Pourquoi les désémulsifiants et les antimousses ne sont pas interchangeables

Les désémulsifiants et les antimousses sont des produits chimiques de production tensioactifs ajoutés en petites concentrations aux flux de traitement des champs pétrolifères. La similitude s’arrête à l’interface qu’ils ciblent et au problème qu’ils résolvent.

Désémulsifiants déstabiliser les émulsions eau dans huile (E/H) ou huile dans eau (H/E) — fines dispersions de gouttelettes de saumure dans le pétrole brut (ou de gouttelettes d'huile dans l'eau produite) stabilisées par des asphaltènes, des résines, des solides fins et des tensioactifs de production naturels. Sans désémulsification, le pétrole ne peut pas répondre aux spécifications de coupe d’eau des pipelines ou des exportations ; l’eau produite ne peut être ni rejetée ni réinjectée dans les limites réglementaires.

Antimousses mousse d'effondrement - une dispersion de gaz dans un liquide stabilisée par des tensioactifs, des protéines ou des solides fins à l'interface gaz-liquide. La mousse dans les séparateurs réduit le temps de rétention efficace ; la mousse dans les systèmes à vérin à gaz bloque les vannes et augmente la contre-pression ; la mousse dans les compresseurs et les déshydrateurs de glycol provoque des transferts et des dommages mécaniques.

Le traitement d’une émulsion brute stable avec un antimousse ne résout pas la coupure d’eau. L'effondrement de la mousse de séparation avec un surdosage de désémulsifiant peut déstabiliser les émulsions de manière imprévisible. Une sélection chimique correcte nécessite de cartographier le problème à l’interface : huile-eau vs gaz-liquide.

Guides associés :guide des désémulsifiants|guide des antimousses|produits chimiques pétroliers et gaziers.

Mécanisme désémulsifiant : briser les émulsions huile-eau

Les émulsions de pétrole brut se forment lorsque l'écoulement turbulent à travers les starters, les pompes et les vannes cisaille l'eau de formation en gouttelettes à l'échelle micrométrique dispersées dans la phase continue du pétrole. Les émulsifiants naturels – asphaltènes, acides naphténiques, produits chimiques de production et solides fins – s'adsorbent à l'interface huile-eau et créent un film interfacial rigide qui résiste à la coalescence.

Les désémulsifiants fonctionnent en :

  • Remplacer les émulsifiants naturels de l'interface huile-eau - les molécules désémulsifiantes avec une activité interfaciale plus élevée entrent en compétition avec les films d'asphaltène

  • Floculation et agrégation de gouttelettes d'eau en amas plus grands qui se déposent ou s'élèvent plus rapidement sous l'effet de la gravité

  • Fusion— rupture du mince film d'huile entre les gouttelettes lorsque la tension interfaciale chute en dessous de la valeur critique pour le drainage du film

  • Modification du mouillage des solides— rediriger les fines de l'interface vers une phase, supprimant la stabilisation mécanique

    • Les désémulsifiants commerciaux sont généralement des mélanges de résines éthoxylées/propoxylées, de polyols, de polymères réticulés et parfois de tensioactifs à faible teneur en HLB. Aucun désémulsifiant ne fonctionne à lui seul sur tous les bruts : chimie des asphaltènes, gravité API, salinité de l'eau et sélection des tests en bouteille en fonction de la température.

    Mécanisme anti-mousse : mousse gaz-liquide qui s'effondre

    La mousse se forme lorsque le gaz est dispersé dans un liquide contenant suffisamment de tensioactif ou de stabilisant solide à la surface de la bulle. Dans les opérations sur les champs pétrolifères, les sources de mousse comprennent :

    • Injection par vérin à gaz mélangeant le gaz avec les fluides produits

  • Chutes de pression dans les starters et les vannes entraînant le gaz

  • Injection chimique (inhibiteurs de corrosion, traitements à base de tensioactifs) de films à bulles stabilisants

  • Mousse stabilisée aux protéines et aux solides dans les unités de déshydratation du glycol et de traitement aux amines

    • Les antimousses fonctionnent par :

