PL243760B1 - Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej - Google Patents
Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej Download PDFInfo
- Publication number
- PL243760B1 PL243760B1 PL439619A PL43961921A PL243760B1 PL 243760 B1 PL243760 B1 PL 243760B1 PL 439619 A PL439619 A PL 439619A PL 43961921 A PL43961921 A PL 43961921A PL 243760 B1 PL243760 B1 PL 243760B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- water
- sub
- crude oil
- oil
- acid
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 220
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 title claims abstract description 107
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 98
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 title claims abstract description 87
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 73
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 48
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 46
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 46
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 52
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 36
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 32
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 21
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 18
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 17
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 16
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 claims abstract description 13
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 11
- FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 3-methoxypropan-1-amine Chemical compound COCCCN FAXDZWQIWUSWJH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 10
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 9
- JIGUQPWFLRLWPJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acrylate Chemical compound CCOC(=O)C=C JIGUQPWFLRLWPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229920006323 amphoteric acrylamide copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 8
- JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N isopropylamine Chemical compound CC(C)N JJWLVOIRVHMVIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims abstract description 7
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229920000805 Polyaspartic acid Polymers 0.000 claims abstract description 6
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 108010064470 polyaspartate Proteins 0.000 claims abstract description 6
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 5
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229920005682 EO-PO block copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000003021 water soluble solvent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 2
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- -1 ethylene, propylene Chemical group 0.000 claims description 7
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 claims description 5
- DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N dtpmp Chemical compound OP(=O)(O)CN(CP(O)(O)=O)CCN(CP(O)(=O)O)CCN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O DUYCTCQXNHFCSJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000019256 formaldehyde Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 29
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 23
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 22
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 22
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 21
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 20
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 19
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 17
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 17
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 13
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 11
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N monopropylene glycol Natural products CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 9
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 9
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 9
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 8
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 8
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 8
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 7
- 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 6
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 6
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 6
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical group [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 5
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 5
- 230000016507 interphase Effects 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 5
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 5
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 5
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 4
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 3
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 3
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 2
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N Piperidine Chemical compound C1CCNCC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 229930182470 glycoside Natural products 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 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
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AFCARXCZXQIEQB-UHFFFAOYSA-N N-[3-oxo-3-(2,4,6,7-tetrahydrotriazolo[4,5-c]pyridin-5-yl)propyl]-2-[[3-(trifluoromethoxy)phenyl]methylamino]pyrimidine-5-carboxamide Chemical compound O=C(CCNC(=O)C=1C=NC(=NC=1)NCC1=CC(=CC=C1)OC(F)(F)F)N1CC2=C(CC1)NN=N2 AFCARXCZXQIEQB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007832 Na2SO4 Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000005215 alkyl ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical class [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006056 electrooxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N heavy water Substances [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001504 inorganic chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011256 inorganic filler Substances 0.000 description 1
- 229910003475 inorganic filler Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000003918 potentiometric titration Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
- C02F1/54—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities using organic material
- C02F1/56—Macromolecular compounds
-
- 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
-
- 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)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Przedmiotem zgłoszenia jest sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, który charakteryzuje się tym, że obejmuje etap I i etap II, przy czym: w I etapie stosuje się, w ilości 10 do 100 ppm, korzystnie 30-50 ppm wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie na dwie fazy: ropę naftową i wodę, zawierający kopolimery blokowe tlenku etylenu i tlenku propylenu, sole kwasu alkilobenzenosulfonowego oraz węglowodorowe i wodorozpuszczalne rozpuszczalniki, który 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(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 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, a następnie w II etapie stosuje się, w ilości od 0,4 do 20,0 ppm, korzystnie od 2 do 6 ppm mieszanki klaryfikatorów do oczyszczenia wody po procesie deemulgowania, przy czym mieszanka zawiera 20-40% masowych flokulantu anionowego tj. polimeru kwasu metakrylowego z etylo 2-propenianem o stężeniu 12,0–18,0% w wodzie i 20-40% masowych flokulantu syntetycznego na bazie poliakrylamidu o ładunku anionowym, o gęstości nasypowej 750-950 g/litr i 20-40% masowych flokulantu na bazie amfoterycznego kopolimeru akryloamidowego w wodnej dyspersji, o pH 2,5-4,5 i gęstości 1,2 g/cm<sup>3</sup>, o ładunku anionowo-kationowym.
