PL215744B1 - Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej - Google Patents
Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowejInfo
- Publication number
- PL215744B1 PL215744B1 PL390091A PL39009109A PL215744B1 PL 215744 B1 PL215744 B1 PL 215744B1 PL 390091 A PL390091 A PL 390091A PL 39009109 A PL39009109 A PL 39009109A PL 215744 B1 PL215744 B1 PL 215744B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- water
- crude oil
- weight
- demulsifier
- oil
- Prior art date
Links
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims description 39
- 238000011033 desalting Methods 0.000 title claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 title description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 54
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 15
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 11
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims description 10
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 claims description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 7
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 6
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 6
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 6
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 5
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 14
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N sulfonic acid Chemical compound OS(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 6
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 5
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 4
- KXJCTUZHSGORSJ-UHFFFAOYSA-N 2-(10-methylundecyl)benzenesulfonic acid Chemical compound CC(C)CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S(O)(=O)=O KXJCTUZHSGORSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WVDDGKGOMKODPV-UHFFFAOYSA-N Benzyl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CC=C1 WVDDGKGOMKODPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 229920005682 EO-PO block copolymer Polymers 0.000 description 2
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 2
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005033 Fourier transform infrared spectroscopy Methods 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- 229910006069 SO3H Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- -1 alkylbenzene sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 229940092714 benzenesulfonic acid Drugs 0.000 description 1
- 235000019445 benzyl alcohol Nutrition 0.000 description 1
- 231100000693 bioaccumulation Toxicity 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 1
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Przedmiotem wynalazku jest demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej. Tworzenie się emulsji wody i ropy naftowej jest powszechnym zjawiskiem związanym z wydobywaniem i przetwarzaniem ropy naftowej. Pochodząca ze złoża ropa najczęściej zawiera pewne ilości wody i rozpuszczone w niej sole nieorganiczne, takie jak chlorki, siarczany i węglany pierwiastków II grupy układu okresowego. Obecność wody i soli powoduje korozję elementów aparatury i jest niepożądana podczas przerobu ropy naftowej. Konieczne jest obniżenie zawartości soli w ropie naftowej do poziomu 3 - 5 ppm. Jedna z metod usuwania soli z ropy naftowej polega na rozpuszczaniu soli w wodzie, a następnie usuwaniu wody z ropy.
Woda występuje w ropie jako oddzielna faza lub w postaci emulsji, która jest heterogenicznym układem składającym się z dwóch niemieszających się cieczy, z których jedna jest zdyspergowana w postaci kropel w drugiej. W większości emulsji ropy naftowej i wody, woda jest drobno i sferycznie zdyspergowana w ropie naftowej. W niektórych przypadkach, szczególnie w przypadku rop ciężkich, rozdrobnione stałe wtrącenia mineralne mogą działać jako czynniki emulgujące, które tworzą międzyfazowy film wokół kropel fazy zdyspergowanej, który stanowi barierę opóźniającą lub wstrzymującą proces koalescencji kropel wody.
Obecność emulsji w przypadku rop ciężkich wynika z zawartości w nich węglowodorów, takich jak: asfalteny i kwasy naftenowe. Polarne kwasy naftenowe i asfalteny w surowej ropie naftowej wraz z submikronowej wielkości cząstkami stałymi takimi jak: krzemionka, ił i inne minerały, niepożądanie stabilizują emulsje surowej ropy naftowej.
Proces demulgacji prowadzi do usunięcia wody z ropy i obniżenia zawartości soli, przez co umożliwia jej dalszą przeróbkę. Metodą pozwalającą na wydzielenie wody z ropy jest dodawanie substancji chemicznych zwanych substancjami odwadniającymi lub demulgatorami.
Na rynku dostępnych jest szereg gotowych demulgatorów, w skład których wchodzą między innymi etoksylowane-propoksylowane żywice fenolowo-formaldehydowe, czy etoksylowane-propoksylowane alkohole. Demulgatory przeciwdziałają działaniu czynników emulgujących naturalnie występujących w ropie, pozwalając zdyspergowanym kroplom emulsji łączyć się w większe krople i gromadzić poza fazą ciągłą.
