NO162407B - Fremgangsmaate for gjenopploesning av en emulsjon av olje og vann. - Google Patents
Fremgangsmaate for gjenopploesning av en emulsjon av olje og vann. Download PDFInfo
- Publication number
- NO162407B NO162407B NO844197A NO844197A NO162407B NO 162407 B NO162407 B NO 162407B NO 844197 A NO844197 A NO 844197A NO 844197 A NO844197 A NO 844197A NO 162407 B NO162407 B NO 162407B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- emulsion
- range
- oil
- demulsifier
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 47
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 18
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 9
- 229920000233 poly(alkylene oxides) Polymers 0.000 claims description 9
- -1 polysiloxane groups Polymers 0.000 claims description 7
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 claims description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 5
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims description 5
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 29
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 6
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 3
- XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N allyl alcohol Chemical compound OCC=C XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 3
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 3
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ACIAHEMYLLBZOI-ZZXKWVIFSA-N Unsaturated alcohol Chemical compound CC\C(CO)=C/C ACIAHEMYLLBZOI-ZZXKWVIFSA-N 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical class [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003109 Karl Fischer titration Methods 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 229910007161 Si(CH3)3 Inorganic materials 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical group [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 238000005367 electrostatic precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G77/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a linkage containing silicon with or without sulfur, nitrogen, oxygen or carbon in the main chain of the macromolecule
- C08G77/42—Block-or graft-polymers containing polysiloxane sequences
- C08G77/46—Block-or graft-polymers containing polysiloxane sequences containing polyether sequences
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/04—Breaking emulsions
- B01D17/047—Breaking emulsions with separation aids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/04—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with chemical means
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for gjenoppløsning av en emulsjon av olje og vann.
Et petroleumreservoar består av et passende tilformet, porøst lag av bergartmateriale som er forseglet med et ugjennom-trengelig bergartmateriale. Beskaffenheten av reservoar-bergartmaterialet er meget viktig ettersom oljen er til stede i de små mellomrommene eller porene som separerer de individuelle bergartkornene. Sandsten og kalksten er vanligvis porøst, og disse er hovedsakelig de mest vanlige typer av reservoar-bergarter. Porøse bergarter kan noen ganger også inneholde frakturer eller sprekker som vil øke reservoarets oljelagringskapasitet.
Råolje finnes vanligvis i et reservoar i forbindelse med salt-vann og gass. Oljen og gassen opptar den øvre delen av reservoaret og under kan det være betydelig volum vann som forløper gjennom de nedre nivåer i bergartmaterial^t. Denne vannbærende seksjon av reservoaret, som er under trykk, er kjent som "aquifer".
Råoljer oppnådd fra store produserende felter, hvori de oljebaerende lag strekker seg ned til betydelige dybder, har generelt lave saltinnhold, spesielt under de tidlige pro-duksjonstrinn når lite, om noe i det hele tatt, vann koproduseres. Dette er fordi det er mulig å lokalisere brønnene tilstrekkelig høyt over olje/vann-grenseflaten.
Etter hvert som reservoaret blir tappet, stiger imidlertid grenseflaten i reservoaret, og ved et trinn vil vann bli koprodusert sammen med oljen. Det tidspunkt når dette opp-står, avhenger av plasseringen av brønnen. Når f.eks.
brønner er beliggende ved reservoarets periferi, vil det såkalte vanngjennombrudd oppstå tidligere enn for brønner som er beliggende ved reservoarets sentrum. I de siste trinn av et reservoars levetid er produksjon av vann ofte
uunngålig, særlig dersom et vann-oversvømmingssystem er i operasjon.
Når et oljereservoar er tynt, og olje/vann-grenseflaten er
nær bunnen av produksjonsbrønnene, er det vanskelig å
unngå produksjon av vann sammen med råoljen fra begynnelsen av.
