PL243758B1 - Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie - Google Patents

Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie Download PDF

Info

Publication number
PL243758B1
PL243758B1 PL439615A PL43961521A PL243758B1 PL 243758 B1 PL243758 B1 PL 243758B1 PL 439615 A PL439615 A PL 439615A PL 43961521 A PL43961521 A PL 43961521A PL 243758 B1 PL243758 B1 PL 243758B1
Authority
PL
Poland
Prior art keywords
sub
water
acid
demulsifier
breaking
Prior art date
Application number
PL439615A
Other languages
English (en)
Other versions
PL439615A1 (pl
Inventor
Barbara GAŹDZIK
Barbara Gaździk
Roman Kempiński
Stefan PTAK
Stefan Ptak
Zbigniew PAĆKOWSKI
Zbigniew Paćkowski
Adam Wiśniewski
Sabina Wilkanowicz
Mieczysław SOCHA
Mieczysław Socha
Sylwia Rajewska
Kamil Pomykała
Anna Serwach
Katarzyna Piasecka
Original Assignee
Pachemtech Spolka Z Ograniczona Odpowiedzialnoscia
Pachemtech Spółka Z Ograniczoną Odpowiedzialnością
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 Pachemtech Spolka Z Ograniczona Odpowiedzialnoscia, Pachemtech Spółka Z Ograniczoną Odpowiedzialnością filed Critical Pachemtech Spolka Z Ograniczona Odpowiedzialnoscia
Priority to PL439615A priority Critical patent/PL243758B1/pl
Publication of PL439615A1 publication Critical patent/PL439615A1/pl
Publication of PL243758B1 publication Critical patent/PL243758B1/pl

Links

Classifications

    • 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
    • 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Przedmiotem zgłoszenia jest wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, zawierający kopolimery blokowe tlenku etylenu i tlenku propylenu oraz sole kwasu alkilobenzenosulfonowego oraz węglowodorowe i wodorozpuszczalne rozpuszczalniki, który charakteryzuje się tym, że w przeliczeniu na całkowitą masę inhibitora zawiera: składnik a) w ilości od 0,1 do 50% masowych oksyetylenowanej i oksypropylenowanej gliceryny o masie cząsteczkowej od 1000 do 5000; składnik b) w ilości od 0,1 do 50 % masowych kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o wzorze HO(CH<sub>2</sub>CH<sub>2</sub>O)<sub>x</sub>[CH(CH<sub>3</sub>)CH<sub>2</sub>O)<sub>n</sub>(CH<sub>2</sub>CH<sub>2</sub>O)<sub>y</sub>H, gdzie n to ilość cząsteczek tlenku propylenu, a x+y to ilość cząsteczek tlenku etylenu, o łącznej masie cząsteczkowej od 2000 do 3000; składnik c) w ilości od 0,1 do 50% masowych co najmniej jednego składnika wybranego spośród: sól sodowa kwasu poliasparginowego (C<sub>4</sub>H<sub>4</sub>NNaO<sub>3</sub>)n, o masie cząsteczkowej od 1000 do 15000 lub sól sodowa  Na(2-9) kwasu dietylenotriaminopenta (metylenofosfonowego) lub kwas aminotrimetylenofosfonowy o masie cząsteczkowej od 200 do 400 lub homopolimer kwasu akrylowego o masie cząsteczkowej 2000; składnik d) w ilości od 0,1 do 50% masowych soli amoniowej, otrzymywanej z 3-metoksypropyloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do 3-metoksypropyloaminy 1:(1-1,5) lub soli poliamoniowej wytworzonej w reakcji alifatycznej poliaminy H<sub>2</sub>NC<sub>2</sub>H<sub>4</sub>(HNC<sub>2</sub>H<sub>4</sub>)<sub>n</sub>NH<sub>2</sub>, gdzie n równe od 0 do 5, z kwasem alkilobenzenosulfonowym, zawierającym od 4 do 20 atomów węgla w grupie alkilowej przy zachowaniu stosunku molowego poliaminy do kwasu alkilobenzenosulfonowego 1:1 do 1(n+2), gdzie n równe od 0 do 3 lub soli amoniowej, otrzymywanej z izopropyloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do izopropyloaminy 1:(1-1,5), z ewentualnym dodatkiem soli amoniowej, otrzymywanej z trietanoloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do trietanoloaminy 1:(1-1,5) lub z ewentualnym dodatkiem soli amoniowej, otrzymywanej z monoetanoloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do monoetanoloaminy 1:(1-1,5); składnik e) w ilości od 5 do 99% masowych rozpuszczalników wybranych spośród takich związków jak: alkohole C1-C4 i/lub butyloglikol i/lub butylodiglikol i/lub glikole i/lub kondensat wodny i/lub węglowodory charakteryzujące się zakresem temperatur wrzenia od 50 do 300°C lub ich mieszanina.