    • Diffusion à l'interface gaz-liquide— les huiles de silicone et les particules hydrophobes pénètrent dans le film à bulles et affaiblissent l'élasticité de la surface (perturbation de l'effet Marangoni)

  • Pontage-démouillage— des gouttelettes de silice hydrophobe ou d'huile pontent les lamelles aqueuses et provoquent la rupture du film

  • Renversement ou prévention— certains antimousses détruisent la mousse existante (knockdown) ; d'autres empêchent la formation lorsqu'ils sont injectés en continu (suppression)

    • Les antimousses à base de silicone (émulsions ou composés de polydiméthylsiloxane) dominent le contrôle de la mousse dans les champs pétrolifères en raison de leur faible tension superficielle, de leur inertie chimique aux températures de production et de leur efficacité à une dose de l'ordre du ppm. Les antimousses sans silicone (polypropylène glycol, copolymères blocs EO–PO) apparaissent là où le transfert de silicone dans les catalyseurs ou les raffineries en aval est interdit.

    Voir gamme de produits antimousses et guide des inhibiteurs de corrosion pour la compatibilité avec d'autres packages de produits chimiques de production.

    Où chaque produit chimique est appliqué

    Point d'applicationProblèmeChimiqueJustification de l'injection

    Tête de puits/flowlineFormation précoce d'émulsionDésémulsifiant (continu)Commencer la déstabilisation avant le séparateur

    Séparateur triphaséÉmulsion E/H stable, coupe d'eau élevéeDésémulsifiantAutoriser l'écoulement de l'eau dans la zone de rétention

    Appareil de traitement thermique / appareil de traitement électrostatiqueÉmulsion réfractaire à températureDésémulsifiant (souvent chauffé)Coalescence thermique + chimique

    Coup de grâce à l'eau gratuite (FWKO)Réservoir d'huile en phase aqueuseDésémulsificateur / disjoncteur inverseClarifier l’eau produite pour rejet ou réinjection

    Mandrin / valve de levage à gazLa mousse bloque le passage du gazAntimousseMaintenir le fonctionnement des vannes ; réduire la contre-pression

    Sortie de gaz séparateur / tampon de brouillardTransfert de mousse vers la conduite de gazAntimousseProtéger le compresseur ; réduire le transfert de liquide

    Aspirateur-laveur à compresseurAntimousse en liquide recirculéAntimousse (continu)Empêche les coups de liquide induits par la mousse

    Contacteur glycol / unité amineMousse riche en solutionAntimousse (spécialité)Empêcher l'inondation et le report des plateaux

    Réservoir de stockage/ligne d'exportationÉmulsion résiduelle + mousse sur remplissageDésémulsifiant ± antimousseRépondre aux spécifications d'exportation BS&W

    Séparateur vs vérin à gaz : différents problèmes, différents produits chimiques

    Application séparateur (démulsificateur primaire) : Les fluides de production pénètrent dans le séparateur à pression et vitesse réduites. Le temps de rétention (généralement 3 à 10 minutes par phase) permet la séparation par gravité du gaz, du pétrole et de l'eau. Lorsque l'émulsion est étanche - la coupe d'eau semble stable en dessous de la cible BS&W de 0,5% - le désémulsifiant est injecté en amont (tête de puits, conduite d'écoulement ou entrée du séparateur) pour floculer et coalescer les gouttelettes de saumure avant que le pétrole ne sorte du déversoir.

    La mousse de séparation (une couche de bulles de gaz dans la phase huileuse ou aqueuse) peut se produire lorsque le gaz se détache rapidement ou lorsque des produits chimiques à base de tensioactifs stabilisent l'interface. La mousse légère dans le séparateur peut réagir à l'ajustement du désémulsifiant (changement de rhéologie interfaciale), mais la mousse persistante nécessite généralement un antimousse dédié à l'entrée du séparateur ou au tampon de brouillard.

    Application de vérin à gaz (antimousse primaire) : Les puits de gaz injectent du gaz dans l'espace annulaire ou à travers des mandrins pour réduire la pression hydrostatique et augmenter le taux de production. Le mélange de gaz et de liquide au niveau des vannes à gaz crée une mousse intense. Une mousse stable augmente la densité apparente de la colonne de fluide, réduisant ainsi l'efficacité du levage et pouvant bloquer les orifices des vannes.