Vann som kommer inn i en produksjonsbrønn, brytes opp i
små perler eller kuler på sin vei til overflaten ved hjelp av agitasjon, hvilket resulterer fra frigjøringen av gass fra oppløsning. Blandingen av vann og olje utsettes også for en høy grad av turbulens idet den strømmer gjennom brønn-røret og spesielt idet den passerer gjennom brønnhode-struperen og andre produksjonshjelpemidler, slik som pumper. Disse virkninger danner en emulsjon hvori vanndråper er dispergert i hele råoljefasen. Blandegraden er den mest viktige faktoren som bestemmer størrelsen på de dispergerte dråpene,
og således i en viss grad emulsjonens stabilitet, fordi jo mindre dråpestørrelsen er, desto mer vanskelig er det å
bryte emulsjonen. Tilstedeværelsen av opprinnelig overflate-aktive midler i råoljen stabiliserer også emulsjonen ved at det dannes et stivt grenseflatelag som hindrer vann-dråpene i å komme i kontakt og koalescere med hverandre.-
Etter produksjon kan således råolje inneholde emulgert vann
som må fjernes. Virkningen av vannfjerning betegnes råolje-dehydratisering. Noen emulsjoner kan brytes ned ved hjelp av varme alene, men oftere er det nødvendig å til-
sette et overflateaktivt kjemisk stoff for å oppnå dette formål. Vanligligvis er anvendelsen av varme og/eller kjemikalium tilstrekkelig til å redusere vanninnholdet, og mer viktig saltinnholdet, til et akseptabelt nivå, men noen ganger er det nødvendig å benytte elektrostatisk ut-felling.
En dehydratisert olje inneholder normalt mellom 0,1 og
1,0 volum-% vann. Dersom saltholdigheten i det gjenværende vann er høy, vil imidlertid saltinnholdet i råoljen også være høy (f.eks. mellom 300 og 1500 ppm), selv når slike lave vannmengder er til stede. Dette er uønsket fordi tilstedeværelsen av salt reduserer råoljens verdi, leder til korrosjon av rørledninger og behandlingsanlegg og forgifter noen katalysatorer.
Med de fleste råoljer er det nødvendig å fjerne saltet fra råoljen ved å vaske med ferskvann eller en vandig fase med lav saltholdighet, bibringe en grad av blanding for å
sikre tilstrekkelig kontakt mellom vann av høy saltholdighet i råoljen og vaskevann av lav saltholdighet, og deretter foreta separeringsprosessen for hvilken som helst av de ovenfor beskrevne måter. Denne fremgangsmåte betegnes råolje-avsalting.
De to prosessene med dehydratisering og avsalting kan begge utføres ved produksjonsstedet for oppnåelse av en råolje som har mindre enn 1% vann og 75 ppm salt. En ytterligere avsalting kan utføres etter at råoljen er mottatt i et raffineri .
Ved avsalting blir normalt en liten mengde (ca. 5% vol/vol) ferskvann eller vann med lav saltholdighet tilsatt til den dehydratiserte råoljen. Når dette er tilfelle, er ofte en høy blandegrad nødvendig for å indusere god kontakt mellom saltoppløsningsdråper, dråper uten saltinnhold eller lavt saltinnhold og tilsatt deemulgeringsmiddel. Følgelig er den dannede emulsjon meget stabil med en lav gjennom-snittlig dråpestørrelse. Emulsjonen kan imidlertid destabiliseres og, under antagelse av optimal blanding,
kan saltinnholdet reduseres til så lavt som ca. 6 ppm.
For å foreta avsalting til så lave nivåer er det imidlertid nødvendig å benytte betingelser med høy temperatur, et kjemisk demulgeringsmiddel og ofte elektrostatisk separe-ring.
Demulgeringsmidler omfatter vanligvis blandinger av over-flateaktive kjemikalier, f.eks. etoksylerte fenolharpikser,
i et bæreroppløsningsmiddel.
Britisk patent 1.281.108 beskriver en fremgangsmåte for bryting av en petroleumholdig emulsjon, hvorved et emulsjon--brytningsmiddel eller -spaltingsmiddel tilsettes til emulsjonen, idet emulsjon-spaltingsmiddelet er en polyalkylen-polysiloksan-blandet blokk-kopolymer hvori polyoksyalkylen-blokkene har en molekylvekt på 500-4000 og består av poly-oksyetylen- og polyoksypropylenblokker i et vektforhold fra 40:60 til 100:0, og hvor polysiloksanblokkene inneholder 3-50 silisiumatomer pr. blokk.
Man har nå oppdaget at polyoksyalkylen-polysiloksan-kopolymerer hvori polyoksyalkylensegmentene består av vilkårlige kopolymerer av etylenoksyd og propylenoksyd, er effektive demulgeringsmidler, og også at de under visse forhold er mer effektive enn tilsvarende materialer hvori polyoksyalkylensegmentene består av blokk-kopolymerer.
