The effectiveness of chemicals used in the process of transmitting crude oil from the well to the processing plant

• Autorzy: Bęben Dariusz

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.11.02

Warianty tytułu

PL

Efektywność środków chemicznych stosowanych w przesyle ropy naftowej z odwiertu do instalacji procesowych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Chemicals are added to crude oil to ensure that it flows from the well to the processing plant. Depending on the composition of the reservoir fluids being extracted (crude oil, reservoir water, natural gas), paraffin may be separated from the crude oil, hydrates may be formed from reservoir water and natural gas, and the combination of reservoir water and crude oil may form an emulsion. Those situations should be avoided to ensure continuous flow from the wellbore to the processing plant. To this end, chemicals, paraffin inhibitors, hydrate inhibitors, and demulsifiers are used. Based on the literature on the subject and on the author’s own experience from observing technological processes, research methods were proposed to assess the effectiveness of chemicals used to ensure the continuity of crude oil flow. The crude oil selected for the tests was characterised by a high content of paraffins, asphaltenes, chloride ions, and water. To determine the onset of paraffin precipitation, tests were conducted based on a change in viscosity and a coupon method – determining the weight gain on a coupon to check the effectiveness of a paraffin inhibitor. The rate of emulsion separation was evaluated in separating funnels. The water released from crude oil often leaches the salt contained within it. Various demulsifiers were used to investigate the separation of emulsions and the purification of oil from salts; silicone demulsifiers in particular were considered. To determine the change in the amount of salt in crude oil, a conductometric measurement was performed. The amount of demulsifier used for phase separation was determined by changing the surface tension. The proposed solution for the use of chemicals to transport and purify crude oil yields tangible economic benefits. The article summarises the research procedures and presents the results for selected crude oil and chemicals.

PL

Dodawanie środków chemicznych do ropy naftowej ma zapewnić jej przepływ między odwiertem a urządzeniami procesowymi kopalni ropy naftowej. W zależności od składu wydobywanych płynów złożowych (ropa naftowa, woda złożowa, gaz ziemny) z ropy naftowej może wydzielać się parafina, z wody złożowej i gazu ziemnego mogą powstawać hydraty, a z połączenia wody złożowej i ropy naftowej może powstawać emulsja. Aby zapewnić ciągłość przepływu z odwiertu do instalacji procesowych, należy stosować środki chemiczne przeciwdziałające tym zjawiskom: inhibitory parafinowania, inhibitory hydratów i demulgatory. Na podstawie doniesień literaturowych oraz własnych doświadczeń opartych na obserwacjach procesów technologicznych w instalacjach procesowych – zaproponowano metody badawcze w celu oceny efektywności środków chemicznych stosowanych do zapewnienia ciągłości przepływu ropy naftowej. Do badań wybrano ropy naftowe, które cechowały się dużą zawartością parafin, asfaltenów, jonów chlorkowych oraz wody. W celu określenia początku wytrącania parafiny przeprowadzono badania oparte na zmianie lepkości. Metodą kuponową określono przyrost masy na kuponie dla sprawdzenia skuteczności inhibitora parafiny. Szybkość rozdziału emulsji oceniono w szklanych rozdzielaczach. Wydzielająca się woda z ropy naftowej niejednokrotnie wymywa sól w niej zawartą. Do badań rozdziału emulsji i oczyszczania ropy z soli użyto różnych demulgatorów jonowych i niejonowych, a w szczególności zwrócono uwagę na silikonowe demulgatory. W celu określenia zmiany ilości soli w ropie naftowej zastosowano pomiar konduktometryczny. Ilość użytego demulgatora do rozdziału faz określono za pomocą zmiany napięcia powierzchniowego. Zaproponowane rozwiązania użycia środków chemicznych do transportu i oczyszczania ropy naftowej przynoszą wymierne skutki ekonomiczne. W artykule zebrano procedury badawcze oraz przedstawiono wyniki badań dla wybranych wysokoparafinowych rop naftowych oraz środków chemicznych.

Słowa kluczowe

EN

oil transportation; paraffin inhibitor; demulsifier; removal of salt from oi

PL

transport ropy; inhibitor parafin; demulgatory; usuwanie soli z ropy

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 11
• Strony: 774--783
• Opis fizyczny: Bibliogr. 29 poz.