Description
Przedmiotem wynalazku jest sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej w kopalniach ropy i gazu.
Ropa naftowa i woda, podczas procesu wydobycia, są transportowane przez rury wydobywcze pod wysokim ciśnieniem i przy wysokiej temperaturze. Obydwie fazy mieszają się ze sobą z wytworzeniem stabilnej emulsji. Wytworzona mieszanina jest najczęściej emulsją typu 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. Emulsje odwrotne są tym bardziej stabilne, im więcej zawierają w ropie emulgatorów naturalnych, takich, jak: asfalteny, kwasy naftenowe i żywice.
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.
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.
Deemulgacja i separacja węglowodorów podczas wstępnego oddzielania ropy od wody w kopalniach ropy, zwykle nie pozostawia fazy wodnej wystarczająco wolnej od węglowodorów. Zawiera ona, w zależności od złoża oraz w zależności od skuteczności deemulgatora nawet 1000 ppm węglowodorów.
W zależności od położenia geograficznego limity te mogą wynosić od 40 ppm pozostałości ropopochodnych w wodzie, do nawet 10 ppm. Przepisy dotyczące ochrony środowiska będą nadal naciskać na zmniejszenie tych limitów zrzutów, szczególnie na platformach wiertniczych. Skuteczne odolejanie można osiągnąć za pomocą koagulantów lub flokulantów.
Inny rodzaj zanieczyszczeń wody po procesie deemulgowania to ciała stałe, w szczególności drobne i bardzo drobne. Mogą one powodować poważne problemy z płynami wiertniczymi, gdy pozwala się na ich gromadzenie. Zawieszone cząstki stałe (TSS) jest to sucha masa zawieszonych cząstek, które nie są rozpuszczone w próbce wody. Całkowite rozpuszczone ciała stałe to kolejny parametr uzyskany w oddzielnej analizie, która jest również wykorzystywana do określania jakości wody na podstawie całkowitej ilości substancji, które są całkowicie rozpuszczone w wodzie. Są usuwane przy zastosowaniu niektórych chemikaliów, w szczególności koagulantów i flokulantów polimerowych, w połączeniu z urządzeniami mechanicznymi.
Wysokie jest również Chemiczne Zapotrzebowanie Tlenu tej wody. W przypadku, gdy stosowane są mało skuteczne, nieefektywne deemulgatory, Chemiczne Zapotrzebowanie Tlenu wody po procesie deemulgowania może sięgać nawet powyżej wartości 15 000 mg O2/litr.
W celu spełnienia limitów zrzutów do kanalizacji, ale także, gdy wody po procesie deemulgowania zawracane są z powrotem do górotworu, takie wody są oczyszczane. Zazwyczaj system separacji jest wyposażony w sprzęt do oczyszczania ścieków, aby prowadzić dalszy proces oddzielenia kropel oleju od wody. W skład tego sprzętu wchodzą hydrocyklony, zbiorniki flotacyjne, jednostki filtracyjne i wirówki. Wydajność tych urządzeń można znacznie poprawić poprzez zastosowanie chemicznych środków flokulacyjnych.
Flokulacja jest proces łączenia się stałych cząstek zdyspergowanych w wodzie w większe aglomeraty wskutek działania związków zwanych flokulantami. Aglomeracja następuje poprzez sorpcję łańcuchów cząsteczek flokulanta jednocześnie na wielu cząstkach ciała stałego. W wyniku tego procesu powstają większe aglomeraty cząstek (flokuły), które następnie sedymentują tworząc porowaty osad o dużej objętości. Osad taki poddawany jest następnie filtracji i działaniu urządzeń odwadniających.
