بررسی پارامترهای موثر بر انعقاد قطرات آب در نفت خام توسط منعقدکننده الکترواستاتیکی

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشگاه علم و صنعت ایران

2 پژوهشگاه صنعت نفت

چکیده

در این تحقیق، شکست امولسیون‌های نفتی با استفاده از اعمال میدان الکتریکی جریان AC در یک سل آزمایشگاهی مورد بررسی قرار گرفت. تأثیر پارامترهای میدان الکتریکی، دما، غلظت سورفکتانت، شوری فاز آب و درصد حجمی آب موجود در امولسیون نفت خام پایدار غرب بر روی بازده جداسازی بررسی شده است. برای این منظور، امولسیون 20% حجمی آب در نفت‌خام ساخته شد. برای کاهش تأثیر حضور آسفالتن و رزین موجود در نفت‌خام از محلول 30% وزنی SDS در آب استفاده گردید. نتایج نشان داد با افزایش میدان الکتریکی از صفر تا kV/cm 6، در دمای C˚ 22 بازده جداسازی امولسیون تا 62% و در دمای C˚ 44 تا 86% افزایش پیدا کرد. افزایش دما تا C˚ 53، باعث افزایش بازده جداسازی امولسیون تا حدود 92% تحت میدان kV/cm 6 شد و دما بیشتر از C˚ 53، موجب کاهش بازده جداسازی گردید. افزایش غلظت ماده فعال سطحی از صفر تا 3/2% حجمی در امولسیون تحت میدان kV/cm 6 و دمای C˚ 28، بازده جداسازی را تا 75% افزایش داد و افزایش بیشتر ماده فعال سطحی، باعث کاهش بازدهی شد. افزایش شوری آب در امولسیون نفت‌خام پایدار غرب موجب کاهش بازده جداسازی گردید. از طرفی، افزایش درصد حجمی آب موجود در امولسیون از 10% تا 30%، بازده جداسازی را از 30% تا 84% افزایش داد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

The Effective Parameters on the Coalescence of Water in Crude Oil by Means of Electrostatic Coalescers

نویسنده [English]

  • Mehdi Mohammadi 2
چکیده [English]

In this study, demulsification of water-in-crude oil emulsions was investigated under various conditions by means of electrostatic dehydrator. The effects of various parameters including temperature, voltage, surfactant concentration, salinity, and water content of the West Paydar crude oil emulsion on the separation efficiency were evaluated. To evaluate the effect of temperature, concentration of surfactant and salinity, emulsions of 20 vol% of water in crude oil were prepared. To overcome the effect of asphaltene and resin of the crude oil in stabilizing the emulsions, SDS was used as a demulsification reagent. Emulsions containing 30 wt% of SDS in water were prepared. By increasing the electrice field from 0 to 6 kV/cm, at 22˚C, efficient separation of West Paydar crude oil emulsions was occurred. The normal separation at ambient temperature was 62% which was increased to 86% at 44˚C. Increasing the temperature up to 53 °C increased the separation of water up to about 92% while applying 6 kV/cm. Increasing the concentration of surfactant from 0 to 2.3 vol% at 6 kV/cm and 28˚C increased the water separation up to 75%. Increase in the water salinity of the West Paydar crude oil emulsion decreased the water separation. Increasing the water content of the emulsion from 10 to 30 vol% increased the water separation from 30 to 84%.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Demulsification
  • Electrostatic Separation
  • Water-in-Crude Oil Emulsion
  • Coalescence

[1]. G.Ye, LÜ X., Peng F., Han P. and Shen X., “Pretreatment of crude oil by ultrasonic-electric united desalting and dewatering,” Chinese Journal of Chemical Engineering1, Vol. 6, No. pp 564-569, 2008.##

[2]. محمدی م.، “شبیه‌سازی تجمیع الکتریکی قطرات آب در نفت”، رساله دکترا، دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه علم و صنعت ایران، 1392.##

[3]. Kokal S., “Crude-oil emulsions: a state-of-the-art review,” Journal of Society of Petroleum Engineers, Vol. 20, No. 1, pp. 5-13, 2005.##

[4]. Xia L., Lu S. and Cao G., “Stability and demulsification of emulsions stabilized by asphaltenes or resins,” Journal of Colloid and Interface Science, Vol. 271, No. 2, pp. 504-506, 2004.##

[5]. حسن رعیت طاری ک.، “پیش‌بینی ترمودینامیکی پایداری امولسیون قطرات با قطبیت بالا در محلول‌ها با نگرش خاص به امولسیون آب در نفت”، رساله دکترا، دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه علم و صنعت ایران، 1391.##

[6]. Eow J. S. and Ghadiri M., “Electrostatic enhancement of coalescence of water droplets in oil, a review of the technology,” Chemical Engineering Journal, Vol. 85, (2–3) pp. 357-368, 2002.##

[7]. Kundu P., Agrawal A., Mateen H. and Mishra I. M., “Stability of oil-in-water macro-emulsion with anionic surfactant: effect of electrolytes and temperature,” Journal of Chemical Engineering Science, Vol. 102, No. 0, pp. 176-180, 2013.##

[8]. Byoung K., Moon Y., Sung J. H., Yang T. H., Kim S. M. and Duk J., “Demulsification of water-in-crude oil emulsions by a continuous electrostatic dehydrator,” Journal of Separation Science and Technology, Vol. 37, No. 6, pp. 1307-1320, 2002.##

[9]. Taylor Spencer E., “Investigations into the electrical and coalescence behaviour of water-in-crude oil emulsions in high voltage gradients,” Journal of Colloids and Surfaces, Vol. 29, No. 1, pp. 29-51, 1988.##

[10]. Mousavichoubeh M., Ghadiri M. and Shariaty-Niassar M., “Electro-coalescence of an aqueous droplet at an oil-water interface,” Chemical Engineering and Processing: Process Intensification, Vol. 50, pp. 338-344, 2001.##

[11]. Mousavichoubeh M., Shariaty-Niassar M. and Ghadiri M., “The effect of interfacial tension on secondary drop formation in electro-coalescence of water droplets in oil,” Chemical Engineering Science, Vol. 66, pp. 5330-5337, 2011.##

[12]. Hosseini M. and Shahavi M. H., “Electrostatic enhancement of coalescence of oil droplets (in nanometer scale) in water emulsion, Chinese Journal of Chemical Engineering, Vol. 20, No. 4, pp. 654-658, 2012.##

[13]. شاهبندری قوچانی ا.، “بررسی تجربی روش‌های ناپایدارسازی امولسیون‌های نفت در آب”، پایان‌نامه کارشناسی ارشد، دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه علم و صنعت ایران، 1387.##

[14]. Al-Sabagh A. M., Kandile N. G. and El-Ghazawy R. A., “Synthesis and evaluation of some new demulsifiers based on bisphenols for treating water-in-crude oil emulsions,” Egyptian Journal of Petroleum, Vol. 20, No. 2, pp. 67-77, 2011.##

[15]. Less S. and Vilagines R., “The electrocoalescers technology: advances, strengths and limitations for crude oil separation,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 81, No. 0, pp. 57-63, 2012.##

[16]. Rios G. and Pazos C., “Destabilization of cutting oil emulsion using inorganic salts as coagulant,” Journal of Colloids and Surfaces, Vol. 138, pp. 383-389, 1998.##