Description

Przedmiotem wynalazku jest wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą, typu olej w wodzie (O/W) w kopalniach ropy naftowej.
Kiedy ropa naftowa i woda są transportowane przez rury wydobywcze i sprzęt wiertniczy, te dwie fazy są mieszane z taką energią i pod tak dużym ciśnieniem, że powoduje to wytworzenie bardzo stabilnej emulsji. Wytworzona mieszanina jest najczęściej emulsją woda w oleju (W/O), ale w przypadku, gdy wydobywany urobek zawiera więcej wody, powyżej 50%, niż ropy naftowej, tworzy się emulsja „odwrotna”, czyli emulsja typu olej w wodzie (O/W).
W przypadku emulsji odwrotnej ropa naftowa jest fazą rozproszoną, natomiast woda złożowa jest fazą rozpraszającą. Proces rozdziału takiej emulsji jest zbliżony do rozdziału emulsji typu W/O, jednakże deemulgatory stosowane do jej rozdziału tzw. reverse demulsifiers, muszą charakteryzować się specyficznymi właściwościami.
Emulsja odwrotna tworzy się często przy wydobyciu ropy naftowej na morzu, ale też w starych, mocno wyeksploatowanych kopalniach. W takich kopalniach duża ilość wody przy wydobyciu sprawia dużo problemów, emulsja ropa naftowa-woda złożowa jest trudna do rozdzielenia, wymaga wielogodzinnego wygrzewania w wysokiej temperaturze, a oddzielona ropa naftowa zawiera ogromne ilości soli stwarzających duże zagrożenie korozyjne na instalacjach przerobu ropy naftowej w rafineriach, natomiast oddzielona woda zawiera duże ilości węglowodorów, stwarzających zagrożenie dla środowiska.
Emulsje odwrotne są tym bardziej stabilne, im więcej zawierają w ropie emulgatorów naturalnych, takich, jak: asfalteny, kwasy naftenowe i żywice. Naturalne emulgatory tworzą film na powierzchni międzyfazowej, obniżają napięcie międzyfazowe pomiędzy ropą naftową i wodą, ułatwiając mieszanie tych faz, a także zapobiegają agregacji, a co za tym idzie, koalescencji cząstek fazy wodnej. Tworzeniu się emulsji sprzyja również obecność małych, skrystalizowanych cząsteczek parafin i glinokrzemianów. Wytworzona emulsja O/W charakteryzuje się znacznie wyższą lepkością niż lepkość ropy naftowej, co utrudnia jej transport.
Wydzielenie wody z ropy naftowej odbywa się poprzez separację grawitacyjną w podwyższonej temperaturze lub elektrokoalescencję, wymaga to jednak długiego czasu. Na ogół firmy przyspieszają ten proces stosując deemulgatory. Naturalne emulgatory, obecne w ropie obniżają napięcie międzyfazowe pomiędzy ropą naftową i wodą oraz stabilizują emulsję. Zadaniem wprowadzanych deemulgatorów jest usunięcie naturalnych emulgatorów i zajęcie ich miejsca na powierzchni międzyfazowej.
Skład ropy naftowej i wody złożowej w procesie wydobycia ropy zmienia się ustawicznie, jest różny dla różnych kopalni, a nawet dla tego samego złoża w czasie. Dlatego kompozycja deemulgatora powinna być dostosowana do każdych warunków wydobycia ropy oraz możliwości kopalni. Najlepszym zatem rozwiązaniem dla uzyskania optymalnego rezultatu jest stosowanie odpowiednio dobranych wieloskładnikowych deemulgatorów.
Przez deemulgator, stosowany przy wydobyciu ropy, rozumiany jest produkt, którego podstawową funkcją jest umożliwienie rozdziału emulsji ropy naftowej z wodą na dwie fazy: węglowodorową i wodną, obniżenie zasolenia ropy naftowej i obniżenie lepkości rop naftowych transportowanych do zbiorników i tankowców.
Deemulgatory w kopalniach ropy naftowej dozowane są na ogół w sposób ciągły do głowic odwiertów, ale również dozowane są okresowo do zbiorników. Ich typowe dozowanie wynosi od 30 do 250 ppm.
W zgłoszeniu patentowym DE2434545A1 ujawniono skład deemulgatora składającego się z (a) jednej lub kilku soli siarczanowanych eterów alkilowych i (b) jednego lub kilku konwencjonalnych demulgatorów. Kombinacja składników (a) i (b) działa synergistycznie w celu zwiększenia szybkości podziału faz. Komponent (a) to związek o wzorze: RO(AO)nSO3M, gdzie A to C3H6 lub korzystnie C2H4, R oznacza alkil, korzystnie 10-18C alkil, n = 1-10, korzystnie 1-5, a M oznacza metal alkaliczny (ziem alkalicznych), Mg lub NH4. Składnik (b) jest wybrany z oksyalkilowanej żywicy fenolowej, oksyalkilowanego estru glikolu, oksyalkilowanego fenolu, glikolu polioksyalkilenowego, kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu, alkano- lub arenosulfonianu, oksyalkilowanej aminy lub estru niższego kwasu dikarboksylowego i wysokomolowego poliolu.
Z kolei kompozycja deemulgatora według patentu EA201200620A1 zawiera kopolimer blokowy tlenku etylenu oraz tlenku propylenu na bazie gliceryny o masie cząsteczkowej 3000-6000 jako niejo nowy środek powierzchniowo-czynny, związek aminowy wybrany z grupy składającej się z dietanoloaminy, trietanoloaminy, dietyloaminy i piperydyny oraz rozpuszczalnik wybrany spośród metanolu, etanolu lub izopropanolu.
Według patentu PL215744B1 deemulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej, stosowany do wydzielania wody z surowej ropy naftowej, zawiera 0,1% do 70% masowych, soli amoniowych wytworzonych w reakcji alifatycznej poliaminy (korzystnie dietylenotriaminy) z kwasem alkilobenzenosulfonowym 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 i/lub 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.
W rozwiązaniu według patentu RU2174997C1 jako demulgator emulsji naftowych o działaniu ochronnym przed korozją zastosowano: kopolimer blokowy tlenku etylenu i tlenku propylenu na bazie etylenodiaminy o wzorze ogólnym: [H(OC3H6)m(OC2H4)n(OC3H6)]2NCH2CH2N(C3H6O)(OC2H4)n(OC3H6)mH]2, w którym 4n to 26-234, 4m to 29-203 o masie cząsteczkowej 6000-15000 jednostek konwencjonalnych. Deemulgator zawiera ponadto rozpuszczalnik, przy czym zawartość kopolimeru blokowego w rozpuszczalniku wynosi 20-90% wag.
Zgłoszenie patentowe US2006281931A1 dotyczy zastosowania alkoksylowanych usieciowanych poligliceroli do demulgowania emulsji olej/woda w ilościach od 0,0001 do 5% wagowych, w przeliczeniu na zawartość oleju w emulsji przeznaczonej do deemulgowania. Alkoksylowane usieciowane poliglicerole według wynalazku są usieciowane wielofunkcyjnymi związkami elektrofilowymi o masie cząsteczkowej od 1000 do 100 000 jednostek i zawierającymi od 5 do 100 jednostek glicerolu, które są alkoksylowane grupami tlenku C2-C4-alkilenu lub mieszaniną takiego tlenku alkilenu tak, że usieciowane alkoksylowane poliglicerole mają stopień alkoksylacji od 1 do 100 jednostek tlenku alkilenu na wolną grupę OH.