Emulsje wodne z ropami naftowymi, zawierające duże ilości asfaltenów i kwasów naftenowych, nazywane są często ropami ciężkimi i są trudne do rozdzielenia. Tego typu emulsje wymagają specjalnie dobranych demulgatorów o dużej aktywności. Wiele demulgatorów zawiera w swojej strukturze grupy fenolowe. W niektórych przypadkach pożądane są dodatki demulgujące nie zawierające wspomnianych grup fenolowych, przeznaczone do rop zawierających asfalteny i kwasy naftenowe.
Efektywne oddzielanie wody od ropy naftowej jest niezbędne dla jej przeróbki. Ze względu na fakt, że ropy pochodzące z różnych złóż mogą mieć inny skład, czyli różną zawartość naturalnie występujących w ropie emulgatorów oraz różną zawartość wody, koniecznym jest ciągły rozwój stosowanych w przemyśle demulgatorów. W szczególności pożądanym jest otrzymanie demulgatorów charakteryzujących się szerokim zakresem stosowania, małą koncentracją w ropie oraz wysoką skutecznością (wydajnością), wymaganą szczególnie ze względów ekologicznych i ekonomicznych.
W ostatnim czasie kładzie się nacisk na demulgatory posiadające wysoką biodegradowalność i niską zdolność do bioakumulacji, które mogłyby zastąpić produkty oparte na alkilofenolach.
Istnieje wiele sposobów wydzielania wody z emulsji woda-ropa naftowa, ale najszybszym i efektywnym jest stosowanie środków chemicznych różnego typu, zwanych demulgatorami. Typowy skład kompozycji demulgującej to jeden lub więcej środków powierzchniowo czynnych rozpuszczonych w rozpuszczalniku organicznym.
Jedną z grup stosowanych demulgatorów stanowią kompozycje, w skład, których wchodzi kwas sulfonowy lub jego pochodne.
W japońskim opisie patentowym JP 7310077 przedstawiono kompozycję składającą się z polietylenoiminy, która może być częściowo usieciowana lub zobojętniona przy pomocy kwasu solnego, siarkowego, fosforowego lub alkilobenzenosulfonowego, posiadającego podstawnik alkilowy o długości 1-20 atomów węgla, naftenowego oraz z adduktu polietylenoiminy i tlenku etylenu lub/i propylenu. Demulgator przeznaczony jest do stosowania w szybach naftowych w celu obniżenia zawartości wody w ropie, jak również ropy w fazie wodnej, prowadząc do poprawy wydajności produkcji i jednocześnie zmniejszenia szkodliwego oddziaływania na środowisko.
PL 215 744 B1
W międzynarodowym opisie zgłoszeniowym WO 00/52114 przedstawiono demulgator stanowiący kompozycję, co najmniej dwóch z wymienionych składników, mianowicie: polimeru z dwoma grupami epoksydowymi, poliolu, kwasu, przy czym powinien to być jeden z grupy kwasów karboksylowych lub sulfonowych. Opcjonalnie kompozycja może zawierać rozpuszczalnik aromatyczny. Cechą charakterystyczną wynalazku jest taki skład demulgatora, który w trakcie procesu rozdzielania faz zapewni przechodzenie składników zawierających metale z fazy olejowej do fazy wodnej.
W przedstawionej w rosyjskim opisie patentowym RU 2155206 kompozycji demulgującej, jako środki powierzchniowo czynne zastosowano rozpuszczalne w wodzie alkilobenzeno sulfoniany oraz rozpuszczalny w fazie olejowej alkilobenzenosulfonian wapnia z podstawnikiem alkilowym o długości ponad 30 atomów węgla oraz oksyetyIenowany alkilofenol posiadający w łańcuchu polieterowym o 4-6 atomów tlenu. Cechą charakterystyczną demulgatora wg wynalazku jest jego niskie dozowanie i wysoka efektywność.
Opis zgłoszeniowy US 2003/0130534 dotyczy kompozycji składającej się z soli amoniowej powstałej w wyniku reakcji aminy alifatycznej i alifatyczno-aromatycznego kwasu sulfonowego, która jest inhibitorem korozji i jednocześnie pozwała na przeciwdziałanie tworzeniu się emulsji lub umożliwia jej rozdzielenie.