Oczyszczona i klarowna woda może być odprowadzona do kanalizacji. Flokulacja jest jednym z podstawowych procesów oczyszczania ścieków, zarówno komunalnych, jak i przemysłowych. Są flokulanty (polielektrolity) proszkowe i emulsyjne oraz wodne dyspersje polimerowe.
Flokulanty to polimery o średniej i dużej masie cząsteczkowej, które działają na zasadzie mostkowania między kroplami oleju a zawieszonymi ciałami stałymi do tworzenia aglomeratów. Zarówno koagulanty, jak i flokulanty są stosowane w aplikacjach odolejania (klarowania wody) i odwadniania.
Koagulacja jest to proces polegający na łączeniu się pojedynczych cząstek substancji rozproszonej w większe aglomeraty. W wyniku tego procesu wytrącają się osady, które w kolejnych procesach takich jak flokulacja i filtracja mogą zostać usunięte z układu. Jednym z czynników powodującym koagulację może być dodatek koagulantu o przeciwnym znaku ładunku elektrycznego do ładunku cząstek koloidowych zawartych w ściekach. Produkty koagulujące dzielą się na kilka grup. Są to m.in. koagulanty naturalne, nieorganiczne i organiczne oraz preparaty modyfikowane o specjalnym przeznaczeniu. W procesie oczyszczania ścieków za pomocą koagulacji możemy uzyskać znaczny efekt redukcji zawiesin nawet do 90% oraz redukcję BZT5 do poziomu 85%. Dlatego też, bardzo istotnym czynnikiem jest odpowiedni dobór koagulantu, który umożliwi nam skuteczne przeprowadzenie neutralizacji i uzyskanie oczekiwanych poziomów redukcji wartości ChZT i BZT5 w oczyszczanych ściekach. Koagulanty to na ogół polimery o niskiej masie cząsteczkowej. Funkcjonują poprzez zmniejszenie powierzchniowego ładunku elektronicznego na kropelkach oleju i zawieszone ciała stałe umożliwiające bliższy kontakt i koagulację.
Koagulanty można stosować samodzielnie lub w połączeniu z koagulantem nieorganicznym lub flokulantem organicznym. W wielu przypadkach może to wyeliminować konieczność stosowania koagulantów nieorganicznych.
W celu rozbicia emulsji odwrotnej z ropy naftowej typu olej w wodzie (O/W) w kopalniach ropy i gazu, stosowane są deemulgatory.
Deemulgator, stosowany przy wydobyciu ropy, jest to 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 niejonowy 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%.
Po rozdzieleniu emulsji ropy naftowej z wodą na dwie fazy: węglowodorową i wodną, ropa naftowa jest kierowana do zbiorników lub tłoczona rurociągami na tankowiec. Woda natomiast musi zostać oczyszczona zarówno z nadmiaru węglowodorów, jak również cząstek stałych. Służą do tego klaryfikatory, w tym flokulanty i koagulanty, które dozowane są w ilości nawet powyżej 20 ppm.
W opisie patentowym CN112250141B ujawniono odwrócony demulgator do obróbki wody z ropy naftowej i sposób jego przygotowania, które należą do dziedziny techniki oczyszczania ścieków. Odwrócony demulgator zawiera następujące składniki w procentach masowych: 4,63-7,25% spolimeryzowanej soli metalu o wysokiej wartościowości, 14,63-26,67% niejonowego polieteru, 8,69-10,98% alkiloglikozydu i bilans wody. Według odwrotnego demulgatora, glikozyd alkilowy i niejonowy polieter mogą generować środek powierzchniowo czynny, którego typ jest odwrotny do emulsji tworzonej przez emulgator, tak że emulgator ulega przemianie fazowej i traci właściwości emulgujące, napięcie międzyfazowe wody - emulsja w oleju lub olej w wodzie jest ulepszona, cząstki koloidalne w ściekach tracą stabilną siłę odpychania i przyciągania, ostatecznie utracona jest stabilność, tworząc kłaczki; a kationy metali o wysokiej wartościowości w spolimeryzowanej soli metalu o wysokiej wartościowości mogą odgrywać rolę w ściskaniu podwójnych warstw elektrycznych, tak że krople oleju są bliskie obojętności, stabilność kropel oleju jest zmniejszona, tworząc kłaczki i demulgacja jest realizowany razem.