    L'antimousse injecté au point d'injection de gaz ou au fond du trou (là où les systèmes d'injection de produits chimiques le permettent) effondre la mousse avant qu'elle ne s'accumule au niveau des vannes. Le désémulsifiant ne traite pas la mousse gaz-liquide : l'application d'un désémulsifiant sur un problème de moussage par gaz gaspille des produits chimiques et peut aggraver le comportement de l'émulsion dans le séparateur en aval.

    Directives de dosage

    Dosage du désémulsifiant : Plage typique de 5 à 50 ppm (volume basé sur le flux de production total), très spécifique au brut. La sélection commence par un test en bouteille à température réelle :

    1. Recueillir un échantillon d'émulsion fraîche à l'entrée du séparateur dans les 30 minutes suivant l'échantillonnage.

  • Cribler 3 à 6 candidats désémulsifiants à 10, 25, 50, 100 ppm

  • Évaluez la vitesse des gouttes d'eau, la qualité de l'interface et le BS&W final entre 1 et 24 heures

  • Adaptez la dose gagnante au taux de production ; vérifier au séparateur sur 48 à 72 heures

    • Un surdosage du désémulsifiant peut inverser le type d'émulsion (H/E au lieu de W/H), augmenter le transfert d'eau dans l'huile ou créer une couche de chiffon serrée (boue interfaciale) qui bloque les composants internes du séparateur. Un sous-dosage entraîne une réduction de l'eau supérieure aux spécifications d'exportation.

    Dosage antimousse : Plage typique de 1 à 20 ppm sur un jet sujet à la mousse, ou de 10 à 100 ppm dans un liquide d'épuration recirculé. La réponse à la dose est généralement plus rapide que celle du désémulsifiant : la hauteur de la mousse dans un cylindre de test chute en quelques secondes ou quelques minutes.

    ChimiquePlage de doses typiqueTemps de réponseRisque de surdosage

    Désémulsifiant5 à 50 ppm sur le total des liquidesMinutes en heuresInversion d'émulsion, couche de chiffon, huile dans l'eau

    Antimousse (renversable)1 à 10 ppm au point de mousseSecondes à minutesRémanence de silicone, voile dans l'huile

    Antimousse (continu)5 à 20 ppm sur flux de recirculationPréventifIntoxication du catalyseur en aval (raffinerie)

    L'optimisation de la dose nécessite une itération sur le terrain : les tests de bouteilles sont approximatifs, mais les gradients de température, l'historique de cisaillement et la production mélangée à partir de plusieurs puits modifient le comportement dans l'ensemble du système.

    Compatibilité avec d'autres produits chimiques de production

    Les flux de production reçoivent simultanément plusieurs injections de produits chimiques. Les défauts de compatibilité se manifestent par un resserrement de l'émulsion, une augmentation de la mousse, la formation de précipités ou une perte d'efficacité d'inhibition de la corrosion.

    Considérations sur la compatibilité du désémulsifiant :

    • Inhibiteurs de corrosion— les amines filmogènes et les imidazolines sont tensioactives ; certains améliorent la désémulsification, d'autres resserrent l'émulsion. Test du mélange au rapport de dose sur le terrain

  • Inhibiteurs de tartre— les inhibiteurs de tartre phosphonate et polymère sont généralement compatibles ; vérifier à un TDS élevé et à haute température

  • Biocides— biocides THPS et glutaraldéhyde généralement compatibles; les biocides à base d'ammonium quaternaire peuvent interagir avec des composants désémulsifiants anioniques

  • Échappeurs de H2S : les piégeurs de triazine peuvent affecter la chimie de l'interface ; package combiné de test de bouteille avant le déploiement sur le terrain. Voir Guide des piégeurs de H2S

    • Considérations sur la compatibilité de l'antimousse :

    • Antimousse + désémulsifiant silicone— couramment co-injecté ; vérifier qu'il n'y a pas de formation de couche de chiffon à la dose combinée

  • Rémanence de silicone— les raffineries et les usines de GNL peuvent rejeter du brut à haute teneur en silicone ; utiliser un antimousse sans silicone ou minimiser la dose

  • Antimousse + glycol/amine— des antimousses spécialisés sont requis ; Le PDMS standard peut être déposé sur des plateaux de contacteurs

    • Testez toujours l’ensemble des produits chimiques (démulsifiant, antimousse, inhibiteur de corrosion, inhibiteur de tartre) à température ambiante avant de changer un composant.