W opisie patentowym US 6489368 przedstawiono kompozycję demulgatora zawierającego alkiloaromatyczny kwas sulfonowy. W skład kompozycji wchodzi od ok. 10 do ok. 80% wag. składnika posiadającego następującą budowę: R-Ar-SO3H, gdzie R oznacza grupę alkilową zawierającą co najmniej 16 atomów węgla i co najmniej jeden alkilowy łańcuch boczny, Ar oznacza ugrupowanie aromatyczne zbudowane z co najmniej dwóch sześcioczłonowych pierścieni aromatycznych, oraz ok. 90 do ok. 20% wag. składnika wybranego z następującej grupy związków: dipropyleno mono butyloeter, frakcja aromatyczna ropy naftowej, rozpuszczalnik izoparafinowy, rozpuszczalnik cykoloparafinowy, rozpuszczalnik aromatyczny, eter monobutylowy glikolu dietyIenowego, alkohol benzylowy. Składnikiem kompozycji może być również mieszanina wymienionych związków.
Przedmiotem wynalazku zawartego w opisie zgłoszeniowym US 2009/0166028 jest metoda rozdzielania emulsji wody w oleju. Metoda polega na wprowadzeniu do emulsji ropa naftowa - woda soli wielopierścieniowego aromatycznego kwasu sulfonowego, który umożliwia przynajmniej częściowe rozdzielenie wody i fazy olejowej. Kolejny etap, który przewiduje opisana metoda, to poddanie otrzymanego układu procesowi rozdzielenia na poszczególne fazy przy pomocy separatora.
Nieoczekiwanie stwierdzono, że wysoką efektywność wydzielania wody z surowej ropy naftowej, która podczas eksploatacji złoża tworzy emulsje „woda w oleju”, mogące wykazywać dużą stabilność ze względu na obecność w ropie naftowej naturalnych stabilizatorów, takich jak woski, polarne asfalteny, kwasy naftenowe i żywice, które to związki zapobiegają agregacji, a w następstwie koalescencji cząstek wody, wykazuje mieszanina chemicznych związków organicznych rozpuszczonych w rozpuszczalnikach węglowodorowych, w której skład wchodzą sole amoniowe, w ilości od 0,1 do 70% masowych, korzystnie od 1 do 40% masowych, wytworzone w reakcji alifatycznej poliaminy, o sumarycznym wzorze H2NC2H4(HNC2H4)nNH2, gdzie n jest równe 0 do 5, z kwasem alkilobenzenosulfonowym, o średniej masie cząsteczkowej od 230 do 430 daltonów, korzystnie od 270 do 370 daltonów, zawierającym grupę alkilową o łańcuchu prostym lub rozgałęzionym, w której ilość atomów węgła wynosi od 5 do 19, przy zachowaniu stosunku molowego poliaminy do kwasu alkilobenzenosulfonowego 1:4 do 4:1, korzystnie od 1:1 do 1:2 i/lub polimery i/lub kopolimery i/lub kopolimery blokowe, korzystnie kopolimery blokowe tlenku etylenu i/lub propylenu w ilości od 0,1 do 70% masowych, korzystnie od 1 do 40% masowych, o sumarycznym wzorze H(OCH2CH2)xO(CH3CH2CH2O)y(CH2CH2O)zH gdzie x+z wynosi od 5 do 200, korzystnie od 7 do 195, a y wynosi od 20 do 40, korzystnie od 25 do 35, rozpuszczonych w mieszaninie rozpuszczalników węglowodorowych, korzystnie aromatycznych, zwłaszcza będących mieszaniną alkilobenzenów w ilości 5 do 95% masowych i/lub ksylenu w ilości 5 do 95% masowych.
Demulgator według wynalazku komponowany jest w mieszalniku zaopatrzonym w mieszadło i/lub inne urządzenie umożliwiające otrzymanie jednorodnego roztworu komponentów, komponowanie prowadzi się w czasie od 2 do 8 godzin, korzystnie od 3 do 5 godzin, przy czym temperatura wytwarzania soli amoniowych zawiera się w zakresie 20°C do 70°C, a korzystnie 30°C do 50°C.