Ifølge foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebragt en fremgangsmåte for gjenoppløsning eller spalting av en emulsjon av olje og vann, og denne fremgangsmåte er kjennetegnet ved at man behandler emulsjonen med 1-500
<pp>m av en polysiloksan-polyalkylenoksyd-kopolymer med den generelle formel:
hvor x og y er tall i området 1-200, og summen av x og y ikke overskrider 250, og R er en vilkårlig kopolymergruppe
med den generelle formel:
hvor R<1> er en alkylengruppe inneholdende 3-10 karbonatomer, EO er en etylenoksydgruppe, PO er en propylenoksydgruppe, R'' er et hydrogenatom eller en hydrokarbongruppe inneholdende høyst 7 karbonatomer og m og n er tall i området 2-98 og 2-80, respektivt, og summen av m og n ikke overskrider 100.
x og y er fortrinnsvis i området 1-150; R<1> er en C^-gruppe, m og n er tall i området 3-50 og 3-40, respektivt, og R1 ' er metyl.
Polysiloksangruppene:
befinner seg fortrinnsvis ikke i blokker, men er vilkårlig beliggende derimellom.
Polyetergruppen R har fortrinnsvis en molekylvekt i området 200-5000, helst i området 200-2500, og inneholder fortrinnsvis etylenoksyd og propylenoksyd-enheter i et forhold m:n i området fra 1:10 til 10:1.
Polysiloksan-polyalkylenoksyd-kopolymerene kan fremstilles ved omsetning på kjent måte av et polysiloksan med den generelle formel: har den ovenfor angitte betydning, med en umettet polyéter med den generelle formel:
hvor EO, PO, R' ', m og n har den ovenfor- angitte betydning, og R'<1>' er den olefinisk umettede analogen til R'.
Den umettede polyeteren kan fremstilles ved tilsetning av
en blanding av etylenoksyd og propylenoksyd til en umettet alkohol eller eter. Oksydene tilsettes ikke trinnvis
eller sekvensmessig, fordi dette ville gi blokker.
F.eks. vil allylalkoholpolyeteren,
CH~ = CH-CH--0- (EO) (PO) R1' reagere med Si-H-bindingen for
2 2 m n 3
dannelse av en -Si-CH„ (CH0)„0(EO) (PO) R' '-binding. I prin-
2 2 2 mn
sippet kan R' være avledet fra en hvilken som helst umettet alkohol som kan adderes til ovennevnte Si-H-binding. Alkoholer inneholdende 3-10 karbonatomer pr. molekyl er egnet idet - allylalkohol er foretrukket.
Emulsjonen er fortrinnsvis av typen vann-i-olje, f.eks.
vann i en råolje eller en petroleumfraksjon.
Som nevnt er demulgeringsmiddel-konsentrasjonen i området 1-500, og er fortrinnsvis 2-20 ppm.
Emulsjonsspalting eller -bryting kan utføres ved en temperatur i området fra omgivelsestemperatur opp til 150°C.
Fremgangsmåten er anvendbar for både dehydratiserings- og avsaltingsprosesser som tidligere beskrevet. Temperaturer i området fra 35 til 80°C anvendes typisk for dehydratisering og fra 100 til 120°C for avsalting. Ved avsalting i et raffineri bør det foretas foranstaltninger for behandling av råoljer oppnådd fra forskjellige kilder.
Dette kan gi opphav til problemer når det anvendes konven-sjonelle demulgeringsmidler fordi et demulgeringsmiddel som er egnet for behandling av en råolje ofte er uegnet for bruk med en annen.
Polysiloksan-polyalkylenoksyd-kopolymerer hvori polyalkylen-oksydsegmentene inneholder vilkårlig kopolymeriserte etylenoksyd- og propylenoksyd-enheter er effektive over et bredt område av råoljer og operasjonsbetingelser.
Spesielt sammenlignet med lignende materialer hvori poly-alkylenoksydsegmentene inneholder blokker av etylenoksyd-enheter og propylenoksyd-enheter, er de mer effektive med henblikk på oppløsning av emulsjoner ved relativt lave temperaturer, f.eks. 30-45°C og ved oppløsning av emulsjoner som er vanskelige å spalte. I tillegg har de også en hurtigere virkning.
De kan anvendes i både tyngdekraft- og elektrostatiske metoder for spalting av emulsjoner.
Oppfinnelsen illustreres under henvisning til følgende eksempler.
Eksempel 1
En 10% vann-i-råolje-emulsjon ble fremstilt ved dispergering av forvarmet (30°C) vann i forvarmet (30°C) additivfri Forties-råolje under anvendelse av en "Ultraturrax"-
blander.