    Eau produite et émulsion inverse

    Lorsque des gouttelettes d’huile se dispersent dans la phase aqueuse (émulsion H/E ou émulsion inverse), les désémulsifiants solubles dans l’huile standards peuvent être inefficaces. Les désémulsifiants solubles dans l'eau (briseurs inversés) clarifient l'eau produite pour son rejet par-dessus bord ou sa réinjection. Un antimousse peut encore être nécessaire dans le récipient de traitement de l’eau si des fuites de gaz créent de la mousse à la surface de l’eau.

    Les champs Indian offshore et onshore – y compris Mumbai High, le bassin Krishna-Godavari et la production du Rajasthan – utilisent des mélanges de désémulsifiants alcoxylates fournis dans le pays pour réduire les délais d'importation. Venus Ethoxyethers fabrique des composants désémulsifiants et antimousses pour les sociétés de services pétroliers qui formulent des mélanges spécifiques à un champ.

    Flux de travail de sélection pour les ingénieurs de terrain

    1. Définir le problème— BS&W élevé (démulsifiant), mousse dans le séparateur ou vérin à gaz (antimousse), ou les deux à différents points

  • Échantillonner correctement— bombe échantillon sous pression pour émulsion active ; flux de mousse représentatif pour le dépistage antimousse

  • Candidats désémulsifiants pour tests en bouteilles à la température de formation ; classement par taux de chute d'eau et qualité finale

  • Candidats antimousses au test de mousse dans une éprouvette graduée avec un barbotage de gaz simulé ou un échantillon de mousse sur le terrain

  • Test de compatibilité paquet chimique complet dans un pot combiné

  • Essai sur le terrain à un seul puits ou à un train séparateur ; surveiller BS&W, le niveau de mousse, l'interface et la consommation de produits chimiques pendant 72 heures minimum

  • Optimiser la dose— réduire à la dose efficace minimale pour contrôler les coûts et le risque de surdosage

    • Notes environnementales et de manipulation

    Les désémulsifiants et antimousses sont utilisés à faible concentration mais sont injectés en continu lors d’une production à grand volume. L'examen des fiches signalétiques pour vérifier la toxicité aquatique, la biodégradabilité et la conformité des rejets en mer est requis lorsque l'eau produite est rejetée en mer. Le transfert d’antimousse silicone dans l’eau produite peut affecter la surveillance des rejets – la minimisation de la dose est un objectif à la fois économique et environnemental.

    Conservez les produits chimiques de production dans des récipients scellés, à l’abri des températures extrêmes. Les émulsions antimousses de silicone peuvent former une crème en cas de stockage prolongé – agitez avant utilisation. Les mélanges désémulsifiants contenant des solvants peuvent nécessiter un équipement de pompage antidéflagrant.

    Venus Ethoxyethers approvisionnement en produits chimiques pour champs pétrolifères à partir de India

    Venus Ethoxyethers fabrique des intermédiaires éthoxylés et propoxylés utilisés dans les formulations de désémulsifiants, ainsi que des antimousses silicones et non silicones pour le traitement du pétrole et du gaz, à partir des installations d'alcoxylation de Goa, India. Les sociétés de services et les mélangeurs de produits chimiques bénéficient d'un approvisionnement local en éléments constitutifs de tensioactifs, d'une documentation COA cohérente et d'une assistance technique pour le dépistage des tests en bouteille.

    Explorez le portefeuille pétrolier et gazier, lisez le dédié désémulsifiants et antimousses guides et demandez des échantillons via contacter Venus Ethoxyethers. Pour les tensioactifs à récupération améliorée, voir guide de récupération assistée du pétrole.