Patent RU2305124C1 dotyczy kompozycji demulgatora stosowanego do oddzielania wody złożowej od wytworzonej emulsji wodno-olejowej. Zgodnie z pierwszym wykonaniem wynalazku, kompozycja zawiera 10-25% wag. niejonowego deemulgatora na bazie kopolimerów blokowych oksyetylenowanego i oksypropylowanego glikolu propylenowego lub etylenowego, 10%-25% wag. kopolimeru blokowego tlenku etylenu/tlenku propylenu na bazie glicerolu o liczbie jednostek tlenku etylenu 1-30 i jednostkach tlenku propylenu 50-80 o masie cząsteczkowej 3000-6000, 5-15% wag. oksyetylenowanej żywicy polieterowej o masie cząsteczkowej 4000-6000, 5-15% wag. kopolimerów blokowych usieciowanego tlenku alkilenu, 10-50% wag. rozpuszczalnika oleju ciężkiego „Nefras A-120/200” zmieszanego z rozpuszczalnikiem oleju superciężkiego „Nefras A-150/330” oraz 10-50% wag. rozpuszczalnika rozpuszczalnego w wodzie, takiego jak metanol lub alkohol izopropylowy lub cellosolve butylowy. Zgodnie z drugim wykonaniem, skład jest taki sam jak powyżej, z wyjątkiem niejonowego deemulgatora na bazie kopolimerów blokowych oksyetylenowanego i oksypropylowanego glikolu propylenowego lub etylenowego zastąpionego niejonowym demulgatorem na bazie poliglikolu Dowfax 70 N14, 10-25%.
Niestety, większość dostępnych deemulgatorów do rozbijania emulsji odwrotnej ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie (O/W) jest jednofunkcyjnych i zapewniają tylko jedną funkcję, tj. rozdział emulsji na dwie fazy: ropę naftową i wodę.
Niestety, znane „reverse demulsiefiers” nie wykazują tak korzystnej dodatkowej funkcji jak przeciwdziałanie osadzaniu się siarczanów i węglanów wapnia, magnezu, strontu i baru w postaci twardych osadów na wewnętrznych częściach instalacji tłoczącej emulsję ropy z wodą. Niestety, ze względu na dużą ilość wody w emulsji, a tym samym dużą zawartość soli, rurociągi tłoczące urobek w kopalni są bardzo narażone na osadzanie się kamienia. Tworzące się twarde osady w postaci kamienia, głównie siarczanowego i węglanowego, powodują sukcesywne zmniejszanie się przekroju rurociągu, co w konsekwencji utrudnia przepływ ropy. Dodatkową niedogodnością jest występowanie korozji podosadowej i korozji mikrobiologicznej pod powierzchnią kamienia.
Niestety, znane „reverse demulsiefiers” nie wykazują również tak korzystnej dodatkowej funkcji jak przeciwdziałanie korozji rurociągów i instalacji tłoczącej emulsję woda-ropa. Duża ilość wody silnie zanieczyszczonej solami tworzy środowisko wyjątkowo korzystne dla procesów korozyjnych. Procesy korozyjne są spowodowane głównie obecnością chlorków, siarczanów i węglanów sodu, potasu, wapnia oraz magnezu. Najgroźniejsze są jony wapnia i magnezu, odpowiedzialne za twardość wody. Dodatkowym czynnikiem korozyjnym jest ditlenek węgla CO2 i siarkowodór H2S. W takich układach najczęściej występuje korozja elektrochemiczna oraz korozja podosadowa. Skutkiem jest korozja rurociągów i zwiększenie częstotliwości ich wymiany.
Niestety, znane deemulgatory przeznaczone do deemulgowania emulsji odwrotnej nie przeciwdziałają osadzaniu się cząsteczek parafin i asfaltenów, zawartych w ropie naftowej. Efektem braku tej cechy jest osadzanie się na wewnętrznych powierzchniach rurociągów i zbiorników osadów parafinowoasfaltenowych.
Innymi ważnymi problemami jest wysoki poziom dozowania znanych deemulgatorów, wysoka temperatura procesu oraz zbyt długi czas procesu deemulgowania, trwający niekiedy nawet dobę.
Celem wynalazku było opracowanie wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą, który będzie równocześnie pełnił cztery funkcje. Opracowany wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu O/W zapewni efektywny, ostry rozdział na dwie fazy: węglowodorową i wodną, przy całkowitym braku międzyfazy. Taki rozdział zapewni niższe Chemiczne Zapotrzebowanie Tlenu oddzielonej wody i mniejszą zawartość węglowodorów w tej wodzie, z korzyścią dla środowiska naturalnego. Oddzielona ropa naftowa będzie zawierała poniżej 0,1% objętościowych wody i poniżej 25 ppm chlorków. Dodatkowo opracowany wielofunkcyjny deemulgator będzie przeciwdziałał korozji, osadzaniu się parafin i asfaltenów oraz osadzaniu się kamienia na rurociągach wydobywczych i przesyłowych oraz na zbiornikach i tankowcach.
Celem wynalazku było również zmniejszenie poziomu dozowania deemulgatora w stosunku do znanych deemulgatorów, zmniejszenie temperatury procesu deemulgowania oraz zmniejszenie czasu trwania procesu deemulgowania.
Cel ten osiągnięto w rozwiązaniu według wynalazku, w którym wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, zawierający kopolimery blokowe tlenku etylenu i tlenku propylenu, sole kwasu alkilobenzenosulfonowego oraz węglowodorowe i wodorozpuszczalne rozpuszczalniki, charakteryzuje się tym, że zawiera, w przeliczeniu na całkowitą masę inhibitora:
- składnik a) w ilości od 0,1 do 50% masowych oksyetylenowanej i oksypropylenowanej gliceryny o masie cząsteczkowej od 1000 do 5000;
- składnik b) w ilości od 0,1 do 50% masowych kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o wzorze HO(CH2CH2O)x[CH(CH3)CH2O)n(CH2CH2O)yH, gdzie n to ilość cząsteczek tlenku propylenu, a x+y to ilość cząsteczek tlenku etylenu, o łącznej masie cząsteczkowej od 2000 do 3000;
- składnik c) w ilości od 0,1 do 50% masowych co najmniej jednego składnika wybranego spośród: sól sodowa kwasu poliasparginowego (C4H4NNaO3)n, o masie cząsteczkowej od 1000 do 15000 lub sól sodowa Na (2-9) kwasu dietylenotriaminopenta(metylenofosfonowego) lub kwas aminotrimetylenofosfonowy o masie cząsteczkowej od 200 do 400 lub homopolimer kwasu akrylowego o masie cząsteczkowej 2000;
- składnik d) w ilości od 0,1 do 50% masowych soli amoniowej, otrzymywanej z 3-metoksypropy- loaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do 3-metoksypropyloaminy 1:(1-1,5) lub soli poliamoniowej wytworzonej w reakcji alifatycznej poliaminy H2NC2H4(HNC2H4)nNH2, gdzie n równe 0 do 5, z kwasem alkilobenzenosulfonowym, zawierającym 4 do 20 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego poliaminy do kwasu alkilobenzenosulfonowego 1:1 do 1:(n+2), gdzie n równe 0 do 3 lub soli amoniowej, otrzymywanej z izopropyloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do izopropyloaminy 1:(1-1,5), z ewentualnym dodatkiem soli amoniowej, otrzymywanej z trietanoloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do trietanoloaminy 1 :(1-1,5) lub z ewentualnym dodatkiem soli amoniowej, otrzymywanej z monoetanoloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do monoetanoloaminy 1:(1-1,5);
- składnik e) w ilości od 5 do 99% masowych rozpuszczalników wybranych spośród takich związ- k ów jak: alkohole C1-C4 i/lub butyloglikol i/lub butylodiglikol i/lub glikole i/lub kondensat wodny i/lub węglowodory charakteryzujące się zakresem temperatur wrzenia 50 do 300°C lub ich mieszanina.
Korzystnie wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji typu olej w wodzie jako składnik a) zawiera glicerynę etoksylowaną i propoksylowaną o masie cząsteczkowej 3000 do 4000, posiadającą trzy grupy hydrofitowe, o HLB od 2 do 6, nierozpuszczalną w wodzie.
