Chemikalien zur Behandlung von Rohöl-Produktionsflüssigkeiten: Demulgatoren & H₂S-Fänger für effiziente Ölfeldbetriebe

Einleitung: Die zwei kritischen Herausforderungen in der Rohölförderung

Jedes Barrel Rohöl, das aus einem Ölfeld gefördert wird, bringt zwei beständige Herausforderungen mit sich: emulgiertes Wasser und Schwefelwasserstoff (H₂S) .

Wasser-in-Öl-Emulsionen entstehen auf natürliche Weise während der Ölextraktion, wenn sich Rohöl unter hohen Scherbedingungen mit Formationswasser vermischt. Diese Emulsionen werden durch natürliche Emulgatoren wie Asphaltene, Harze und Wachse stabilisiert, wodurch die Wasserabscheidung ohne chemische Intervention langsam und unvollständig verläuft. Wenn sie nicht ordnungsgemäß behandelt werden, erhöht emulgiertes Wasser die Transportkosten, verursacht Korrosion und führt zu Raffinerieproblemen.

Schwefelwasserstoff ist ein giftiges, korrosives Gas, das natürlicherweise in vielen Rohöl- und Erdgaslagerstätten vorkommt. Es stellt ernsthafte Sicherheitsrisiken für Personal dar, korrodiert Pipelines und Ausrüstung und verringert die Qualität von Erdölprodukten. Der globale Markt für H₂S-Fänger wurde 2024 auf 861 Millionen USD geschätzt und soll bis 2033 1,61 Milliarden USD erreichen, mit einer jährlichen Wachstumsrate (CAGR) von 7,2 %.

Dongying Jusen Chemical liefert eine komplette Palette von Chemikalien zur Behandlung von Rohöl-Förderflüssigkeiten – einschließlich Demulgatoren, H₂S-Fängern, Entschäumern und Wasserklärern – die entwickelt wurden, um beide Herausforderungen effizient und wirtschaftlich zu bewältigen.

Ein Demulgator ist ein chemischer Zusatzstoff, der die Trennung von emulgiertem Wasser aus Rohöl fördert, indem er den Grenzflächenfilm aufbricht, der Wasser-in-Öl-Emulsionen stabilisiert. Der Mechanismus umfasst drei wesentliche Schritte:

— die Demulgatormoleküle verdrängen natürliche Emulgatoren (Asphaltene, Harze) an der Öl-Wasser-Grenzfläche

— die Grenzflächenfilmfestigkeit wird unter 0,05 N/m reduziert, wodurch Tröpfchen koaleszieren können

— Wassertröpfchen verschmelzen und setzen sich ab, wodurch eine saubere Trennung erreicht wird

Dongying Jusen Chemical bietet vier Haupttypen von Demulgatoren an, die jeweils für unterschiedliche Rohöleigenschaften geeignet sind:

Leistungsreferenz: Gemäß SY/T 5281-2019 wird die Leistung von Demulgatoren durch den Flaschentest bewertet. Die Norm verlangt eine Entwässerungsrate von ≥80 % innerhalb von 30 Minuten (für Ölproben mit 20 % Wassergehalt), mit einer klaren Öl-Wasser-Grenzfläche und ohne Emulsionsschicht.

Die Auswahl des Demulgators hängt von mehreren Faktoren ab:

Paraffinisch, naphthenisch oder gemischtbasisches Rohöl

Niedrig (<20 %), mittel (20–50 %) oder hoch (>50 %)

Bestimmt durch Asphalten- und Harzgehalt

Höhere Temperaturen verbessern im Allgemeinen die Demulgierung

Für Raffinerieanwendungen sollte der Salzgehalt auf unter 10–25 lb/1.000 bbl reduziert werden

Empfohlene Dosierung: 30–100 mg/L für die Ölfeld-Entwässerung. Für die Raffinerieentsalzung kann die Dosierung je nach Rohölvolumen 10–50 ppm an Wirkstoffen betragen.

Rohöl-Demulgator kann in Öl und organischen Lösungsmitteln wie Toluol und Xylol gelöst werden. Vor Ort kann das Produkt mit einem geeigneten Lösungsmittel verdünnt werden, um Lösungen unterschiedlicher Konzentration herzustellen, oder direkt ohne Verdünnung der Rohölemulsion zugesetzt werden.

Der Demulgator hat eine breite Anpassungsfähigkeit und ist besonders wirksam bei der Dehydratisierung von wasserhaltigem Rohöl mit niedriger und mittlerer Viskosität von 30–7.000 mPa·s.

Ein H₂S-Fänger ist ein chemisches Mittel, das Schwefelwasserstoff aus Öl-, Gas- und Wasserströmen entfernt, indem es mit H₂S reagiert und stabile, ungiftige Verbindungen bildet. Unter den verschiedenen verfügbaren Chemikalien – darunter Triazine, Amine und metallbasierte Verbindungen – haben sich Triazin-basierte Fänger aufgrund ihrer hohen Effizienz, niedrigen Kosten und einfachen Anwendung als Industriestandard etabliert.

Triazin-Fänger reagieren irreversibel mit H₂S und bilden wasserlösliche Reaktionsprodukte. Das allgemeine Reaktionsschema beinhaltet die Reaktion des Triazin-Moleküls mit zwei Mol H₂S. Jede Gallone Triazin kann etwa 1–2 Pfund H₂S (120–240 kg/m³) entfernen, abhängig von der Konzentration und den Bedingungen.

Hinweis: Die Konzentration der Triazin-Verbindung kann von 40% bis 78% individuell angepasst werden, um unterschiedliche Anforderungen im Ölfeld zu erfüllen.

Forschungsstudien liefern wertvolle Leistungsbenchmarks für H₂S-Fänger auf Triazinbasis:

99,6% unter optimalen Bedingungen, wobei alkalische Bedingungen die H₂S-Absorption begünstigen.

92,4%, mit einer optimalen Reaktionstemperatur von 45°C und einer optimalen Reaktionszeit von 60 Minuten.

98,1 %.

85–120 g/L, während internationale Triazin-Lösungen 120–180 g/L erreichen.

Für Öl- und Gasbohrungen kann der H₂S-Scavenger über den Ringraum in das Bohrloch eingebracht werden, um H₂S im System zu eliminieren und Ausrüstung sowie Personal zu schützen. Für die Behandlung von Förderflüssigkeit kann er direkt in die Sammelleitung am Bohrlochkopf injiziert werden.

0,1–0,6 kg Scavenger pro m³ Förderflüssigkeit benötigt.

0,5–2 kg pro Kubikmeter Gas.

Der empfohlene Ansatz ist die Installation einer Dosieranlage am Bohrlochkopf für die kontinuierliche Injektion, die eine bessere Reaktionsgeschwindigkeit und gleichmäßige Verteilung bietet.

Dongying Jusen Chemical liefert ein umfassendes Sortiment an Chemikalien zur Behandlung von Rohölförderflüssigkeiten:

Demulgatoren, H₂S-Fänger, Entschäumer und Wasserklärer von einem einzigen Lieferanten

Triazin-Konzentration von 40% bis 78%; Demulgatortypen, die auf Ihr Rohöl zugeschnitten sind

Produkte, die an große chinesische Ölfelder wie Shengli geliefert werden, mit erfolgreichen Feldanwendungen

Unser Team kann Ihnen helfen, das richtige Produkt und die richtige Dosierung für Ihre spezifischen Rohölbedingungen auszuwählen

Stabile Versorgung und fabrikdirekte Preisgestaltung

Effiziente Logistik von China zu globalen Märkten

Polyamin-Emulsionsspalter eignen sich für paraffinhaltiges Rohöl mit hohem Wasseranteil bei niedrigen Temperaturen. Polyol-Emulsionsspalter sind hydrophil mit guten Verbundeigenschaften und eignen sich für paraffinhaltiges Rohöl und die Entsalzung in Raffinerien. Phenolharz-Emulsionsspalter sind lipophil mit einem breiten Anwendungsspektrum und der Fähigkeit zur Emulsionsspaltung bei niedrigen Temperaturen.

Die empfohlene Dosierkonzentration liegt im Allgemeinen bei 30–100 mg/L für die Ölfeldentwässerung, abhängig von der Rohölsorte und dem Wassergehalt. Die spezifische Dosierung sollte durch Labor- und Feldtests bestimmt werden.

Triazin-Fänger reagieren irreversibel mit H₂S und bilden stabile, wasserlösliche Reaktionsprodukte. Jede Gallone Triazin kann etwa 1–2 Pfund H₂S entfernen.

Unser H₂S-Fänger hat eine Entschwefelungsrate von ≥90%. Modifizierte Triazin-Formulierungen können unter optimierten Bedingungen eine höhere Effizienz erreichen.

Ja. Wir bieten Triazin-Verbindungskonzentrationen von 40 % bis 78 % an, um unterschiedliche Anforderungen von Ölfeldern zu erfüllen.

Unsere Demulgatoren entsprechen SY/T 5280-2018 (Allgemeine technische Bedingungen für Rohöl-Demulgatoren). Unsere H₂S-Fänger erfüllen die Anforderungen von SY/T 6277-2005 hinsichtlich der Entschwefelungsrate.

Ja, Muster können zur Bewertung bereitgestellt werden. Bitte kontaktieren Sie uns mit Ihren spezifischen Anforderungen.

Für Angebote, technische Datenblätter oder Muster von Chemikalien zur Behandlung von Rohölförderflüssigkeiten (Demulgatoren & H₂S-Fänger) kontaktieren Sie uns bitte:

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