ВПЛИВ рН І СОЛОНОСТІ ВОДНОЇ ФАЗИ НА ЕФЕКТИВНІСТЬ ДЕЕМУЛЬГАЦІЇ ВАЖКОЇ НАФТИ УКРАЇНСЬКОГО РОДОВИЩА
DOI:
https://doi.org/10.18372/2310-5461.69.20955Ключові слова:
композиція деемульгаторів, нафтова емульсія, гідрофільність, ліпофільність, ПАР, ступінь зневодненняАнотація
Наявність води, механічних домішок та солей у нафтах, особливо важких нафтах, створює серйозні проблеми під час транспортування нафти та їх перероблення на нафтопереробних заводах. Такі сполуки сприяють утворенню стійких нафтових емульсій, що вимагає використання додаткових технологій для зневоднення, знесолення та очищення нафти, збільшує експлуатаційні витрати і призводить до зростання енерговитрат.
Деемульгація залишається ключовим процесом для вилучення води і солей з сирої нафти. Ефективність деемульгації залежить від багатьох чинників, включаючи природу і властивості нафти та деемульгатора, концентрацію деемульгатора, тип утвореної емульсії, температуру, рН, вміст води і солей в нафті. Проведений аналіз публікацій і досліджень показав, що для важких нафт українських родовищ вплив багатьох зазначених чинників практично не досліджувався.
Для вирішення зазначеної проблеми в роботі досліджено процес деемульгації важкої високов’язкої нафти Бугруватівського родовища (Сумська обл., Україна) з використанням трьох композицій, синтезованих авторами на основі комерційних деемульгаторів марки Dissolvan (фірма Clariant, Швейцарія). Встановлено залежність ефективності цих композицій від концентрації NaCl і величини рН. Визначено, що найвищу ефективність (93-95%) досліджувані композиції, незалежно від типу і співвідношення компонентів в них, виявляють в нейтральному середовищі (рН≈7). Збільшення рН до 10 або його зменшення до 2 суттєво зменшує ступінь зневоднення. Показано, що не зважаючи на зменшення ступеня зневоднення в 1,1-1,3 рази при підвищенні солоності водної фази з 10000 мг/л до 50000 мг/л, ефективність деемульгаторів залишається на досить високому рівні 70-82 %. Деемульгатор з вищим вмістом етиленоксиду більш ефективний при нижчій солоності, а з вищим вмістом пропіленоксиду показав кращі результати за високих концентрацій NaCl.
Зроблено висновок, що всі синтезовані композиції є ефективними в нейтральному середовищі і високій солоності водної фази. Різне співвідношення оксиетильованих і оксипропильованих компонентів в композиціях і використання різних розчинників впливає на їх ефективність.
Для гарантування надійності і ефективності синтезованих композицій деемульгаторів у промисловому застосуванні, майбутні дослідження повинні зосередитись на розумінні механізму оптимізації та більш ретельному дослідженні синергізму в багатокомпонентних системах.
Посилання
Li, J., Xia, X., Gao, J., Chen, H., & Ma, J. (2025). Polyether demulsifier complexes for efficient demulsification of water-in-heavy oil emulsions. Molecules, 30(12), Article 2550. https://doi.org/10.3390/molecules30122550
Vasyliuk, L. M., & Vasyliuk, R. L. (2025). Optymizatsiia protsesiv promyslovoi pidhotovky nafty iz zastosuvanniam deemulhatoriv na rodovyshchakh Zakhidnoho naftopromyslovoho rehionu PAT «Ukrnafta». Naftohazova enerhetyka, 1(43), 50–61. https://doi.org/10.31471/1993-9868-2025-1(43)-50-61
Hadi, H. A., & Mohammed, T. J. (2020). Improvement in demulsification of Iraqi crude oil with water removal demulsifiers in oil fields. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 737, Article 012194. https://doi.org/10.1088/1757-899X/737/1/012194
Raya, S. A., Mohd Saaid, I., Abbas Ahmed, A. & Abubakar Abukar, U. (2020). A critical review of development and demulsification mechanisms of crude oil emulsion in the petroleum industry. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10, 1711–1728. https://doi.org/10.1007/s13202-020-00830-7
Rajan, H., Yusuf, N. R., Mohsim, D. F., & Halim, N. H. B. (2023). Chemical demulsification of oil-in-water emulsion from gas condensate field. Substantia, 7(2), 7–19. https://doi.org/10.36253/Substantia-2035
Roshan, N., Ghader, S., & Rahimpour, M. R. (2018). Application of the response surface methodology for modeling demulsification of crude oilemulsion using a demulsifier. Journal of Dispersion Science and Technology, 39(5), 700–710. https://doi.org/10.1080/01932691.2017.1385480
Biniaz, P., Farsi, M., & Rahimpour M. R. (2016). Demulsification of water in oil emulsion using ionic liquids: Statistical modeling and optimization. Fuel, 184, 325–333. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.06.093
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(3), 1358–1364. https://doi.org/10.1021/ef0603885
Dicharry, C., & Graciaa, A. (2007). Influence of pH and water content on the type and stability of acidic crude oil emulsions. Energy Fuels, 21(3), 1337–1342. https://doi.org/10.1021/ef060376j