Z kolei w zgłoszeniu patentowym CN112047428A przedstawiono skład kompozycji odwróconego deemulgatora i sposobu przeprowadzania odwrotnej demulgacji przy jej użyciu. Sposób obejmuje następujące etapy: etap 1, przygotowanie stałego sproszkowanego proszku poliakryloamidu; etap 2, przygotowanie cząstek wypełniacza nieorganicznego, korzystnie cząstek klinkieru cementowego, równomierne wymieszanie cząstek klinkieru cementowego ze stałym sproszkowanym poliakryloamidem w stosunku masowym około 1:2 do 1:10 w celu uzyskania zmieszanych cząstek i przechowywanie zmieszanych cząstek; 3, wprowadzenie zmieszanych cząstek otrzymanych w etapie 2 do ścieków, które mają być oczyszczane zgodnie ze stężeniem od około 20 mg/l do około 100 mg/l, tak aby wytworzyć złożoną reakcję hydratacji flokulacji; i etap 4, po etapie 3, filtrowanie w celu usunięcia kłaczkowatego osadu w celu uzyskania poddanego obróbce produktu w fazie wodnej.
Niestety, znane deemulgatory do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie nie zapewniają ostrego rozdziału ropy od wody, a podczas rozdziału występuje tzw. trzecia faza tj. międzyfaza. Efektem niedokładnego rozdziału jest wysokie Chemiczne Zapotrzebowanie Tlenu wody po procesie deemulgowania oraz wysoka zawartość węglowodorów w wodzie.
Niestety, znane deemulgatory do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, charakteryzują się wysoką temperaturą płynięcia, co jest przyczyną niskiej odporności na przechowywanie w dłuższym okresie czasu.
Niestety, większość znanych 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 sposobu obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, przy zastosowaniu:
W I etapie: Wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą, który będzie równocześnie pełnił cztery funkcje, i który zapewni efektywny, ostry rozdział na dwie fazy: węglowodorową i wodną, przy całkowitym braku międzyfazy, oraz zapewni poniżej 25 ppm zawartości węglowodorów w wodzie po procesie odstawania po 7 minutach, oraz zapewni, że oddzielona ropa naftowa po procesie odstawania po 7 minutach będzie zawierała poniżej 0,1% objętościowych wody i poniżej 20 ppm chlorków oraz 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, a skuteczne deemulgowania będzie miało miejsce już przy dozowaniu 30 ppm, w temperaturze 20±5°C.
W II etapie: Mieszanki klaryfikatorów, która zapewni oczyszczenie wody po procesie deemulgowania tak, aby zawartość cząsteczek fazy stałej większych od 2 mikrometrów w oczyszczonej wodzie była niższa w stosunku do wyjściowej ilości o 98%, a ilość węglowodorów w oczyszczonej wodzie kształtowała się poniżej 10 ppm, poza tym dozowanie tej mieszanki klaryfikatorów jest niższe o 80% w stosunku do znanych klaryfikatorów, a dodatkowo mieszanka klaryfikatorów wykazuje dodatkowe właściwości przeciwkorozyjne oraz nie powoduje szkodliwego oddziaływania na środowisko wodne.