Korzystnie wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji typu olej w wodzie jako składnik a) zawiera glicerynę etoksylowaną i propoksylowaną o pH 10% roztworu 5-7 oraz o liczbie hydroksylowej 45-55.
Korzystnie wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku jako składnik b) zawiera kopolimer blokowy tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2500 do 2700 i HLB od 5 do 6.
Korzystnie wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku jako składnik c) zawiera sól sodową kwasu poliasparginowego (C4H4NNaO3)n, o masie cząsteczkowej od 1000 do 15000, o stężeniu w wodzie co najmniej 38%, o pH 8,5 do 11,5, o gęstości około 1,3 g/cm3 i o lepkości 20-60 mPas w 20°C.
Korzystnie wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku jako składnik c) zawiera sól sodową Na (2-9) kwasu dietylenotriaminopenta(metylenofosfonowego) o stężeniu w wodzie co najmniej 30%, o pH od 6 do 8 i gęstości około 1,3 g/cm3, korzystnie sól sodową Na(7) kwasu dietylenotriaminopenta (metylenofosfonowego) Na(7)DTPMP, o stężeniu 31-33% w wodzie.
Korzystnie wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku jako składnik c) zawiera kwas aminotrimetylenofosfonowy, o masie cząsteczkowej 299, o stężeniu co najmniej 49-51%, o gęstości około 1,2-1,4 g/cm3.
Korzystnie wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie sole amoniowe są solami kwasu alkilobenzenosulfonowego zawierającego grupę alkilową o łańcuchu prostym lub rozgałęzionym, mającego średnią masę cząsteczkową od 230 do 430 daltonów, korzystnie od 270 do 370 daltonów.
Korzystnie wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie rozpuszczalniki węglowodorowe charakteryzują się zakresem temperatur wrzenia od 60 do 250°C.
Korzystnie glikole wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie to glikol etylenowy, propylenowy i dipropylenowy.
Korzystnie alkohole wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie to metanol, etanol, izopropanol i izobutanol.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku zapewnia efektywny ostry rozdział na dwie fazy: węglowodorową i wodną, przy całkowitym braku międzyfazy. Taki rozdział zapewnia obniżenie Chemicznego Zapotrzebowanie Tlenu oddzielonej wody oraz obniżenie zawartości węglowodorów w wodzie do poziomu poniżej 25 ppm, z korzyścią dla środowiska naturalnego i jest znacznie niższy niż w przypadku znanych deemulgatorów. Oddzielona ropa naftowa zawiera poniżej 0,1% objętościowych wody i poniżej 25 ppm soli.
Tak wytworzony wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, według wynalazku, równocześnie pełni cztery funkcje, w przeciwieństwie do znanych deemulgatorów, które są jednofunkcyjne.
Dodatkowo wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku, przeciwdziała korozji, chroni przed osadzaniem się parafin i asfaltenów oraz przeciwdziała osadzaniu się kamienia na rurociągach i zbiornikach, w przeciwieństwie do znanych deemulgatorów, które są jednofunkcyjne.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku, wykazuje właściwości przeciwdziałania osadzaniu się osadów mineralnych na wewnętrznych powierzchniach rurociągów i zbiorników i tym samym zapobiega niebezpiecznej korozji podosadowej i korozji mikrobiologicznej, w przeciwieństwie do znanych deemulgatorów, które są jednofunkcyjne.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku wykazuje właściwości przeciwkorozyjne i tym samym zapobiega korozji wżerowej i równomiernej, w przeciwieństwie do znanych deemulgatorów, które są jednofunkcyjne.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku, wykazuje właściwości przeciwdziałania osadzaniu się cząsteczek parafin i asfaltenów w ropie i tym samym zmniejsza ilość przestojów koniecznych do usuwania nagromadzonych osadów parafinowo-asfaltenowych, w przeciwieństwie do znanych deemulgatorów, które są jednofunkcyjne.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku zapewnia ostry rozdział ropy od wody, przy braku międzyfazy. Efektem tak ostrego rozdziału jest znacznie niższe Chemiczne Zapotrzebowanie Tlenu wody i znacznie mniejsza zawartość węglowodorów w wodzie po procesie deemulgowania, a uzyskane wyniki są znacznie lepsze niż w przypadku znanych deemulgatorów.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku charakteryzuje się niską temperaturą płynięcia i wysoką odpornością na przechowywanie w dłuższym okresie czasu.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku jest skuteczny już przy dozowaniu 30 ppm, w przeciwieństwie do znanych deemulgatorów, które wymagają wyższego dozowania.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku jest skuteczny już w temperaturze 25°C, w przeciwieństwie do znanych deemulgatorów, które wymagają wyższych temperatur nawet 70°C.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku rozdziela emulsję już do 1 minuty, w przeciwieństwie do znanych deemulgatorów, które wymagają nawet 24 godzin.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku jest dozowany w ilości od 10 do 200 ppm, korzystnie od od 30 do 50 ppm, w przeliczeniu na ropę naftową zawierającą wodę, w kopalniach ropy lub w kopalniach ropy i gazu.
Przedmiot wynalazku został szczegółowo przedstawiony w przytoczonych poniżej przykładach.
Przykład 1
Do reaktora wprowadzono 300 kg (30% masowych) butylodiglikolu, 300 kg (30% masowych) kondensatu wodnego, 100 kg (10% masowych) alkoholu metylowego, a następnie 80 kg (8% masowych) gliceryny etoksylowanej i propoksylowanej o masie cząsteczkowej 3800 i HLB 3,5 oraz 100 kg (10% masowych) kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 3000 i HLB 8,5. Po ujednorodnieniu wprowadzono 90 kg (9% masowych) homopolimeru kwasu akrylowego o masie cząsteczkowej 2000 i o pH 5,0 i o stężeniu 54%. Proces rozpuszczania składników przeprowadzono w temperaturze otoczenia, przy ciągłym mieszaniu. Następnie wprowadzono 20 kg (2% masowych) soli 3-metoksypropyloaminy z kwasem izododecylobenzenosulfonowym, jako produktu reakcji 1,1 mola aminy z 1 molem kwasu, o pH 1% roztworu wodnego soli 7,2 oraz 10 kg (1% masowych) soli trietanoloaminy z kwasem izododecylobenzenosulfonowym, jako produktu reakcji 1,2 mola aminy i 1 mola kwasu o pH 1% roztworu wodnego soli 7,3. Zawartość reaktora ujednorodniono do uzyskania jednorodnej, klarownej cieczy, w ilości 1000 kg.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według Przykładu 1 stanowi klarowną, jednorodną bezbarwną ciecz, o gęstości 1,04 g/cm3 w temperaturze 20°C i temperaturze płynięcia - 52°C.
Przykład 2