Zaki, N. N., Abdel-Raouf, M. E., & Abdci-Azim A.-A. A. (1996). Propylene oxide-ethylene oxide blockcopolymers as demulsifiers for water-in-oil emulsions, II [1]. Effects of temperature, salinity, ph-value, and solvents on the demulsification efficiency. Monatshefte für Chemie, 127, 1239–1245. https://doi.org/10.1007/BF00807790
Hajivand, Р., & Vaziri A. (2015). Optimization of demulsifier formulation for separation of water from crude oil emulsions. Brazilian Journal of Chemical Engineering, 32(01), 107–118. https://doi.org/10.1590/0104-6632.20150321s00002755
Yazdanmehr, F. & Nistor, I. (2021). Demulsifier selection for water separation from heavy crude oil emulsions of Iranian oil field. Romanian Journal of Petroleum & Gas Technology, 2(73), 62–72. https://doi.org/10.51865/JPGT.2021.01.06
Pal, B., Kumar, R., & Naiya, T. K. (2021). Demulsification of crude oil-water emulsion using naturally formulated demulsifier. Petroleum Science and Technology, 39(21–22), 1027–1042. https://doi.org/10.1080/10916466.2021.1983599
Maddah, Z. H., & Naife, T. N. (2019). Demulsification of water in Iraqi crude oil emulsion. Journal of Engineering, 25(11), 37–46. https://doi.org/10.31026/j.eng.2019.11.03
Maaref, S., & Ayatollahi, S. (2017). The effect of brine salinity on water-in-oil emulsion stability through droplet size distribution analysis: A case study. Journal of Dispersion Science and Technology, 39, 721–733. https://doi.org/10.1080/01932691.2017.1386569
Sarmas-Farfan, J., Diaz-Barrios, A., Lehmann, T. E., & Alvarado, V. (2025). Demulsification kinetics of water-in-oil emulsions of Ecuadorian crude oil: Influence of temperature and salinity. Energies, 18(12), Article 3115. https://doi.org/10.3390/en18123115
Alves, D. R., Carneiro, J. S. A., Oliveira, I. F., Façanha, F., Santos, A. F., Dariva, C., Franceschi, E., & Fortuny, M. (2014). Influence of the salinity on the interfacial properties of a Brazilian crude oil–brine systems. Fuel, 118, 21–26. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2013.10.05
Zhang, Y., Wang, F., & Li S. (2025). Comparison of phenolic antioxidants’ impact on thermal oxidation stability of pentaerythritol ester insulating oil. IEEE Transactions on Dielectrics and Electrical Insulation, 32(3), 1518–1527. https://doi.org/10.1109/TDEI.2024.3487148
Shyshchak, M., Topilnytskyy, P., Romanchuk, V., Yarmola, T., & Dudok, G. (2025). Development and research of demulsifier compositions for dewatering of heavy crude oils from Ukrainian fields. Chemistry & Chemical Technology, 19(2), 378–384. https://doi.org/10.23939/chcht19.02.378
Zhang, Y., Liu, H., & Xia, G. (2022). Synthesis and research of highly efficient polyether demulsifier. ChemistrySelect, 7(25), Article e202104573. https://doi.org/10.1002/slct.202104573
Gao, P., Xing, X.-C., Li, Y., Ngai, T., & Jin, F. (2014). Charging and discharging of single colloidal particles at oil/water interfaces. Scientific Reports, 4, Article 4778. https://doi.org/10.1038/srep04778
Zaman, H., Ali, N., Shah, A. H. A., Gao, X., Zhang, S., Hong, K., & Bilal, M. (2019). Effect of pH and salinity on stability and dynamic properties of magnetic composite amphiphilic demulsifier molecules at the oil-water interface. Journal of Molecular Liquids, 290, Article 111186. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2019.111186
Abdel-Azim, A. A. A., Mekewi, M. A., & Gouda, S. R. (2002). Nonionic surfactants from poly(ethylene terephthalate) waste: II. Effect of temperature, salinity, pH-value, and solvents on the demulsification efficiency. International Journal of Polymeric Materials and Polymeric Biomaterials, 51(3), 265–274. https://doi.org/10.1080/00914030213037
Topilnytskyy, P., Yarmola, T., Romanchuk, V., & Kucińska-Lipka, J. (2021). Peculiarities of dewatering technology for heavy high-viscosity crude oils of Eastern region of Ukraine. Chemistry & Chemical Technology, 15(3), 423–431. https://doi.org/10.23939/chcht15.03.423.
Downloads
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2026 М Шищак
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Науковий журнал дотримується принципів відкритого доступу (Open Access) та забезпечує вільний, негайний і постійний доступ до всіх опублікованих матеріалів без фінансових, технічних або юридичних обмежень для читачів.
Усі статті публікуються у відкритому доступі відповідно до ліцензії Creative Commons Attribution 4.0 International (CC BY 4.0).
Авторські права
Автори, які публікують свої роботи в журналі:
-
зберігають за собою авторські права на свої публікації;
-
надають журналу право на перше опублікування статті;
-
погоджуються на поширення матеріалів за ліцензією CC BY 4.0;
-
мають право повторно використовувати, архівувати та поширювати свої роботи (у тому числі в інституційних та тематичних репозитаріях) за умови посилання на первинну публікацію в журналі.