Demulgator wg wynalazku, wprowadzony do surowej ropy naftowej zawierającej wodę, tworzącej stabilną emulsję typu W/O (woda w oleju), skutecznie działa demulgująco, powodując rozdział emulsji na dwie oddzielne fazy: ropa naftowa i woda. Odseparowana faza węglowodorowa zawiera poniżej 0,5% masowych wody, natomiast odseparowana faza wodna zawiera poniżej 15 ppm węglo4
PL 215 744 B1 wodorów. Dodatkową zaletą demulgatora wg wynalazku są jego właściwości przeciwkorozyjne zabezpieczające aparaturę wydobywczą przed działaniem korozyjnym. Kolejną dodatkową zaletą demulgatora wg wynalazku jest działanie zapobiegające wytrącaniu się i osadzaniu wysokotopliwych węglowodorów parafinowych na powierzchniach aparatury wydobywczej, rurociągach i zbiornikach oraz właściwości poprawiające płynność ropy w niskiej temperaturze. Zakres dozowania demulgatora wg wynalazku wynosi od 10 do 70 ppm w przeliczeniu na ropę naftową zawierającą wodę.
Przedmiot wynalazku został szczegółowo przedstawiony w przytoczonych poniżej przykładach.
P r z y k ł a d 1
Do mieszalnika wprowadzono 500 kg frakcji aromatycznej o zakresie temperatur wrzenia 180°C do 220°C i 9 kg dietylenotriaminy. Zawartość mieszalnika wymieszano, a następnie wolnym strumieniem wprowadzono 66 kg kwasu alkilobenzenosulfonowego zawierającego 10 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej. Po przereagowaniu reagentów w temperaturze 40°C, następnie wprowadzono 200 kg ksylenu. Po ujednorodnieniu wprowadzono 225 kg kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2100, zawierającej 30 moli tlenku propylenu i 8 moli tlenku etylenu. Po całkowitym ujednorodnieniu demulgator stanowił klarowną, niskolepką ciecz. Demulgator wg przykładu 1 po wprowadzeniu w ilości 30 ppm do surowej ropy naftowej zawierającej wodę, stanowiącej emulsję woda w oleju (W/O) spowodował całkowite oddzielenie wody od ropy naftowej. Odseparowana ropa naftowa zawierała 0,2% masowych wody, natomiast odzyskana woda zawierała 10 ppm węglowodorów.
P r z y k ł a d 2
Do mieszalnika wprowadzono 120 kg frakcji aromatycznej jak w przykładzie 1 i 17 kg etylenodiaminy, a następnie wolnym strumieniem 183 kg kwasu alkilobenzenosulfonowego jak w przykładzie . Po przereagowaniu komponentów w temperaturze 50°C, następnie wprowadzono 580 kg ksylenu i 100 kg kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2950, zawierającej 30 moli tlenku propylenu i 27 moli tlenku etylenu. Po całkowitym ujednorodnieniu demulgator stanowił klarowną, niskolepką ciecz. Demulgator wg przykładu 2 po wprowadzeniu w ilości 15 ppm do surowej ropy naftowej zawierającej wodę, tworzącej z wodą emulsję woda w oleju (W/O) spowodował całkowite oddzielenie wody od ropy naftowej. Odseparowana ropa naftowa zawierała 0,1% masowych wody, natomiast odzyskana woda zawierała 14 ppm węglowodorów.
P r z y k ł a d 3
Do mieszalnika wprowadzono 600 kg ksylenu i 32 kg tetraetylenopentaaminy, a następnie wolnym strumieniem 118 kg kwasu izododecylobenzenosulfonowego. Po przereagowaniu reagentów w temperaturze 30°C wprowadzono 100 kg frakcji aromatycznej o zakresie temperatur wrzenia 180°C do 220°C, 150 kg kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2330, zawierającej 30 moli tlenku propylenu i 13 moli tlenku etylenu. Po całkowitym ujednorodnieniu demulgator stanowił klarowną, niskolepką ciecz. Demulgator wg przykładu 3 po wprowadzeniu w ilości 60 ppm do surowej ropy naftowej zawierającej wodę, tworzącej z wodą emulsję woda w oleju (W/O) spowodował rozdział na dwie fazy: węglowodorową zawierającą 0,3% masowych wody oraz wodną zawierającą 14 ppm węglowodorów.