Do reaktora wprowadzono 300 kg (30% masowych) glikolu propylenowego, 300 kg (30% masowych) kondensatu wodnego i 80 kg (8% masowych) izobutanolu. Następnie wprowadzono 200 kg (20% masowych) gliceryny etoksylowanej i propoksylowanej o masie cząsteczkowej 4500 i HLB 5,3 oraz 50 kg (5% masowych) kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2330 i HLB 4,9. Po ujednorodnieniu wprowadzono 20 kg (2% masowych) soli 3-metoksypropyloaminy z kwasem izododecylobenzenosulfonowym, jako produktu reakcji 1,1 mola aminy z 1 molem kwasu, o pH 1% roztworu wodnego soli 7,2 oraz 10 kg (1% masowych) soli izopropyloaminy z kwasem izododecylobenzenosulfonowym, jako produktu reakcji 1,2 mola aminy i 1 mola kwasu, o pH 1% roztworu wodnego soli 7,4. Po ujednorodnieniu wprowadzono 40 kg (4% masowych) soli sodowej kwasu poliasparginowego, o masie cząsteczkowej 14000, o stężeniu w wodzie 38%, o pH 9,5. Proces rozpuszczania składników prowadzono w temperaturze otoczenia, przy ciągłym mieszaniu. Zawartość reaktora ujednorodniono do uzyskania jednorodnej, klarownej cieczy, w ilości 1000 kg. Wielofunkcyjny deemul gator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według Przykładu 2 stanowi klarowną, jednorodną bezbarwną ciecz, o gęstości 1,02 g/cm3 w temperaturze 20°C i temperaturze płynięcia - 39°C.
Przykład 3
Do reaktora wprowadzono 290 kg (29% masowych) alkoholu metylowego i 290 kg (29% masowych) kondensatu wodnego oraz 30 kg (3% masowych) glikolu propylenowego, a następnie wprowadzono 200 kg (20% masowych) gliceryny etoksylowanej i propoksylowanej o masie cząsteczkowej 3000 i HLB 2,5. Po ujednorodnieniu wprowadzono 80 kg (8% masowych) kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2000 i HLB 2,4. Po ujednorodnieniu wprowadzono 10 kg (1% masowych) soli 3-metoksypropyloaminy z kwasem alkilobenzenosulfonowym zawierającym 10 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, jako produktu reakcji 1,1 mola aminy z 1 molem kwasu, o pH 1% roztworu wodnego soli 7,2 oraz 10 kg (1% masowych) soli monoetanoloaminy z kwasem izododecylobenzenosulfonowym, jako produktu reakcji 1,1 mola aminy z 1 molem kwasu, o pH 1% roztworu wodnego soli 7,1. Po ujednorodnieniu wprowadzono 90 kg (9% masowych) kwasu aminotrimetylenofosfonowego o masie cząsteczkowej 300, o stężeniu 51%, o gęstości około 1,2 g/cm3. Proces rozpuszczania składników przeprowadzono w temperaturze otoczenia, przy ciągłym mieszaniu. Zawartość reaktora ujednorodniono do uzyskania jednorodnej, klarownej cieczy, w ilości 1000 kg.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według Przykładu 3 stanowi klarowną, jednorodną bezbarwną ciecz, o gęstości 1,01 g/cm3 w temperaturze 20°C i temperaturze płynięcia - 42°C.
Przykład 4
Do reaktora wprowadzono 510 kg (51% masowych) ksylenu i 100 kg (10% masowych) alkoholu metylowego, a następnie 50 kg (5% masowych) gliceryny etoksylowanej i propoksylowanej o masie cząsteczkowej 3400 i HLB 3,5. Po ujednorodnieniu wprowadzono 200 kg (20% masowych) kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2960 i HLB 8,2. Po ujednorodnieniu wprowadzono 50 kg (5% masowych) soli 3-Metoksypropyloaminy z kwasem alkilobenzenosulfonowym zawierającym 10 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, jako produktu reakcji 1,1 mola aminy: 1 mola kwasu, o pH 1% roztworu wodnego soli 7,2 oraz 50 kg (5% masowych) soli trietanoloaminy z kwasem izododecylobenzenosulfonowym, jako produktu reakcji 1,1 mola aminy i 1 mola kwasu, o pH 1% roztworu wodnego soli 7,1. Po ujednorodnieniu wprowadzono 20 kg (2% masowych) kondensatu wodnego oraz 20 kg (2% masowych) soli sodowej Na (5) kwasu dietylenotriaminopenta(metylenofosfonowego) o stężeniu w wodzie 32%, o pH 6. Proces rozpuszczania składników przeprowadzono w temperaturze otoczenia, przy ciągłym mieszaniu. Zawartość reaktora ujednorodniono do uzyskania jednorodnej, klarownej cieczy, w ilości 1000 kg.
Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z woda typu olej w wodzie według Przykładu 4 stanowi klarowną, jednorodną bezbarwną ciecz, o gęstości 0,98 g/cm3 w temperaturze 20°C i temperaturze płynięcia poniżej - 60°C.
Prz ykład 5
Do oceny właściwości deemulgujących wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku zastosowano metodę opisaną poniżej.
Do cylindra pomiarowego o pojemności 100 ml wprowadzano 30 ml ropy naftowej oraz 50 ml wody morskiej, pobranych na platformie wiertniczej. Cylinder pomiarowy wraz z zawartością wstawiano do łaźni wodnej o temperaturze 25°C. Po okresie 0,5 godziny zawartość cylindra miarowego mieszano mieszadłem z częstością obrotów 1500 obrotów/minutę przez 5 minut, w celu wytworzenia odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie. Do tak wytworzonej emulsji dozowano precyzyjnie Deemulgator według wynalazku. Emulsję z udziałem Deemulgatora według wynalazku mieszano z częstością obrotów 100 obrotów/minutę przez 1 minutę. Po wyłączeniu mieszania określano w ml ilość wydzielających się trzech faz (ropa naftowa, emulsja, woda) po 2, 3, 5, 7 i 15 minutach odstawania. Po 7 minutach odstawania pobierano ropę naftową, w celu oznaczenia w niej zawartości chlorków i wody oraz wodę, w celu oznaczenia w niej zawartości węglowodorów.
Przykład 6
Do oceny właściwości przeciwdziałania wytrącania się siarczanu wapnia z roztworu dla wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku zastosowano normę „Laboratory Screening Tests to Determine the Ability of Scale Inhibitors to Prevent the Precipitation of Calcium Sulfate and Calcium Carbonate from Solution”, NACE Standard TM0374-2007.
Do badań zastosowano Solankę A, zawierającą wapń, o składzie: 7,50 g/l NaCl oraz 11,10 g/l CaCl2 x 2H2O w 1 litrze wody zdemineralizowanej oraz Solankę B, zawierającą siarczan, o składzie: 7,50 g/l NaCl oraz 10,66 g/l Na2SO4 w 1 litrze wody zdemineralizowanej.
Do testowych butelek o pojemności 250 ml odmierzano 50 ppm wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku. Następnie wlewano 50 ml Solanki A oraz 50 ml Solanki B. Zawartość butelek mieszano ręcznie, następnie umieszczano je w suszarce na okres 24 godzin w temperaturze 71 ± 1 °C. Wykonywano również próbę zerową, bez udziału deemulgatora. Po zakończeniu testu i ochłodzeniu zawartości butelek do temperatury 25 ± 1°C, wykonywano dokumentację fotograficzną wyglądu zawartości butelek oraz osadów na dnie butelek. Następnie pobierano znad osadu 50 ml cieczy, w celu oznaczenia w niej zawartości jonów Ca2+, poprzez miareczkowanie roztworem EDTA. Procent ochrony przed osadami nieorganicznymi (siarczan wapnia) obliczano według wzoru: % ochrony = (Ca - Cb) / (Cc - Cb) χ 100, gdzie Ca - stężenie jonów Ca2+ w badanej próbce po badaniu, mg/l oraz Cb - stężenie jonów Ca2+ w próbce zerowej (Solanka A+B) po badaniu, mg/l oraz Cc - stężenie jonów Ca2+ w próbce zerowej (Solanka A+B) przed badaniem, mg/l.
Przykład 7
Do oceny właściwości przeciwdziałania wytrącaniu się węglanu wapnia z roztworu dla wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku zastosowano normę „Laboratory Screening Tests to Determine the Ability of Scale Inhibitors to Prevent the Precipitation of Calcium Sulfate and Calcium Carbonate from Solution”, NACE Standard TM0374-2007.