Twórcy

autor

Bęben Dariusz

• Oil and Gas Institute – National Research Institute

Bibliografia

• Balsamo V., Phan J., Nguyen D., 2015. Interfacial films of diluted heavy oil–aqueous systems at elevated temperatures and pressures: effect of reverse emulsion breakers. Energy Fuels, 29: 2823–2832. DOI: 10.1021/ef502072f.
• Bęben D., 2010. Sposób odsalania ropy naftowej przy użyciu demulgatora. Patent PL 207471 B1.
• Bęben D., 2011. Badania porównawcze metod oznaczenia chlorków w ropie naftowej. Nafta-Gaz, 6: 401–404.
• Bęben D., 2018. Test inhibitorów obniżających temperaturę wytrącania parafiny z ropy naftowej. Przemysł Chemiczny, 7: 1083–1087. DOI10.15199/62.2018.1.10.
• Chi Y., Daraboina N., Sarica C., 2017. Effect of the flow field on the wax deposition and performance of wax inhibitors: cold finger and flow loop testing. Energy Fuels, 31: 4915–4924.
• De Souza Mendes P.R., Thompson R.L., 2012. A critical overview of elasto-viscoplastic thixotropic modeling. Journal of Non Newtonian Fluid Mechanics, 187: 8–15.
• El-Gama I.M., 1998. Combined effects of shear and flow improvers: Theoptimum solution for handling waxy crudes below pour point. Colloids and Surfaces A. Physicochemical and Engineering Aspects, 135: 283–291.
• Fortuny M., Oliveira C.B.Z., Melo R.L.F.V., Nele M., Coutinho R.C.C., Santos A.F., 2007. Effect of salinity, temperature, water content, and pH on the microwave demulsification of crude oil emulsions. Energy Fuels, 21: 1358–1364.
• Guo X., Pethica B.A., Huang J.S., Prud’homme R.K., Adamson D.H., Fetters L.J., 2004. Crystallization of mixed paraffin from model waxy oils and the influence of micro-crystalline poly (ethylene-butene) random copolymers. Energy Fuels, 18: 930–937.
• Hamouda A.A., 1993. Wax deposition mechanism under high-pressure and in presence of light hydrocarbons. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/25189-MS.
• Hajivand P., Vaziri A., 2015. Optimization of demulsifier formulation for separation of water from crude oil emulsions. Brazilian Journal of Chemical Engineering. 32: 107–118. DOI: 10.1590/0104-6632.20150321s00002755.
• Hutin A., Argillier J.F., Langevin D., 2016. Influence of pH on Oil-Water Interfacial Tension and Mass Transfer for Asphaltenes Model Oils.Comparison with Crude Oil Behavior. Oil & Gas Science and Technology–Rev, IFP Energies Nouvelles 71(4). DOI:10.2516/ogst/2016013.
• Jafari Ansaroudi H.R., Vafaie-Sefti M., Behbahani T.J., Jafari H., 2013. Study of the Morphology of Wax Crystals in the Presence of Ethylene-co-vinyl Acetate Copolymer. Petroleum Sience and Technology. 31: 643–651. DOI: 10.1080/10916466.2011.632800.
• Jang Y.H., Blanco M., Creek J., Tang Y., Goddard W.A., 2007. Wax inhibition by comb-like polymers: support of the incorporation− perturbation mechanism from molecular dynamics simulations. The Journal of Physics Chemistry, B, 111: 13173–13179.
• Japper-Jaafar A., Bhaskoro P.T., Mior Z.S., 2016. A new perspective on the measurements of wax appearance temperature: Comparison between DSC, thermomicroscopy and rheometry and the cooling rate effects. Journal of Petroleum Science and Engineering 147: 672–681. DOI: 10.1016/j.petrol.2016.09.041.
• Kelland M.A., 2009. Production Chemicals for the Oil and Gas Industry. CRC Press. DOI: 10.1201/b16648.
• Loskutova Y.V., Ryzhova N.S., Yudina N.V., Beshagina E.V., 2015. The Influence of Processing Conditions on the Sedimentation Kinetics of Highly Waxy Crude Oil. Procedia Chemistry. 15: 49–53. DOI: 10.1016/j.proche.2015.10.008.
• Moradi M., Alvarado V., Huzurbazar S., 2011. Effect of salinity on water-in-crude oil emulsion: evaluation through drop-size distributionproxy. Energy Fuels, 25: 260–268.
• Nakada R., Takahashi Y., Zheng G., Yamamoto Y., Hiroshi S., 2010. Abundances of rare earth elements in crude oils and their partitions in water. Geochemical Journal, 44: 411–418. DOI: 10.2343/geochemj.1.0083.
• Pauly J., Daridon J., Coutinho J.A.P., 2004. Solid deposition as a function of temperature in the nC10+ (nC24-nC25-nC26) system. Fluid Phase Equilibria, 224: 237–244.
• Pedersen K.S., Rønningsen H.P., 2003. Influence of wax inhibitors on wax appearance temperature, pour point, and viscosity of waxy crude oils. Energy Fuels, 17: 321–328.
• Pereira J.C., Delgado-Linares J., Scorzza C., Rondón M., Rodríguez S., Salager J.L., 2011. Breaking of water-in-crude oil emulsions. 4.
• Estimation of the demulsifier surfactant performance to destabilize the asphaltenes effect. Energy Fuels, 25: 1045–1050. DOI:10.1021/ef100979y.
• Ribeiro F.S., Souza Mendes P.R., Braga S.L., 1997. Obstruction of pipelines due to paraffin deposition during the flow of crude oils International Jurnal of Heat Mass Transfer, 40: 4319–4328. DOI: 10.1016/S0017-9310(97)00082-3.
• Rondón M., Bouriat P., Lachaise J., Salager J.L., 2006. Breaking of water-in-crude oil emulsions. 1. Physicochemical phenomenology of demulsifier action. Energy Fuels, 20: 1600–1604. DOI: 10.1021/ef060017o.
• Saad M.A., Mohammed K., Abdurahman N.H., Yunus R.M., Omar I.A., 2019. An Overview of Recent Advances in State-of-the-Art Techniques in the Demulsification of Crude Oil Emulsion. Processes, 7: 470. DOI: 10.3390/pr7070470.
• Tinsley J.F., Prud’Homme R.K., 2010. Deposition apparatus to study the effects of polymers and asphaltenes upon wax deposition. Journal of Petroleum Science and Engineering, 72: 166–174.
• Vieira L.C., 2008. Estudo do efeito da pressão sobre a Cristalização de Parafinas de Petróleos. [Study of the effect of pressure on the crystallization of crude oil paraffins]. Instituto de Macromoléculas, UFRJ, Ph.D.
• Zolfaghari R., Fakhru’l-Razi A., Abdullah L.C., Elnashaie S.S.E.H., Pendashteh A., 2016. Demulsification techniques of water-in-oil and oilin-water emulsions in petroleum industry. Separation and Purification Technology, 170: 377–407. DOI: 10.1016/j.seppur.2016.06.026.
• Legal and normative acts:
• ASTM D 3230 Standard Test Method for Salts in Crude Oil (Electrometric Method).

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).