P r z y k ł a d 4
Do mieszalnika wprowadzono 672 kg ksylenu i 14 kg dietylenotriaminy, a następnie wolnym strumieniem 85 kg kwasu izododecylobenzenosulfonowego. Po przereagowaniu reagentów w temperaturze 50°C, wprowadzono następnie 203 kg kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 10100, zawierającej 30 moli tlenku propylenu i 190 moli tlenku etylenu. Po całkowitym ujednorodnieniu demulgator stanowił klarowną niskolepką ciecz. Demulgator wg przykładu 4 po wprowadzeniu w ilości 10 ppm do surowej ropy naftowej zawierającej wodę, tworzącej z wodą emulsję woda w oleju (W/O) spowodował rozdział na dwie fazy: węglowodorową zawierającą 0,1% masowych wody oraz wodną zawierającą 12 ppm węglowodorów.
P r z y k ł a d 5
Do mieszalnika wprowadzono 700 kg frakcji aromatycznej o zakresie temperatur wrzenia 180°C do 220°C i 64 kg trietylenopentaaminy, a następnie wolnym strumieniem 186 kg kwasu izododecylobenzenosulfonowego. Po przereagowaniu reagentów w temperaturze 40°C, wprowadzono 50 kg kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2330, zawierającej 30 moli tlenku propylenu i 13 moli tlenku etylenu. Po całkowitym ujednorodnieniu demulgator stanowił klarowną, niskolepką ciecz. Demulgator wg przykładu 5 po wprowadzeniu w ilości 50 ppm do surowej ropy naftowej zawierającej wodę, tworzącej z wodą emulsję woda w oleju (W/O), spowodował rozdział
PL 215 744 B1 na dwie fazy: węglowodorową zawierającą 0,05% masowych wody oraz wodną zawierającą 10 ppm węglowodorów.
Właściwości demulgujące demulgatorów przedstawionych w przykładach 1 do 5 zostały przebadane w teście „zamkniętej butelki”. Badanie prowadzono w laboratorium w temperaturze około 25°C, przy zastosowaniu wytypowanej do badań wcześniej zdefiniowanej ropy naftowej o zawartości wody poniżej 0,5% masowych i wytworzonej syntetycznej wody morskiej. Ropę naftową mieszano z wodą morską w stosunku objętościowym 80 do 20, z prędkością 2000 obrotów/minutę w czasie 10 minut.
Wytworzoną emulsję przelewano do kilku butelek o pojemności 500 ml, do których następnie precyzyjnie zadozowano wymagane ilości demulgatora strzykawką Hamiltona (0, 30, 50, 70, 100, 200 ppm), zawartość butelek mieszano poprzez energiczne potrząsanie ręczne w czasie 1 minuty (120 obrotów), butelki pozostawiano na stole laboratoryjnym i odczytywano ilość wydzielającej się wody, porównując wyniki pomiędzy sobą. Ilość wydzielonej fazy odczytywano po 2, 3, 5 i 7 minutach. Wynikiem badania była ilość oddzielonej wody, ilość oddzielonej ropy naftowej, ilość międzyfazy (emulsja), ilość wody w odseparowanej ropie, mierzonej w % masowych, oznaczonej metodą wirówkową. Ocenę stopnia klarowności wody wykonywano zgodnie z DIN 38409 „Oznaczanie zawartości zanieczyszczeń wody produktami naftowymi metodą spektroskopii (FTIR) w podczerwieni”.
Claims (3)
1. Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej, stosowany do wydzielania wody z surowej ropy naftowej, zawierający kopolimery blokowe tlenku etylenu i/lub propylenu rozpuszczone w rozpuszczalnikach węglowodorowych, znamienny tym, że zawiera 0,1% do 70% masowych, korzystnie 1% do 40% masowych soli amoniowych wytworzonych w reakcji alifatycznej poliaminy z kwasem alkilobenzenosulfonowym i od 0,1 do 70% masowych, korzystnie od 1 do 40% masowych polimerów i/lub kopolimerów i/lub kopolimerów blokowych, korzystnie kopolimerów blokowych tlenku etylenu i/lub propylenu oraz mieszaninę rozpuszczalników węglowodorowych, korzystnie aromatycznych, zwłaszcza będących mieszaniną alkilobenzenów w ilości od 5 do 95% masowych i/lub ksylenu w ilości od 5 do 95% masowych, przy czym demulgator zawiera sole amoniowe wytworzone w reakcji alifatycznej poliaminy, o sumarycznym wzorze H2NC2H4(HNC2H4)nNH2, gdzie n równe 0 do 5, korzystnie dietylenotriaminy, z kwasem alkilobenzenosulfonowym, przy zachowaniu stosunku molowego poliaminy do kwasu alkilobenzenosulfonowego 1:4 do 4:1, korzystnie od 1:1 do 1:2.
2. Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej według zastrz. 1, znamienny tym, że wchodzące w jego skład sole amoniowe są solami kwasu alkilobenzenosulfonowego zawierającego grupę alkilową o łańcuchu prostym lub rozgałęzionym, mającego 5 do 19 atomów węgla w grupie alkilowej i średnią masę cząsteczkową od 230 do 430 daltonów, korzystnie od 270 do 370 daltonów.
3. Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej według zastrz. 1, znamienny tym, że wchodzące w jego skład polimery i/lub kopolimery i/lub kopolimery blokowe, korzystnie kopolimery blokowe tlenku etylenu i/lub propylenu posiadają sumaryczny wzór H(OCH2CH2)xO(CH3CH2CH2O)y(CH2CH2O)zH, gdzie x+z wynosi od 5 do 200, korzystnie od 7 do 195, a y wynosi od 20 do 40, ko-
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PL390091A PL215744B1 (pl) | 2009-12-30 | 2009-12-30 | Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PL390091A PL215744B1 (pl) | 2009-12-30 | 2009-12-30 | Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL390091A1 PL390091A1 (pl) | 2011-07-04 |
| PL215744B1 true PL215744B1 (pl) | 2014-01-31 |
Family
ID=44357302
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL390091A PL215744B1 (pl) | 2009-12-30 | 2009-12-30 | Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| PL (1) | PL215744B1 (pl) |
-
2009
- 2009-12-30 PL PL390091A patent/PL215744B1/pl unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| PL390091A1 (pl) | 2011-07-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10041007B2 (en) | Demulsifier composition and method of using same | |
| CA2628148C (en) | Separatory and emulsion breaking processes | |
| AU2016225821B2 (en) | Demulsifier composition and method of using same | |
| US9404052B2 (en) | Dehydrating and desalting median, heavy and extra-heavy oils using ionic liquids and their formulations | |
| CA2736367C (en) | Anhydride demulsifier formulations for resolving emulsions of water and oil | |
| CA2735626C (en) | Composition and method for breaking water in oil emulsions | |
| CN102124069B (zh) | 用于分离乳液的处于溶剂基质中的脱乳剂及其使用方法 | |
| CN102869422A (zh) | 从乳液中回收并分离原油和水的方法 | |
| US20120187049A1 (en) | Method of Removing Multi-Valent Metals From Crude Oil | |
| NO340189B1 (no) | Alkoksylert alkylfenol-formaldehyd-diaminpolymer | |
| PL215744B1 (pl) | Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej | |
| WO2016188683A1 (en) | Method for environmentally acceptable treatment of emulsions in chemically enhanced oil recovery operations | |
| Gurbanov et al. | STUDY ON EFFICIENCY OF NEW MULTIFUNCTIONAL COMPOSITIONS FOR PREPARATION OF OIL FOR TRANSPORTATION. | |
| Gurbanov et al. | The effect of oil-water interfacial tension on the stability of oil emulsions | |
| PL245669B1 (pl) | Wielofunkcyjny deemulgator do odsalania i odwadniania rop asfaltenowych w elektrodehydratorach | |
| PL245670B1 (pl) | Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania emulsji ropa naftowa- woda typu W/O | |
| PL226111B1 (pl) | Demulgator do lekkich rop naftowych | |
| Iskandarov et al. | Evaluation of new compositions for the demulsification of stable water–oil emulsions | |
| MX2013001185A (es) | Desemulsificante para petroleo crudo. | |
| PL245668B1 (pl) | Wielofunkcyjny deemulgator do odsalania parafinowych rop naftowych w elektrodehydratorach | |
| PL243758B1 (pl) | Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie | |
| PL243760B1 (pl) | Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej | |
| PL243759B1 (pl) | Biodegradowalny deemulgator do rop naftowych | |
| Bęben | The effectiveness of chemicals used in the process of transmitting crude oil from the well to the processing plant | |
| PL237624B1 (pl) | Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów |