油材料及其制备方法
CN108179023A (zh) 一种稠油采出液反相破乳剂及其制备方法
Chen et al. Hydrophobic organogel sorbent and its coated porous substrates for efficient oil/water emulsion separation and effective spilled oil remediation
ES2958068T3 (es) Agentes secuestrantes, kits para los mismos y métodos de utilización de agentes secuestrantes y kits para los mismos
CN102627344A (zh) 一种聚合物驱油田污水处理方法
Jaros et al. Removal of heavy metal ions: copper, zinc and chromium from water on chitosan beads
US9556045B2 (en) Using polymer particles for oil recovery
CN102674588A (zh) 油田三元复合驱高聚采出水的处理方法
CN102897887A (zh) 一种含聚采油废水处理剂
CN104788611A (zh) 一种提高采收率用含二丙烯酰胺二甲基丙磺酸的稠化剂
Anh et al. Liquidation of oil spills using a sorbent based on chitosan
CN104058488A (zh) 基于聚乙烯胺的除藻方法
CN105967433A (zh) 一种重质石油乳化废水处理方法