ORIGINAL PAPER
Investigation of non-toxic demulsifiers and comparison to standard equivalents in the Paris Basin (France) oil mines
 
More details
Hide details
1
AGH University of Science and Technology, Krakow
 
These authors had equal contribution to this work
 
 
Submission date: 2023-12-21
 
 
Final revision date: 2024-08-16
 
 
Acceptance date: 2024-08-25
 
 
Publication date: 2024-09-11
 
 
Corresponding author
Aneta Sapińska-Śliwa   

AGH University of Science and Technology, Krakow
 
 
Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management 2024;40(3):207-224
 
KEYWORDS
TOPICS
ABSTRACT
Demulsifiers are widely used to increase the separation between oil and water. The more common ones contain hazardous ingredients (aromatic solvents, non-biodegradable active components), which can negatively affect human health (especially the respiratory system) and the environment. The presented study evaluates the feasibility of implementing a non-toxic, highly biodegradable, and environmentally friendly demulsifier in oil mines in the Paris Oil Basin (France). The standard commercial demulsifiers were tested together with four other, non-toxic and biodegradable ones. This investigation employed the bottle test of demulsifiers, which contained grind-out tests using the centrifuge. The test determined the residual water content in separated water. Four types of oil were used for this test, plus a fifth sample, which contained a mix of oil from the four wells, based on the ratio that existed in the installation. The investigations took place at four oil mines in Paris Basin, France. The tests proved that, for all oil types, a novel, highly biodegradable, oil-soluble demulsifier containing polyimine derivative and EO/PO block copolymer (RSN = 10) in a non-toxic solvent, could be used to treat oil during the exploitation process in the reservoir. This provided the best separation properties of all tested samples and the lowest water content in the oil. This solution can potentially mitigate numerous logistical, storage, and environmental issues while enhancing job-related safety aspects. Our proposed approach provides a greener method that could be implemented in the industry field.
ACKNOWLEDGEMENTS
The work is available under a subsidy for the Department of Drilling and Geoengineering of the AGH University of Science and Technology in Krakow, contract number 16.16.190.779.
METADATA IN OTHER LANGUAGES:
Polish
Możliwości potencjalnego zastosowania nietoksycznych demulgatorów w kopalniach ropy naftowej w Basenie Paryskim (Francja) i porównanie z przemysłowymi odpowiednikami
demulgator, ropa naftowa, Basen Paryski, nietoksyczne, ekologiczne rozwiązania
Demulgatory przyspieszają separację wody od ropy naftowej podczas jej wydobycia. Te bardziej powszechne często zawierają substancje niebezpieczne (rozpuszczalniki aromatyczne, czy słabo biodegradowalne składniki aktywne), które mogą działać negatywnie na zdrowie ludzi (szczególnie układ oddechowy) oraz na środowisko. Artykuł ocenia możliwość zastosowania środków nietoksycznych, o wysokim stopniu biodegradacji, przyjaznych środowisku, podczas badań przeprowadzanych dla ropy naftowej pochodzącej z kopalni znajdujących się w Basenie Paryskim. Powszechne, komercyjne demulgatory były testowane wraz z czterema nietoksycznymi i biodegradowalnymi. Badanie polegało na przeprowadzeniu testu butelkowego demulgatora oraz testu badającego zawartość wody w wirówce. Analizowane były cztery próbki ropy naftowej wraz z piątą próbką, będącą mieszaniną tychże czterech, mieszaną w stosunku znanym z procesu produkcyjnego dla danej instalacji. Miejscem pracy były cztery kopalnie ropy naftowej w Basenie Paryskim, we Francji. Na podstawie badania udowodniono, iż dla wszystkich czterech próbek nowy, wysoce biodegradowalny, rozpuszczalny w ropie demulgator, zawierający pochodne poliiminowe wraz z polimerami EO/PO (o RSN = 10) w rozpuszczalniku nietoksycznym, skutecznie może być użyty w celu poprawienia separacji podczas eksploatacji ropy. Nie tylko zapewnił najlepsze właściwości separacji dla wszystkich analizowanych próbek, ale również najniższą zawartość wody w ropie po separacji spośród wszystkich analizowanych produktów. Rozwiązanie to ma potencjał w wyeliminowaniu wielu problemów związanych z logistyką produktu, składowaniem oraz aspektami środowiskowymi. Jest również bardziej bezpieczne pod kątem pracy z produktem. Wnioski te w zupełności spełniają aktualny trend dotyczący użycia jak najbardziej ekologicznych rozwiązań w każdej możliwej pracy przemysłowej.
 
REFERENCES (26)
1.
Abdulraheim, A.M. 2018. Green polymeric surface active agents for crude oil demulsification. Journal of Molecular Liquids 271, pp. 329–341, DOI: 10.1016/j.molliq.2018.08.153.
 
2.
Allison, E. and Mandler, B. 2020. Petroleum and the environment. American Geosciences Institute, Alexandria (VA).
 
3.
Bęben et al. 2007 – Bęben, D., Jewulski, J. and Janocha, A. 2007. Demulsifiers and their influence on oil exploitation processes (Demulgatory i ich wpływ na procesy eksploatacji ropy naftowej). Wiertnictwo, Nafta, Gaz 24(1), pp. 99–108 (in polish).
 
4.
Dai, C. and Zhao, F. 2018. Demulsification of the emulsified crude oil and defoaming of the foaming crude oil. [In:] Oilfield Chemistry, pp. 313–331, DOI: 10.1007/978-981-13-2950-0_12.
 
5.
Dalmazzone, C. and Noïk, C. 2001. Development of new “green” demulsifiers for oil production. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas. DOI: 10.2523/65041-MS.
 
6.
Dhandhi et al. 2021 – Dhandhi, Y., Chaudhari, R.K. and Naiya, T.K. 2021. Development in separation of oilfield emulsion toward green technology – A comprehensive review. Separation Science and Technology 57(10), pp. 1642–1668, DOI: 10.1080/01496395.2021.1995427.
 
7.
Dhandhi et al. 2023 – Dhandhi, Y., Saw, R.K., Singh, R. and Naiya, T.K. 2023. Application of a novel surface-active green demulsifier for demulsification of field crude oil emulsion. Separation Science and Technology 58(9), DOI: 10.1080/01496395.2023.2198108.
 
8.
Dhandhi et al. 2024 – Dhandhi, Y., Naiya, T.K. and Guria, C. 2024. Development of high-performance biodegradable and non-toxic demulsifier for dehydration of field crude oil emulsion: Statistical design and process optimization. Geoenergy Science and Engineering 234(7), DOI: 10.1016/j.geoen.2024.212677.
 
9.
EN_MSDS_713245 – Safety Data Sheet of commercial demulsifier of Brenntag company.
 
10.
Ferreira et al. 2023 – Ferreira B.M.S., Ramalho, J.B.V.S. and Lucas, E.F. 2023. Demulsification of water-in-crude oil emulsions by microwave radiation: effect of aging, demulsifier addition, and selective heating. Energy & Fuels 27(2), pp. 615–621.
 
11.
Fink, J. 2012. Petroleum engineer’s guide to oil field chemicals and fluids. DOI: 10.1016/C2009-0-61871-7.
 
12.
Grenoble, Z. and Trabelsi, S. 2018. Mechanisms, performance optimization and new developments in demulsification processes for oil and gas applications. Advances in Colloid and Interface Science 260, DOI: 10.1016/j.cis.2018.08.003.
 
13.
Internal procedure of selection of demulsifiers delivered by Brenntag.
 
14.
Jia et al. 2023 – Jia X., Wei, L., Fu, M., Liu, C., Gu, Y., Qin, W., Zhang, L., Geng, X. and Guo, H. 2023. One-pot preparation of environmentally friendly, high demulsification rate and novel functional magnetic demulsifier: Used for oil and water separation in crude oil emulsion. Arabian Journal of Chemistry 16(10), DOI: 10.1016/j.arabjc.2023.105134.
 
15.
Kelland, M. 2014. Production chemicals for the oil and gas industry. Second edition, CRC Press, Taylor & Francis Group. DOI: 10.1201/b16648.
 
16.
Khani, M.J. and Razaeye, M. 2018. A review in solvent uses in petroleum industry. Revista Publicando 5, 15(2), pp. 1197–1216.
 
17.
Korzec, M. and Sapińska-Śliwa, A. 2023. Prevention and Removal of Naphthenate Deposits in Oil and Gas Production – Historical Background and Novel Attitude towards Inhibition and Solution. Energies 16(20), DOI: 10.3390/en16207104.
 
18.
Loufakis et al. 2017 – Loufakis, D.N., Schmitt, A.K., Nelson, C., Hoyles, S., Goodwin, J., White, B. and Ayers, C. 2017. A microfluid technique for the evaluation of demulsifiers. SPE International Conference on Oilfield Chemistry, Texas, USA, 3–5.04.2017, DOI: 10.2118/184538-MS.
 
19.
Pal et al. 2021 – Biswadeep Pal, B., Kumar, R. and Naiya, T.K. 2021. Demulsification of crude oil-water emulsion using naturally formulated demulsifier. Petroleum Science and Technology 39(2), DOI: 10.1080/10916466.2021.1983599.
 
20.
Sun et al. 2022 – Sun, Z., Pu, W., Zhao, R. and Pang, S. 2022. Study on the influence of heavy oil group components on the formation and stability of W/O emulsion. Journal of Petroleum Science and Engineering 209, DOI: 10.1016/j.petrol.2021.109899.
 
21.
Venkatesham et al. 2018 – Venkatesham V, Marshoom, N., Joy, R.M., Ginto, G. and Murshid. 2018. Studies on demulsification of crude oil emulsion using plant extracts as green demulsifiers. Asian Journal of Applied Science and Technology 2(2), pp. 999–1004.
 
22.
Yaakob, A.B. and Sulaimon, A.A. 2017. Performance Assessment of Plant Extracts as Green Demulsifiers. Journal of the Japan Petroleum Institute 60(4), DOI: 10.1627/jpi.60.186.
 
23.
Yonguep et al. 2022 – Yonguep, E., Kapiamba, F., Jonathan Kabamba Katende, J.K. and Chowdhury, M.R. 2022. Formation, Stabilization and Chemical Demulsification of Crude Oil-In-Water Emulsions: A Review. Petroleum Research 7(4), pp. 459–472, DOI: 10.1016/j.ptlrs.2022.01.007.
 
24.
Zhou et al. 2012 – Zhou, H., Dismuke, K.I., Lett, N.L. and. Penny, G.S. 2012. Development of more environmentally friendly demulsifiers. SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA. DOI: 10.2118/151852-MS.
 
25.
Zolfaghariet al. 2016 – Zolfaghari, R., Fakhru’l-Razi, A., Chuah, A.L., Elnashaie, S. and Pendashteh, A. 2016.
 
26.
Demulsification techniques of water-in-oil and oil-in-water emulsions in petroleum industry. Separation and Purification Technology 170(1), DOI: 10.1016/j.seppur.2016.06.026.
 
eISSN:2299-2324
ISSN:0860-0953
Journals System - logo
Scroll to top