Do badań zastosowano: Solankę C zawierającą wapń: 12,15 g/l CaCl2x2H2O, 3,68 g/litr MgCl2x6H2O, 33,0 g/l NaCl w 1 litrze wody zdemineralizowanej. Bezpośrednio przed użyciem nasycono dwutlenkiem węgla CO2 oraz Solankę D zawierającą wodorowęglan: 7,36 g/l NaHCOs, 33,0 g/l NaCl w 1 litrze wody zdemineralizowanej. Bezpośrednio przed użyciem nasycono 30 minut dwutlenkiem węgla CO2.
Do testowych butelek o pojemności 250 ml odmierzano 50 ppm wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku. Następnie wlewano 50 ml Solanki C uprzednio poddanej barbotażowi CO2 oraz 50 ml Solanki D uprzednio poddanej barbotażowi CO2. Zawartość butelek mieszano ręcznie, następnie umieszczano je w suszarce na okres 24 godzin w temperaturze 71 ± 1°C. Wykonywano również próbę zerową, bez udziału inhibitora. Po zakończeniu testu i ochłodzeniu zawartości butelek do temperatury 25 ± 1°C, wykonywano dokumentację fotograficzną wyglądu zawartości butelek oraz osadów na dnie butelek. Następnie pobierano znad osadu 50 ml cieczy, w celu oznaczenia w niej zawartości jonów Ca2+, poprzez miareczkowanie roztworem EDTA.
Procent ochrony przed osadami nieorganicznymi (węglan wapnia) obliczano według wzoru: % ochrony = (Ca - Cb) / (Cc - Cb) χ 100, gdzie Ca - stężenie jonów Ca2+ w badanej próbce po badaniu, mg/l oraz gdzie Cb - stężenie jonów Ca2+ w próbce zerowej (Solanka C+D) po badaniu, mg/l oraz gdzie Cc - stężenie jonów Ca2+ w próbce zerowej (Solanka C+D) przed badaniem, mg/l.
Przykład 8
Do oceny właściwości przeciwkorozyjnych wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku zastosowano metodę „Wheel Test Method Used for Evaluation of Film-Persistent Corrosion Inhibitors for Oilfield Applications, NACE 1D182 -2005”.
Do badań stosowano wodę korozyjną według normy uprzednio poddaną barbotażowi ditlenkiem węgla CO2 oraz olej parafinowy, zmieszane w stosunku 90:10 procent objętościowych.
Do butelek testowych zawierających wodę korozyjną z olejem parafinowym, wprowadzano wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku, a następnie umieszczano w nich płytki stalowe typu ShimStock. Butelki testowe szczelnie zamykano i umieszczano w termostacie w temperaturze 65,5°C, w aparacie obrotowym, który obracał się z prędkością 15 obrotów/minutę. Test prowadzono przez 72 godziny. Po badaniu płytki stalowe oczyszczano i oceniano ubytek masy oraz ewentualną obecność korozji wżerowej. Procent ochrony
PL 243758 BI przed korozją obliczano z ubytku masy płytki stalowej w obecności wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropa naftowa-woda typu olej w wodzie według wynalazku W(Deemulgator) oraz bez jego udziału W(0).
Procent ochrony, % P = W(0) - W(Deemulgator) /W(0) χ 100%
Przykład 9
Do oceny właściwości dyspergujących parafiny i asfalteny w ropie naftowej wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku zastosowano metodę opisaną poniżej.
Badanie prowadzono w laboratorium klimatyzowanym w temperaturze zbliżonej do 18°C. Próbkę ropy naftowej mieszano z osadem parafinowym w stosunku 90 do 10% masowych. Do zlewek o pojemności 100 ml zawierających po 80 gramów próbki ropy naftowej z osadem parafinowym, dozowano Deemulgator według wynalazku. Po osiągnięciu temperatury 60°C do środka mieszaniny zakładano płytkę metalową i przykrywano szkiełkiem zegarkowym. Gotowe zestawy pozostawiono w laboratorium klimatyzowanym w temperaturze 18°C na okres 24 godzin. Po badaniu płytki wyjęto, pozostawiono na 15 minut do ocieknięcia, następnie zważono.
Wynikiem badania jest różnica wagi próbki metalowej z osadem parafinowym po badaniu i próbki metalowej przed badaniem.
Zdolność do dyspergowania parafin i asfaltenów wyliczano przy zastosowaniu następującego wzoru: % ochrony przed parafinami = (Χο-Χι)/Χο χ 100 %, gdzie Xi - średni przyrost masy płytki z wielofunkcyjnym deemulgatorem do rozbijania odwrotnej emulsji ropa naftowa-woda typu olej w wodzie według wynalazku, gdzie Xo - średni przyrost masy płytki bez wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropa naftowało woda typu olej w wodzie według wynalazku.
Tablica 1. Wyniki badań właściwości deemulgujacych zgodnie z Przykładem 5, wykonanych dla wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku według Przykładu 1,2, 3, 4, w porównaniu z komercyjnym deemulgatorem. Koncentracja wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropa naftowa-woda typu olej w wodzie według wynalazku w emulsji odwrotnej ropy naftowej z wodą wynosiła 30 ppm.
Deemulgator według wynalazku Według Przykładu Próba zerowa Komercyjny deemulgator
Przykład 1 2 3 4
Po 1 min odstawania uzyskano
Ropa naftowa, % 100,0 100,0 100,0 100,0 5,0 45,0
Międzyfaza, % 0.0 0,0 0.0 0,0 98.0 45,0
Woda, % 100,0 przeźroczysta ciecz 100,0 przeźroczysta ciecz 100,0 przeźroczysta ciecz 100,0 przeźroczysta ciecz 0,0 100,0 lekko mętna ciecz
Zawartość węglowodorów w odzyskanej wodzie po 7 minutach odstawania
Zawartość węglowodorów w wodzie, ppm 24 23 22 21 >1000 60
Zawartość wody w odzyskanej ropie po 7 minutach odstawania
Zawartość wody w ropie, % (v/v) <0,1 <0,1 <0,1 <0,1 4,5 0,5
Zawartość chlorków w odzyskanej ropie po 7 minutach odstawania
Zawartość chlorków w ropie, ppm 24 20 15 22 1050 350
PL 243758 Β1
Tablica 2. Wyniki badań właściwości przeciwdziałania osadzaniu się siarczanu i węglanu wapnia zgodnie z Przykładem 6 i 7, wykonanych dla wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według Przykładu 1,2, 3, 4, w porównaniu z komercyjnym deemulgatorem.
Dccmulgator według wynalazku Według Przykładu Komercyjny deemulgator
Przykład 1 2 3 4
Dozowanie deemulgatora % ochrony przed siarczanem wapnia
50 ppm brak osadu brak osadu brak osadu brak osadu duża ilość osadu
90,9 99,9 99,8 95,0 0,0
Dozowanie % ochrony przed węglanem wapnia
50 ppm brak osadu brak osadu brak osadu brak osadu duża ilość osadu
95,1 95,4 95,2 95,4 0,0
Tablica 3. Wyniki badań właściwości przeciwkorozyjnych zgodnie z Przykładem 8, wykonanych dla wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według Przykładu 1, 2, 3, 4, w porównaniu z komercyjnym deemulgatorem.
Dccmulgator według wynalazku Według Przykładu Komercyjny dccmulgator
Przykład 1 2 3 4
Dozowanie deemulgatora % ochrony przed korozją
50 ppm 73,4 53,43 43,74 90,74 0,0
Tablica 4. Wyniki badań właściwości przeciwdziałania osadzaniu się parafin i asfaltenów zgodnie z Przykładem 9, wykonanych dla wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku według Przykładu 1,2, 3, 4, w porównaniu z komercyjnym deemulgatorem.
Deemulgator według wynalazku Według Przykładu Komercyjny dccmulgator
Przykład 1 2 3 4
Dozowanie deemulgatora % ochrony przed osadzaniem się parafin i asfaltenów
50 ppm 29,8 53,8 39,4 43,3 0,0