Cel ten osiągnięto w rozwiązaniu według wynalazku, gdzie sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, charakteryzuje się tym, że:
w I etapie zastosowano w ilości 10 do 100 ppm, korzystnie 30-50 ppm wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie na dwie fazy: ropę naftową i wodę, zawierający kopolimery blokowe tlenku etylenu i tlenku propylenu, sole kwasu alkilobenzenosulfonowego oraz węglowodorowe i wodorozpuszczalne rozpuszczalniki, który 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-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 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 a następnie w II etapie zastosowano w ilości od 0,4 do 20,0 ppm, korzystnie od 2 do 6 ppm mieszanki klaryfikatorów do oczyszczenia wody po procesie deemulgowania, przy czym mieszanka zawiera 20-40% masowych flokulantu anionowego tj. polimeru kwasu metakrylowego z 2-propenianem etylu o stężeniu 12,0-18,0% w wodzie i 20-40% masowych flokulantu syntetycznego na bazie poliakrylamidu o ładunku anionowym, o gęstości nasypowej 750-950 g/litr i 20-40% masowych flokulantu na bazie amfoterycznego kopolimeru akryloamidowego w wodnej dyspersji, o pH 2,5-4,5 i gęstości 1,2 g/cm3, o ładunku anionowo-kationowym.
Korzystnie zastosowany w etapie I 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 hydrofilowe, o HLB od 2 do 6, nierozpuszczalną w wodzie.
Korzystnie w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji typu olej w wodzie, który jako składnik a) zawiera glicerynę etoksylowaną i propoksylowaną o pH 10% roztworu 5-7 oraz o liczbie hydroksylowej 45-55.
Korzystnie w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, który jako składnik b) zawiera kopolimer blokowy tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2500 do 2700 i HLB od 5 do 6.
Korzystnie w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, który 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 w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, który 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 w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, który 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 w etapie I stosuje się wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie sole amoniowe, które 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 w etapie I stosuje się wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie rozpuszczalniki węglowodorowe, które charakteryzują się zakresem temperatur wrzenia od 60 do 250°C.
Korzystnie w etapie I stosuje się glikole wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, którymi są glikol etylenowy, propylenowy i dipropylenowy.
Korzystnie w etapie I stosuje się alkohole wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, którymi są metanol, etanol, izopropanol i izobutanol.
Zastosowany w etapie I 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. Zastosowany w etapie I 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.
Zastosowany w etapie I wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie według wynalazku, dodatkowo 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.
Zastosowany w etapie I 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.
Zastosowany w etapie I 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.
Zastosowany w etapie I 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.
Zastosowany w etapie I 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.
Zastosowany w etapie I 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.
Zastosowany w etapie I 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.
Zastosowany w etapie I 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.
Zastosowany w etapie I 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.
Zastosowany w etapie I 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.
Zastosowana w etapie II mieszanka klaryfikatorów do oczyszczania wody po procesie deemulgowania, zapewnia oczyszczenie wody z cząsteczek fazy stałej większych od 2 mikrometrów w 98% i jest znacznie wyższe, niż w przypadku znanych klaryfikatorów.
Zastosowana w etapie II mieszanka klaryfikatorów do oczyszczania wody po procesie deemulgowania, zapewnia obniżenie ilości węglowodorów do poziomu poniżej 10 ppm, która to wartość jest znacznie niższa, niż w przypadku znanych klaryfikatorów.
Zastosowana w etapie II mieszanka klaryfikatorów do oczyszczania wody po procesie deemulgowania wykazuje, wynikające z efektu synergizmu, dodatkowe właściwości przeciwkorozyjne, w przeciwieństwie do znanych klaryfikatorów, które nie wykazują właściwości przeciwkorozyjnych.
Zastosowana w etapie II mieszanka klaryfikatorów do oczyszczania wody po procesie deemulgowania nie powoduje szkodliwego oddziaływania na środowisko wodne, w przeciwieństwie do znanych klaryfikatorów, które powodują szkodliwe oddziaływanie na środowisko wodne, z długotrwałym skutkiem.
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, o gęstości 1,04 g/cm3 w temperaturze 20°C i temperaturze płynięcia - 52°C.
Tak przygotowany deemulgator wprowadzono do odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą w ilości 30 ppm. Po uzyskaniu pełnego rozdziału emulsji na dwie fazy: ropa naftowa i woda, do fazy wodnej wprowadzono 1,3 ppm flokulantu anionowego tj. polimeru kwasu metakrylowego z 2-propenianem etylu o stężeniu 12,0-18,0%, o nazwie handlowej Romax 6030 oraz 1,3 ppm flokulantu syntetycznego na bazie poliakrylamidu o ładunku anionowym, o gęstości nasypowej 750-950 g/litr, o nazwie handlowej Sediflock 731A oraz 1,4 ppm flokulantu na bazie amfoterycznego kopolimeru akryloamidowego w wodnej dyspersji, o pH 2,5-4,5 i gęstości 1,2 g/cm3, o ładunku anionowo-kationowym, o nazwie handlowej Bestflock AM37.
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, o gęstości 1,02 g/cm3 w temperaturze 20°C i temperaturze płynięcia - 39°C.
Tak przygotowany deemulgator wprowadzono do odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą w ilości 30 ppm. Po uzyskaniu pełnego rozdziału emulsji na dwie fazy: ropa naftowa i woda, do fazy wodnej wprowadzono 1,5 ppm flokulantu anionowego tj. polimeru kwasu metakrylowego z 2-propenianem etylu o stężeniu 12,0-18,0%, o nazwie handlowej Romax 6030 oraz 1,5 ppm flokulantu syntetycznego na bazie poliakrylamidu o ładunku anionowym, o gęstości nasypowej 750-950 g/litr, o nazwie handlowej Sediflock 731A oraz 1,0 ppm flokulantu na bazie amfoterycznego kopolimeru akryloamidowego w wodnej dyspersji, o pH 2,5-4,5 i gęstości 1,2 g/cm3, o ładunku anionowo-kationowym, o nazwie handlowej Bestflock AM37.
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, o gęstości 1,01 g/cm3 w temperaturze 20°C i temperaturze płynięcia - 42°C.
Tak przygotowany deemulgator wprowadzono do odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą w ilości 30 ppm. Po uzyskaniu pełnego rozdziału emulsji na dwie fazy: ropa naftowa i woda, do fazy wodnej wprowadzono 1,0 ppm flokulantu anionowego tj. polimeru kwasu metakrylowego z 2-propenianem etylu o stężeniu 12,0-18,0%, o nazwie handlowej Romax 6030 oraz 1,5 ppm flokulantu syntetycznego na bazie poliakrylamidu o ładunku anionowym, o gęstości nasypowej 750-950 g/litr, o nazwie handlowej Sediflock 731A oraz 15 ppm flokulantu na bazie amfoterycznego kopolimeru akryloamidowego w wodnej dyspersji, o pH 2,5-4,5 i gęstości 1,2 g/cm3, o ładunku anionowo-kationowym, o nazwie handlowej Bestflock AM37.
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, o gęstości 0,98 g/cm3 w temperaturze 20°C i temperaturze płynięcia poniżej - 60°C.
Tak przygotowany deemulgator wprowadzono do odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą w ilości 30 ppm. Po uzyskaniu pełnego rozdziału emulsji na dwie fazy: ropa naftowa i woda, do fazy wodnej wprowadzono 1,4 ppm flokulantu anionowego tj. polimeru kwasu metakrylowego z 2-propenianem etylu o stężeniu 12,0-18,0%, o nazwie handlowej Romax 6030 oraz 1,3 ppm flokulantu syntetycznego na bazie poliakrylamidu o ładunku anionowym, o gęstości nasypowej 750-950 g/litr, o nazwie handlowej Sediflock 731A oraz 1,3 ppm flokulantu na bazie amfoterycznego kopolimeru akryloamidowego w wodnej dyspersji, o pH 2,5-4,5 i gęstości 1,2 g/cm3, o ładunku anionowo-kationowym, o nazwie handlowej Bestflock AM37.
Przykład 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 nieorganicznych metodą miareczkowania potencjometrycznego według PN-69/C-04027 i zawartość wody metodą wirówkową. Po 7 minutach odstawania pobierano wodę w celu oznaczenia w niej zawartości węglowodorów metodą na bazie normy PN-EN ISO 9377-2. Po zadozowaniu mieszanki klaryfikatorów po 7 minutach odstawania pobierano wodę w celu oznaczenia w niej zawartości węglowodorów metodą na bazie normy PN-EN ISO 9377-2 oraz zawartości cząstek stałych za pomocą sondy.