Emulsjonen hadde en størrelsesfordeling for dispergert fase
i området 2-5 0 ym i diameter.
Demulgeringsmidler ble testet ved BP-flasketestmetoden
som i det vesentlige er som følger:
Emulsjonen fremstilles og oppdeles umiddelbart i"100 ml aliquoter i graderte kjegleformede kolber. Aliquoter av testkjemikalier tilsettes hurtig til emulsjonsprøvene, forsegles og rystes samtidig med hånd for å dispergere innholdet før anbringelse i et vannbad ved den nødvendige oppløsningstemperaturen. Tidtaging begynner det øyeblikk rystingen stopper. Ved siden av å registrere mengden av separert vann mot tid, blir olje-vann-grenseflaten og separerte vannmengder bestemt visuelt.
Konsentrasjonen av benyttet additiv i denne testen er vanligvis mye høyere enn det som ville bli benyttet i prak-sis på feltet, fordi emulsjoner er mer vanskelig å oppløse eller resolvere i flasketesten.
Seks kjemikalier ble testet. Alle var polysiloksan-polyalkylen oksyd-kopolymerer med den generelle formel:
(CH3)3SiO[(CH3)2SiOJx [Si(CH3)RO]y Si(CH3)3
hvor R = (CH2)30(E0)21(P<O>)3CH3.
Verdiene som er gitt x og y for hvert kjemikalium er angitt nedenfor i tabell 1.
Med hensyn til verdiene for x og y fremgår det fra tabell 1 at det er tre støkiometrisk identiske par av demulgeringsmidler. Som også angitt i tabell 1 er imidlertid EO- og PO-enhetene i hvert par ordnet enten vilkårlig (en etylenoksyd/propylenoksyd-blanding anvendes i syntesen) eller i blokker (etylenoksydet polymeriseres først fulgt av propylenoksyd).
Det skal forstås at demulgeringsmidler 2, 4 og 6 er tilveiebragt bare for sammenligningsformål og ikke illustrerer foreliggende fremgangsmåte.
Resultatene angitt i nedenstående tabell 2 ble oppnådd.
Det fremgår klart fra det ovenstående at emulgeringsmidler
1, 3 og 5, inneholdende vilkårlige EO- og PO-enheter, viste seg mer effektive ved forårsaking av dehydratisering enn de analoger (demulgeringsmidler 2, 4 og 6) som inneholder EO og PO-blokkenheter. Vann og grenseflatekvaliteter var visuelt likt i alle forsøk. Intet vann separerte i fravær av demulgeringsmiddel.
Eksempel 2
En lignende emulsjon til den som er beskrevet i eksempel 1, ble fremstilt ved dispergering av forvamet (40°C) destillert vann i forvarmet (40°C) additivfri Forties-råolje.
Demulgeringsmidler 1-6 (tabell 1) ble igjen testet ved BP-flasketesten. P.g.a. den høyere dehydratiserings-temperaturen ble i denne forbindelse demulgeringsmidler tilsatt ved en lavere konsentrasjon. Det er også gitt en sammenligning av de relative demulgeringsmiddeleffektiviteter i isopropylalkohol mot xylenoppløsningsmidler.
Resultater er angitt i nedenstående tabell 3.
Også her har hvert demulgeringsmiddel inneholdende vilkårlige EPO/PO-enheter overlegne ytelsesevner i forhold til den analog som inneholder blokkformede EO- og PO-enheter.
Denne relative overlegenhet er uendret uansett om opp-løsningsmiddelet er alkoholbasert eller aromatisk.
Eksempel 3
En emulsjon i likhet med de i eksemplene 1 og 2 ble fremstilt ved den høyere temperatur 50°C. Emulgeringsmidler 1-6 ble igjen testet ved BP-flasketesten med unntagelse av at konsentrasjonen var enda lavere. Resultatene er angitt i tabell 4 .
Fra disse resultater er det klart at demulgeringsmidler
1, 3 og 5 hurtig og i omfattende grad dehydratiserer rå-oljeemulsjonen ved 50°C. Intet vann separerte i fravær av demulgeringsmiddel. Ved denne temperaturen, høyere enn i eksemplene 1 og 2, blir emulsjoner mye hurtigere de-stabilisert. Resultatene som nå er frembragt ved hjelp av demulgeringsmidler inneholdende vilkårlige EO/PO-enheter,
er følgelig, selv om de ikke er identiske, lik de til de som inneholder blokker.