Claims (11)

1. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą, zawierający kopolimery blokowe tlenku etylenu i tlenku propylenu oraz sole kwasu alkilobenzenosulfonowego oraz węglowodorowe i wodorozpuszczalne rozpuszczalniki, znamienny tym, że zawiera, w przeliczeniu na całkowitą masę inhibitora:
- składnik a) w ilości od 0,1 do 50% masowych oksyetylenowanej i oksypropylenowanej gli- ceryny o masie cząsteczkowej od 1000 do 5000;
- składnik b) w ilości od 0,1 do 50% masowych kopolimeru blokowego tlenku etylenu i tlenku propylenu o wzorze HO(CH2CH2O)x[CH(CH3)CH2O)n(CH2CH2O)yH, gdzie n to ilość cząsteczek tlenku propylenu, a x+y to ilość cząsteczek tlenku etylenu, o łącznej masie cząsteczkowej od 2000 do 3000;
- składnik c) w ilości od 0,1 do 50% masowych co najmniej jednego składnika wybranego spośród: sól sodowa kwasu poliasparginowego (C4H4NNaO3)n, o masie cząsteczkowej od 1000 do 15000 lub sól sodowa Na (2-9) kwasu dietylenotriaminopenta(metylenofosfonowego) lub kwas aminotrimetylenofosfonowy o masie cząsteczkowej od 200 do 400 lub homopolimer kwasu akrylowego o masie cząsteczkowej 2000;
- składnik d) w ilości od 0,1 do 50% masowych soli amoniowej, otrzymywanej z 3-metoksy- propyloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do 3-metoksypropyloaminy 1 :(1-1,5) lub soli poliamoniowej wytworzonej w reakcji alifatycznej poliaminy H2NC2H4(HNC2H4)nNH2, gdzie n równe 0 do 5, z kwasem alkilobenzenosulfonowym, zawierającym 4 do 20 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego poliaminy do kwasu alkilobenzenosulfonowego 1:1 do 1:(n+2), gdzie n równe 0 do 3 lub soli amoniowej, otrzymywanej z izopropyloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do izopropyloaminy 1:(1-1,5), z ewentualnym dodatkiem soli amoniowej, otrzymywanej z trietanoloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do trietanoloaminy 1 :(1-1,5) lub z ewentualnym dodatkiem soli amoniowej, otrzymywanej z monoetanoloaminy i kwasu alkilobenzenosulfonowego, zawierającego od 8 do 14 atomów węgla w grupie alkilowej, przy zachowaniu stosunku molowego kwasu alkilobenzenosulfonowego do monoetanoloaminy 1:(1-1,5);
- - składnik e) w ilości od 5 do 99% masowych rozpuszczalników wybranych spośród takich związków jak: alkohole C1-C4 i/lub butyloglikol i/lub butylodiglikol i/lub glikole i/lub kondensat wodny i/lub węglowodory charakteryzujące się zakresem temperatur wrzenia 50 do 300°C lub ich mieszanina.
2. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji według zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik a) zawiera glicerynę etoksylowaną i propoksylowaną o masie cząsteczkowej 3000 do 4000, posiadającą trzy grupy hydrofitowe, o HLB od 2 do 6, nierozpuszczalną w wodzie.
3. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji według zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik a) zawiera glicerynę etoksylowaną i propoksylowaną o pH 10% roztworu 5-7 oraz o liczbie hydroksylowej 45-55.
4. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji według zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik b) zawiera kopolimer blokowy tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2500 do 2700 i HLB od 5 do 6.
5. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji według zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik c) zawiera sól sodową kwasu poliasparginowego (C4H4NNaO3)n, o masie cząsteczkowej od 1000 do 15000, o stężeniu w wodzie co najmniej 38%, o pH 8,5 do 11,5, o gęstości około 1,3 g/cm3 i o lepkości 20-60 mPas w 20°C.
6. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji według zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik c) zawiera sól sodową Na (2-9) kwasu dietylenotriaminopenta(metylenofosfonowego) o stężeniu w wodzie co najmniej 30%, o pH od 6 do 8 i gęstości około
1,3 g/cm3, korzystnie sól sodową Na (7) kwasu dietylenotriaminopenta (metylenofosfonowego) Na(7)DTPMP, stężeniu 31-33% w wodzie.
7. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji według zastrz. 1, znamienny tym, że jako składnik c) zawiera kwas aminotrimetylenofosfonowy, o masie cząsteczkowej 299, o stężeniu co najmniej 49-51%, o gęstości około 1,2-1,4 g/cm3.
8. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji 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 średnią masę cząsteczkową od 230 do 430 daltonów, korzystnie od 270 do 370 daltonów.
9. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji według zastrz. 1, znamienny tym, że wchodzące w jego skład rozpuszczalniki węglowodorowe charakteryzują się zakresem temperatur wrzenia od 60 do 250°C.
10. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji według zastrz. 1, znamienny tym, że wchodzące w jego skład glikole to glikol etylenowy, propylenowy i dipropylenowy.
11. Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji według zastrz. 1 , znamienny tym, że wchodzące w jego skład alkohole to metanol, etanol, izopropanol i izobutanol.
PL439615A 2021-11-23 2021-11-23 Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie PL243758B1 (pl)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PL439615A PL243758B1 (pl) 2021-11-23 2021-11-23 Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PL439615A PL243758B1 (pl) 2021-11-23 2021-11-23 Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie

Publications (2)

Publication Number Publication Date
PL439615A1 PL439615A1 (pl) 2023-05-29
PL243758B1 true PL243758B1 (pl) 2023-10-09

Family

ID=86548350

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PL439615A PL243758B1 (pl) 2021-11-23 2021-11-23 Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie

Country Status (1)

Country Link
PL (1) PL243758B1 (pl)

Also Published As

Publication number Publication date
PL439615A1 (pl) 2023-05-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7449429B2 (en) System for treating petroleum and petrochemical slop oil and sludge wastes
ES2496065T3 (es) Composiciones y procedimiento para romper emulsiones de agua en aceite
US20220056345A1 (en) Ionic liquids and methods of using same
Fink Guide to the practical use of chemicals in refineries and pipelines
WO1999041343A1 (en) Method for cleaning deposits from a tank using a surfactant composition
MXPA02005351A (es) Formulaciones aditivas para la produccion de petroleo.
PL243758B1 (pl) Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie
US3959158A (en) High temperature corrosion inhibitor for gas and oil wells
PL243760B1 (pl) Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej
PL245669B1 (pl) Wielofunkcyjny deemulgator do odsalania i odwadniania rop asfaltenowych w elektrodehydratorach
Gurbanov et al. STUDY ON EFFICIENCY OF NEW MULTIFUNCTIONAL COMPOSITIONS FOR PREPARATION OF OIL FOR TRANSPORTATION.
PL245670B1 (pl) Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania emulsji ropa naftowa- woda typu W/O
PL245668B1 (pl) Wielofunkcyjny deemulgator do odsalania parafinowych rop naftowych w elektrodehydratorach
PL243759B1 (pl) Biodegradowalny deemulgator do rop naftowych
US3549532A (en) Weighted corrosion inhibitors
PL237624B1 (pl) Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów
Valiev et al. Study on the efficiency of ARPD (asphaltene, resin and paraffin deposit) solvents when preparing pipelines for the transportation of petroleum products
EP3856684A1 (en) Method of suspending elemental sulfur in water
US20260028535A1 (en) Oilfield composition
Bęben The effectiveness of chemicals used in the process of transmitting crude oil from the well to the processing plant
RU2157398C1 (ru) Деэмульгатор
WO2023031717A2 (en) Emulsifier compositions
Pashayeva Study of the effect of the composition of high-paraffin oil on their freezing temperature and on the corrosion aggressivity of formation water
PL226810B1 (pl) Termodynamiczny inhibitor hydratów odziałaniu przeciwkorozyjnym iantyaglomeracyjnym doochrony urzadzen wydobywczych, rurociagów transportujacych rope naftowa isposób jego wytwarzania
PL215744B1 (pl) Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej