demulgator
Proces emulgowania ropy naftowej z wodą
Eksploatowanej ropie naftowej zawsze towarzyszy woda produkcyjna. Wydobywana ropa zawiera różne ilości wody, w zależności od złoża. Zawiera ona również sole nieorganiczne, takie, jak: chlorki (sodu, potasu, magnezu), siarczany (sodu, potasu, magnezu) i węglany. Obecność wody i soli jest przyczyną korozji urządzeń procesowych podczas przerobu ropy naftowej. Obecność wody dodatkowo przyczynia się do wzrostu mikroorganizmów w rurociągach i zbiornikach [1,2].
Jedną z metod usuwania soli z ropy jest rozpuszczenie soli w wodzie słodkiej. W celu wyekstrahowania wodorozpuszczalnych soli i hydrofilowych osadów stałych, do ropy naftowej dodawana jest woda. Woda do „przemywania” dodawana jest w ilości od 4 do 15 % [v/v] w przeliczeniu na ropę naftową. W kolejnym etapie wprowadzane są deemulgatory i następuje proces deemulgowania. W wyniku procesu deemulgowania usuwana jest woda i obniżane jest stężenie soli w ropie naftowej. Jakość uzyskiwanej ropy naftowej jest oceniana poprzez ilość soli i wody w niej zawartej. Zawartość wody w oddzielonej ropie powinna być niższa niż 1% [v/v], korzystnie poniżej 0,5% [v/v], zaś zawartości soli powinna mieścić się w granicach od 3 do 5 mg/kg. [2].
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 typową emulsją „woda w oleju” (W/O). Ten rodzaj emulsji może być bardzo stabilny z uwagi na obecność 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, 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 (W/O) charakteryzuje się znacznie wyższą lepkością niż lepkość ropy naftowej, co utrudnia jej transport.
Szczególnie trudną do rozdziału jest emulsja wytwarzana przy udziale ciężkich rop naftowych, zawierających dużą ilość asfaltenów, żywic, parafin i kwasów naftenowych. Asfalteny i żywice mają podobny charakter chemiczny, różnią się natomiast masą cząsteczkową. Asfalteny są to składniki ropy naftowej, nierozpuszczalne w n-heptanie lub n-pentanie, ale rozpuszczalne w toluenie. Żywice natomiast są rozpuszczalne w rozpuszczalnikach alifatycznych i aromatycznych. Obie te grupy związków pełnią rolę środka powierzchniowoczynnego, z uwagi na ich charakter hydrofobowo-hydrofilowy. W obecności żywic cząsteczki asfaltenów utrzymywane są w postaci dyspersji w ropie naftowej. Zawierające duże ilości asfaltenów i żywic ropy naftowe wymagają specjalnych, wysokiej klasy deemulgatorów [3,4,5].
Mechanizm deemulgowania w literaturze
Wydzielenie wody z ropy naftowej zwykle odbywa się poprzez separację grawitacyjną lub elektrokoalescencję. Wymaga to jednak długiego czasu. Na ogół jednak firmy, zajmujące się wydobyciem ropy naftowej, korzystają ze środków chemicznych - deemulgatorów. Naturalne emulgatory, obecne w ropie obniżają napięcie międzyfazowe pomiędzy ropą naftową i wodą oraz stabilizują emulsję. Zadaniem deemulgatorów jest usunięcie naturalnych emulgatorów i zajęcie ich miejsca na powierzchni międzyfazowej [3,6].
Skład ropy naftowej i solanki 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. Najlepszym zatem rozwiązaniem dla uzyskania optymalnego rezultatu jest stosowanie mieszanin deemulgatorów. Znaną praktyką jest stosowanie deemulgatorów o niskim i wysokim RSN i uzyskanie optymalnej mieszanki dla określonych warunków eksploatacji [7].
Właściwości funkcjonalne deemulgatorów
Deemulgator dozowany jest do głowicy odwiertu, skąd przechodzi wraz z ropą przez system separacji. Po oddzieleniu wody ropa naftowa kierowana jest do tankowca lub ropociągu, natomiast woda płynie do systemu oczyszczania.
Przez deemulgator, stosowany przy wydobyciu ropy, rozumiane jest medium, które:
• umożliwia rozdział emulsji ropa naftowa-woda na dwie fazy: węglowodorową i wodną,
• obniża zasolenie ropy naftowej,
• obniża lepkość ciężkich rop naftowych.
Po rozdziale emulsji na dwie fazy powinny one spełniać następujące wymagania:
• faza wodna nie powinna zawierać więcej węglowodorów niż 15 mg/kg,
• faza węglowodorowa nie powinna zawierać więcej wody niż 0,5 % [v/v],
• faza węglowodorowa nie powinna zawierać więcej soli niż 3-5 mg/kg.
Dodatkowo deemulgator powinien charakteryzować się:
• brakiem toksyczności i negatywnego oddziaływania na środowisko naturalne,
• jego właściwości powinny być dostosowane do każdych warunków produkcji.
Deemulgatory w kopalniach ropy naftowej dozowane są w sposób ciągły do głowic odwiertów. Typowe dozowanie wynosi od 10 do 250 mg/kg.
1. Patent US 4551239 „Water based demulsifier formulation and process for its use in dewatering and desalting crude hydrocarbon oils”, 1985.
2. Patent US 6599949 „Aromatic sulfonic acid demulsifier for crude oils”, 2003.
3. D. Daniel-David, A. Le Follotec, I. Pezron, C. Dalmazzone, C. Noik, L. Barre and L. Komunjer „Destabilisation of Water-in-Crude Oil Emulsions by Silicone copolymer Demulsifiers”, Oil & Gas Science and Technology , Rev. IFP, Vol. 63, No.1, 2008.
4. Joseph D. McLean, Peter K. Kilpatrick “Effects of Asphaltene Solvency on Stability of Water-in-Crude –Oil Emulsions”, Journal of Colloid and Interface Science 189, 242-253, 1997.
5. Olga V. Gafanova and Harvey W.Yarranton, “The Stabilization of Water-in-Hydrocarbon Emulsios by Asphaltenes and Resins”, Journal of Colloid and Interface Science 241, 469-478, 2001.
6. A. Goldszal and M. Bourrel „Demulsyfication of Crude Oil Emulsions: Correlation to Microemulsion Phase Behavior”, Ind. Eng. Chem. Res. 39, 2746-2751, 2000.
7. Zgł. Pat. WO/2007 115980 „Environmentally – friendly oil/water demulsifiers.”, 2007.