Przykład 6
Do oceny właściwości przeciwdziałania wytrącaniu 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 χ 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 ID 182 -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 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 = (Xo-Xi)/Xo 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 naftowa-woda typu olej w wodzie według wynalazku.
Tablica 1. Wyniki badań właściwości deemulgujących 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.
Po uzyskaniu pełnego rozdziału emulsji na dwie fazy: ropa naftowa i woda, do fazy wodnej wprowadzono flokulant anionowy tj. polimer kwasu metakrylowego z 2-propenianem etylu o stężeniu 12,0-18,0%, o nazwie handlowej Romax 6030 oraz flokulant syntetyczny na bazie poliakrylamidu o ładunku anionowym, o gęstości nasypowej 750-950 g/litr, o nazwie handlowej Sediflock 731A oraz flokulant na bazie amfoterycznego kopolimeru akryloamidowego w wodnej dyspersji, o pH 2,5-4,5 i gęstości 1,2 g/cm3, o ładunku anionowo-kationowym, o nazwie handlowej Bestflock AM37, o łącznej ilości 4 ppm.
PL 243760 Β1
| Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemu Igo wania emulsji odwrotnej z ropy naftowej. | Według wynalazku według Przykładu | Próba zerowa | Komercyjny deemulgator i klaryfikator | |||
| Przykład | 1 | 2 | 3 | 4 | ||
| ETAP I — dozowanie deemulgatora, ppm | 30 | 30 | 30 | 30 | 0 | 30 |
| Po l 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 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 |
| Zawartość węglowodorów w odzyskanej wodzie po 7 minutach odstawania | ||||||
| Zawartość węglowodorów w wodzie, ppm | 24 | 23 | 22 | 21 | >1000 | 60 |
| ETAP II dozowanie mieszanki klaryfikatorów, ppm | 4 | 4 | 4 | 4 | 0 | 4 |
| Zawartość węglowodorów w odzyskanej wodzie po 7 minutach odstawania | ||||||
| Zawartość węglowodorów w wodzie, ppm | 8 | 9 | 7 | 9 | >1000 | 60 |
| Zawartość cząsteczek fazy stałej większych od 2 mikrometrów w oczyszczonej | ||||||
| Obniżenie zawartości w stosunku do próbki zerowej, % | 100,0 | 99,9 | 99,8 | 100,0 | 0,0 | 15,0 |
PL 243760 BI
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.
| Deemulgator według wynalazku | Według Przykładu | Komercyjny deemulgator | |||
| 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 deemulgatora | % 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 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.
| Deemulgator według wynalazku | Według Przykładu | Komercyjny deemulgator | |||
| 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 deemulgator | |||
| 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. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, znamienny tym, że obejmuje etap I i etap II, przy czym: w I etapie stosuje się, w ilości 10 do 100 ppm, korzystnie 30-50 ppm wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie na dwie fazy: ropę naftową i wodę, zawierający kopolimery blokowe tlenku etylenu i tlenku propylenu, sole kwasu alkilobenzenosulfonowego oraz węglowodorowe i wodorozpuszczalne rozpuszczalniki, który 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-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 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, a następnie w II etapie zastosowano w ilości od 0,4 do 20,0 ppm, korzystnie od 2 do 6 ppm mieszanki klaryfikatorów do oczyszczenia wody po procesie deemulgowania, przy czym mieszanka zawiera 20-40% masowych flokulantu anionowego tj. polimeru kwasu metakrylowego z 2-propenianem etylu o stężeniu 12,0-18,0% w wodzie i 20-40% masowych flokulantu syntetycznego na bazie poliakrylamidu o ładunku anionowym, o gęstości nasypowej 750-950 g/litr i 20-40% masowych flokulantu na bazie amfoterycznego kopolimeru akryloamidowego w wodnej dyspersji, o pH 2,5-4,5 i gęstości 1,2 g/cm3, o ładunku anionowo-kationowym.
2. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji typu olej w wodzie, który 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. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji typu olej w wodzie, który jako składnik a) zawiera glicerynę etoksylowaną i propoksylowaną o pH 10% roztworu 5-7 oraz o liczbie hydroksylowej 45-55.
4. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, który jako składnik b) zawiera kopolimer blokowy tlenku etylenu i tlenku propylenu o masie cząsteczkowej 2500 do 2700 i HLB od 5 do 6.
5. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, który 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. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, który 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.
7. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie I stosuje się wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, który 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. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie I stosuje się wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie sole amoniowe, które 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. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie I stosuje się wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie rozpuszczalniki węglowodorowe, które charakteryzują się zakresem temperatur wrzenia od 60 do 250°C.
10. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie I stosuje się glikole wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, którymi są glikol etylenowy, propylenowy i dipropylenowy.
11. Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej, według zastrz. 1, znamienny tym, że w etapie I stosuje się alkohole wchodzące w skład wielofunkcyjnego deemulgatora do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie, którymi są metanol, etanol, izopropanol i izobutanol.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PL439619A PL243760B1 (pl) | 2021-11-23 | 2021-11-23 | Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PL439619A PL243760B1 (pl) | 2021-11-23 | 2021-11-23 | Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL439619A1 PL439619A1 (pl) | 2023-05-29 |
| PL243760B1 true PL243760B1 (pl) | 2023-10-09 |
Family
ID=86548352
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL439619A PL243760B1 (pl) | 2021-11-23 | 2021-11-23 | Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| PL (1) | PL243760B1 (pl) |
-
2021
- 2021-11-23 PL PL439619A patent/PL243760B1/pl unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| PL439619A1 (pl) | 2023-05-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3105166C (en) | Ionic liquids and methods of using same | |
| US5128046A (en) | Water clarification through chelation | |
| EP1957615B1 (en) | Method for removing calcium from crude oil | |
| ES2730699T3 (es) | Adición de sílice coloidal para promover la separación del aceite del agua | |
| ES2496065T3 (es) | Composiciones y procedimiento para romper emulsiones de agua en aceite | |
| EA022411B1 (ru) | Способ предотвращения или снижения уровня образования отложений сульфидов при добыче нефти и газа (варианты) | |
| US20200056105A1 (en) | Composition and method for oilfield water clarification processes | |
| US9611434B2 (en) | Metal removal from liquid hydrocarbon streams | |
| US5302296A (en) | Water clarification using compositions containing a water clarifier component and a floc modifier component | |
| PL243760B1 (pl) | Sposób obniżania zawartości węglowodorów w wodzie podczas i po procesie deemulgowania emulsji odwrotnej z ropy naftowej | |
| AU750903B2 (en) | Demulsification of oil and water emulsions | |
| EA027642B1 (ru) | Стабилизированная водная композиция водоосветлителя и способы ее использования | |
| PL243758B1 (pl) | Wielofunkcyjny deemulgator do rozbijania odwrotnej emulsji ropy naftowej z wodą typu olej w wodzie | |
| Waka et al. | Review of oilfield chemicals used in oil and gas industry | |
| PL243759B1 (pl) | Biodegradowalny deemulgator do rop naftowych | |
| Nasehi et al. | Study of crude oil desalting process in refinery | |
| Zangaeva | Produced water challenges: influence of production chemicals on flocculation | |
| EP4395925A2 (en) | Emulsifier compositions | |
| PL237624B1 (pl) | Inhibitor do ochrony przeciwkorozyjnej odwiertów ropy naftowej i ropociągów | |
| PL215744B1 (pl) | Demulgator o działaniu odsalającym do ropy naftowej | |
| PL226111B1 (pl) | Demulgator do lekkich rop naftowych | |
| MXPA06007576A (es) | Aditivo surfactante-floculante para el tratamiento de aguas congenitas obtenidas del proceso de deshidratacion de aceites crudos. |