Eksempel 4
En 10% vann-i-råolje-emulsjon ble fremstilt å dispergere forvarmet (46°C) simulert Forties-formasjonsvann (89.000 mg L totalt oppløste salter) i forvarmet (45°C) additivfri Forties-råolje.
Emulsjonen hadde en størrelsesfordeling for dispergert fase
i området 1-20 ym i diameter.
To ytterligere kjemikalier ble testet. Demulgeringsmiddel 7 var en polysiloksan-polyalkylenoksyd-kopolymer med den generelle formel:
(CH3)3SiO[(CH3)2SiO]?2 [Si(CH3)RO]^.^<S>i(CH3)3
hvor R = enten (CH2)30(EO)14(PO)14CH3 (mw ca. 1.500) eller
(C<H>2)30(EO)3g.5 (PO)3g.5CH3 (mw ca. 4.000)
hvor forholdet for 1.500:4.000 mw-elementene er 2:1. EO- og PO-gruppene var vilkårlig dispergert.
Demulgeringsmiddel 8 var en kommersielt tilgjengelig etoksy-lert fenolharpiks av den type som anvendes omfattende i olje-industrien for å dehydratisere råolje.
BP-flasketesten ble benyttet for å bedømme demulgeringsmidlene. Hvert middel ble tilsatt ved en konsentrasjon (av aktiv bestanddel) på 50 ppm. Demulgeringsmiddel 7 ble fortynnet til en 1% oppløsning i isopropylalkohol. Demulgeringsmiddel 8, allerede levert som en 50% oppløsning i aromatisk oppløsningsmiddel, ble fortynnet ytterligere 50 ganger i isopropylalkohol.
Selv om forskjellen i gjenoppløsning ikke synes å være stor, er forskjellen i saltinnhold betydelig.
Eksempel 5
En 4% vann-i-råolje-emulsjon ble fremstilt ved å dispergere forvarmet (75°C) destillert vann i Kuwait-råolje under anvendelse av en "Ultraturrax"-blander. Emulsjonen hadde en størrelsesfordeling for dispergert fase i området 2-25 ym i diameter.
Tre ytterligere kjemikalier ble testet. To, demulgeringsmidler 9 og 10, var polysiloksan-polyalkylenoksyd-kopolymerer med den generelle formel:
(CH3) 3SiO [ (CH3) 2SiO]x [Si (CH-j) RO]ySi (CH3) 3
hvor R = (CH2)30(EO)24(PO)6CH3 hvor EO- og PO-gruppene er vilkårlig ordnet. I demulgeringsmiddel 9, x = 30 og y = 5,5;
i demulgeringsmiddel 10, x = 43 og y = 6,8.
Demulgeringsmiddel 11 var et kommersielt tilgjengelig elktro-statisk avsaltningshjelpemiddel inneholdende en kompleks blanding av polyalkylerte fenoler, poly (eeylenglykoler) og dietylenglykol. Demulgeringsmiddel 11 har med hell vært benyttet i raffineri-avsaltningsoperasjoner.
Demulgeringsmidlene ble testet ved BP-flasketestmetoden og
i denne anledning ble et elektrisk felt på 3000 V cm ^ med en varighet på 30 sek. benyttet på hver 100 ml aliquot umiddelbart etter injeksjon og dispersjon av demulgeringsmiddelet. Demulgeringsmidler 9 og 10 ble benyttet som 50% fortynninger
i isopropylalkohol. Demulgeringsmiddel 11, levert som en omtrent 50% fortynning i et uspesifisert aromatisk opp-løsningsmiddel, ble benyttet uten ytterligere fortynning. Demulgeringsmidler 9, 10 og 11 ble alle tilsatt ved 50 ppm konsentrasjon av aktiv bestanddel. Resultatene angitt i tabell 6 ble oppnådd.
I alle tilfellene var kvaliteten angjeldende separert vann og grenseflate visuelt meget gode. Intet vann separerte i fravær av demulgeringsmiddel.
Eksempel 6
En 5% emulsjon av destillert vann i en blanding (3:2:1)
av Maya:Sarir:Es Sider-råolje ble fremstilt ved 100°C på
en kontinuerlig basis i et forsøksanlegg. Emulgeringen ble oppnådd ved hjelp av en blandeventil (som i raffineri-avsaltningsanordninger) ved en strupeinnstilling på 0,7 bar. Størrelsesfordelingen for dispergert fase i emulgert vaskevann var i området 2-30 ym diameter.
Emulsjonen ble pumpet til en elektrostatisk separator
ved 100°C hvori oppholdstiden over olje-vann-grenseflaten var 30 min. Et elektrisk vekselstrømsfelt på 1,3 kV cm ble benyttet, og oppholdstiden for emulsjonen i feltet var omkring 5 min. Anlegget ble operert ved et trykk på 7,05 bar for å hindre fordampning av væskene.
Demulgeringsmidler 9, 10 og 11 som beskrevet i eksempel 5, ble igjen testet. Demulgeringsmiddelet 9 og 10 ble igjen fortynnet som 50% oppløsninger i isopropylalkohol; demulgeringsmiddel 11 ble benyttet som motatt. I hvert tilfelle ble demulgeringsmiddelet tilsatt ved en konsentrasjon på 50 ppm aktiv bestanddel. Videre ble demulgeringsmiddelet injisert kontinuerlig i oljefasen forut for emulgering; en metode som er vanlig ved raffineriavsaltning.
Følgende resultater (tabell 7) ble oppnådd før og under injeksjon av hver av de tre emulgeringsmidlene.
Innhold av resterende vann og salt i råolje prøvetatt fra separatoren, ble analysert ved Karl Fischer-analysen og ana-lyse for ledningsevne, respektivt. (Merk, i fravær av injeksjon av både vaskevann og demulgeringsmiddel var innholdet av vann og salt i råoljeblandingen ca. 0,5% og 240 ppm, respektivt).
Claims (7)
1. Fremgangsmåte for gjenoppløsning av en emulsjon av olje og vann, karakterisert ved at man behandler emulsjonen med 1-500 ppm av en polysiloksan-polyalkylenoksyd-blokk-kopolymer med den generelle formel:
hvor x og y er tall i området 1-200, og summen av x og y ikke overskrider 250, R er en vilkårlig kopolymergruppe med den generelle formel:
hvor R' er en alkylengruppe inneholdende 3-10 karbonatomer,
EO er en etylenoksydgruppe, PO er en propylenoksydgruppe,
R'<1> er et hydrogenatom eller en hydrokarbongruppe inneholdende høyst 7 karbonatomer og m og n er tall i området 2-98 og 2-80, respektivt, og summen av m og n ikke overskrider 100.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at x og y er tall i området 1-150; R' er en C^-gruppe, m og n er tall i områdene 3-50 og 3-40, respektivt, og R'' er metyl.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at polysiloksangruppene har vilkårlig plassering i polymeren.
4. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de fore-gående krav, karakterisert ved at polyetergruppen R har en molekylvekt i området 200-5000.
5. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de fore-gående krav, karakterisert ved at etylen-omsyd- og propylenoksyd-enhetene er til stede i et forhold m:n i området fra 1:10 til 10:1.
6. Fremgangsmåte ifølge hvilket som helst av de fore-gående krav, karakterisert ved at emulsjonen behandles ved en temperatur i området fra omgivelsestemperatur opp til 150°C.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, karakterisert ved at emulsjonen behandles ved en temperatur i området 30-45°C.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB838328233A GB8328233D0 (en) | 1983-10-21 | 1983-10-21 | Demulsifying process |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO844197L NO844197L (no) | 1985-04-22 |
| NO162407B true NO162407B (no) | 1989-09-18 |
| NO162407C NO162407C (no) | 1989-12-27 |
Family
ID=10550566
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO844197A NO162407C (no) | 1983-10-21 | 1984-10-19 | Fremgangsmaate for gjenopploesning av en emulsjon av olje og vann. |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4596653A (no) |
| EP (1) | EP0141585B1 (no) |
| JP (1) | JPS60106506A (no) |
| AU (1) | AU565533B2 (no) |
| CA (1) | CA1221602A (no) |
| DE (1) | DE3483776D1 (no) |
| GB (1) | GB8328233D0 (no) |
| NO (1) | NO162407C (no) |
Families Citing this family (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4737265A (en) * | 1983-12-06 | 1988-04-12 | Exxon Research & Engineering Co. | Water based demulsifier formulation and process for its use in dewatering and desalting crude hydrocarbon oils |
| GB8527478D0 (en) * | 1985-11-07 | 1985-12-11 | Bp Chem Int Ltd | Demulsifiers |
| DE3622571A1 (de) * | 1986-07-04 | 1988-01-21 | Goldschmidt Ag Th | Verwendung von polyoxyalkylen-polysiloxan-blockmischpolymerisaten als demulgatoren fuer wasser enthaltendes erdoel |
| GB8703492D0 (en) * | 1987-02-14 | 1987-03-18 | Dow Corning Ltd | De-emulsifying crude oil |
| GB8710889D0 (en) * | 1987-05-08 | 1987-06-10 | Dow Corning Ltd | Removal of water haze from distillate fuel |
| US5028239A (en) * | 1989-05-12 | 1991-07-02 | Nalco Chemical Company | Fuel dewatering additives |
| US5117058A (en) * | 1990-11-09 | 1992-05-26 | Baker Hughes Incorporated | Cationic amide/ester compositions as demulsifiers |
| US5263643A (en) * | 1992-12-24 | 1993-11-23 | Therm-O-Disc, Incorporated | Thermally responsive relief valve |
| US5558768A (en) * | 1995-01-10 | 1996-09-24 | Energy, Mines And Resources Canada | Process for removing chlorides from crude oil |
| US6171295B1 (en) * | 1999-01-20 | 2001-01-09 | Scimed Life Systems, Inc. | Intravascular catheter with composite reinforcement |
| DE60224335T2 (de) * | 2001-09-28 | 2008-12-11 | Nof Corp. | Hautbehandlungszusammensetzung |
| US20070125716A1 (en) * | 2005-12-07 | 2007-06-07 | Ian Procter | Process for separating mixtures |
| US7745501B2 (en) * | 2006-06-22 | 2010-06-29 | Momentive Performance Materials Inc. | Method for demulsifying |
| US8030363B2 (en) * | 2008-01-25 | 2011-10-04 | Momentive Performance Materials Inc. | Polyorganosiloxane demulsifier compositions and methods of making the same |
| MX2011010323A (es) * | 2009-04-03 | 2011-12-16 | Kroff Chemical Company Inc | Composiciones, sistemas y metodos para desenmulsificación para desemulsificar y separar emulsiones acuosas. |
| AU2015234286B2 (en) * | 2009-04-03 | 2016-07-28 | Corteva Agriscience Llc | Demulsification compositions, systems and methods for demulsifying and separating aqueous emulsions |
| US8268975B2 (en) | 2009-04-03 | 2012-09-18 | Dow Agrosciences Llc | Demulsification compositions, systems and methods for demulsifying and separating aqueous emulsions |
| US20120275860A1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-11-01 | Road Science, Llc | Destabilized bituminous bonding layer |
| US8779012B2 (en) * | 2011-06-21 | 2014-07-15 | Momentive Performance Materials Inc. | Biodegradable polyorganosiloxane demulsifier composition and method for making the same |
| BR112014019019B1 (pt) | 2012-02-01 | 2021-01-19 | Momentive Performance Materials Inc. | composição de copolímero solúvel ou dispersível, composição desemulsificante, método para separar emulsões e método para produção da dita composição de copolímero |
| CN102942956B (zh) * | 2012-12-03 | 2014-12-24 | 菏泽科达化学化工有限公司 | 一种有机硅树脂接枝原油破乳剂及其制备方法 |
| US20160289526A1 (en) * | 2014-02-11 | 2016-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment of subterranean formations with compositions including polyether-functionalized polysiloxanes |
| CN107446614A (zh) * | 2017-07-28 | 2017-12-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种用于三元复合驱采出流体处理的具有消泡功能的破乳剂及其制备方法 |
| US11236593B2 (en) * | 2020-04-02 | 2022-02-01 | Kashable Llc | Method of extracting oil using a functional molecule |
| JP2023527423A (ja) * | 2020-05-29 | 2023-06-28 | バーサム マテリアルズ ユーエス，リミティド ライアビリティ カンパニー | シャロートレンチアイソレーション用途のための低ディッシング酸化物ｃｍｐ研磨組成物、及びその製造の方法 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3115512A (en) * | 1960-02-18 | 1963-12-24 | Goldschmidt Ag Th | Process for the production of polyalkyl silicic acid esters |
| US3272762A (en) * | 1960-10-19 | 1966-09-13 | Ici Ltd | Preparation of cellular polyurethanes in the presence of a siloxane-oxyalkylene copolymer |
| NL161806C (nl) * | 1969-07-22 | 1980-03-17 | Goldschmidt Ag Th | Werkwijze voor het breken van aardolie-emulsies door toevoeging van een oxyalkyleen-siliciumverbinding als dismulgator. |
| GB1360398A (en) * | 1970-10-02 | 1974-07-17 | Dow Corning Ltd | Method for treating emulsions of hydrocarbon oil and water |
| CA958140A (en) * | 1970-12-18 | 1974-11-19 | Richard E. Moeller | Polysiloxane surfactants useful for foaming polyurethane foams |
| US3700587A (en) * | 1971-03-01 | 1972-10-24 | Nalco Chemical Co | Silicone oil antifoam |
| US3869388A (en) * | 1973-06-25 | 1975-03-04 | Continental Oil Co | Oil water separation |
| US3880752A (en) * | 1974-03-20 | 1975-04-29 | Nalco Chemical Co | Method of treating water contained in gasoline storage tanks |
| DE2756770A1 (de) * | 1977-12-20 | 1979-06-28 | Bayer Ag | Oxalkylierte polysiloxane, deren herstellung und verwendung als waermesensibilisierungsmittel |
-
1983
- 1983-10-21 GB GB838328233A patent/GB8328233D0/en active Pending
-
1984
- 1984-10-17 US US06/661,711 patent/US4596653A/en not_active Expired - Fee Related
- 1984-10-18 AU AU34466/84A patent/AU565533B2/en not_active Ceased
- 1984-10-18 EP EP84307159A patent/EP0141585B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1984-10-18 DE DE8484307159T patent/DE3483776D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1984-10-19 NO NO844197A patent/NO162407C/no unknown
- 1984-10-19 CA CA000465936A patent/CA1221602A/en not_active Expired
- 1984-10-20 JP JP59219400A patent/JPS60106506A/ja active Pending
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO844197L (no) | 1985-04-22 |
| US4596653A (en) | 1986-06-24 |
| CA1221602A (en) | 1987-05-12 |
| AU565533B2 (en) | 1987-09-17 |
| EP0141585A2 (en) | 1985-05-15 |
| EP0141585B1 (en) | 1990-12-19 |
| JPS60106506A (ja) | 1985-06-12 |
| NO162407C (no) | 1989-12-27 |
| GB8328233D0 (en) | 1983-11-23 |
| EP0141585A3 (en) | 1987-03-04 |
| AU3446684A (en) | 1985-04-26 |
| DE3483776D1 (de) | 1991-01-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO162407B (no) | Fremgangsmaate for gjenopploesning av en emulsjon av olje og vann. | |
| US4444654A (en) | Method for the resolution of enhanced oil recovery emulsions | |
| CA1233390A (en) | Composition and process for the separation of water from hydrocarbon oils | |
| JP2569101B2 (ja) | 解乳化−汚染除去剤 | |
| US20140008271A1 (en) | Hydrocarbons recovery | |
| US4261812A (en) | Emulsion breaking process | |
| US11299666B2 (en) | Surfactant composition for the reinjection of produced water | |
| CA1141253A (en) | Demulsification of emulsions produced from surfactant recovery operations and recovery of surfactants therefrom | |
| CN1295608A (zh) | 从原油和馏出物中除去环烷酸 | |
| EP2370547A1 (en) | Anhydride demulsifier formulations for resolving emulsions of water and oil | |
| CA1248902A (en) | Method for desalting crude oil | |
| Staiss et al. | Improved demulsifier chemistry: A novel approach in the dehydration of crude oil | |
| US4299690A (en) | Demulsifying petroleum emulsions with aryl sulfonates-oxyalkylated phenolformaldehyde resins and alkali metal halides | |
| CA3045140C (en) | Water-enriching and water-depleting compositions and methods | |
| KR100584049B1 (ko) | 알칸올아민 계내의 포말 형성을 억제하는 방법 | |
| US4516635A (en) | Method of extracting and reutilizing surfactants from emulsions with sulfonated alkyl benzenes and alcohols | |
| NO324437B1 (no) | Demulgering av olje og vannemulsjoner | |
| US5401425A (en) | Recovering enhanced oil recovery surfactants by temperature cycling | |
| CA1102728A (en) | Demulsifying petroleum emulsions with polyalkylene oxide resins and alkali metal halides | |
| US4970007A (en) | Aqueous surfactant mixtures, and the use thereof in the recovery of crude oil | |
| US20230294019A1 (en) | Synergetic solvent for crude oil emulsion breakers | |
| EP1497395B1 (en) | Inversion process of a water-in-oil emulsions to oil-in-water emulsion | |
| RU2211918C1 (ru) | Состав для обработки нефтяных пластов | |
| NO162354B (no) | Fremgangsmaate ved utvinning av petroleum fra et underjordisk reservoar. |