Document
Treatment of oily produced water with alkaline surfactant polymer using ceramic membrane, coagulation and flotation
Publisher
Sultan Qaboos University
Gregorian
2018
Language
English
Subject
English abstract
Production from ageing oil fields is sustained by various techniques such as water injection, polymer injection or alkaline surfactant polymer injection (ASP). One of the main ageing fields in the south of Oman is Marmul, which currently operates at 90% water cut. It is being operated with waterflood for more than 10 years. In order to enhance the oil recovery, Petroleum Development Oman (PDO) Company has implemented chemical enhanced oil recovery (CEOR) using polymer flood in 2010, ASP is a sub-sequent recovery method, which is planned as a final option to recover more oil from Marmul. ASP breakthrough is expected to deteriorate the performance of the deoiling processes.
Based on some trials done in Marmul field, ceramic membranes had shown some success in treating different types of produced water. However due to some design limitations in the tested membranes, it was operated for 2 hours only and its applicability was not fully investigated. In addition, aluminum sulfate was used in treating produced water with polymer and showed some success. The aim of this study is to investigate the efficiency of ceramic membrane and aluminum sulfate as a coagulation agent with and without gas flotation in treating ASP produced water.
Results showed complete rejection of oil using ceramic membranes with pore size of 100 nm for PW with high and low OiW concentrations. However, only around 2% recovery factor (permeate/inlet flowrate) was achieved. The low recovery factor is mainly due to membrane fouling. Using aluminum sulfate as a coagulant with concentration lower than 200 mg/L was not very effective in treating oily PW. However, at 500 mg/L, the OiW in the treated water was below the first stage treatment target of 50 ppm (v). In contrast, aluminum sulfate was very effective in treating produced water with 500 ppm polymer. At 150 mg/L concentration of aluminum sulfate, the outlet OiW was 39 ppm (v) which is lower than first stage OiW target. When 500 mg/L of aluminum sulfate was used, the OiW in the treated water was 2 ppm (v) which is lower than the second stage OiW treatment target of 5 ppm (v). When aluminum sulfate concentration higher than 500 mg/L was used, the viscosity of the treated produced water was very close to the viscosity of the normal produced water (1.1 cP). This gives an indication that most of the polymer in the produced water was removed. Introducing ASP to the PW had increased the oil droplet stability. Using 500 mg/L of aluminum sulfate to treat produced water with ASP resulted in 65 ppm (v) in the outlet which is higher than first stage OiW treatment target. Oil was fully removed when 700 mg/L of aluminum sulfate was used. Introducing gas flotation improved the OiW removal efficiency by 15%. Based on the above results, gas flotation along with 500 mg/L of aluminum sulfate solution concentration is recommended for treating Marmul produced water with ASP.
Member of
Resource URL
Arabic abstract
المحافظة على مستوى إنتاج النفط من الحقول النفطية القديمة يحتاج إلى عدة أساليب مثل: حقن المياه أو حقن البوليمرات أو حقن خليط كيميائي يتكون من مادة قلوية ومادة خافضة للتوتر السطحي وبوليمر في الخزان النفطي. يعتبر حقل مرمول الموجود بجنوب سلطنة عمان أحد هذه الحقول القديمة الذي ينتج مياه مصاحبة للنفط تصل إلى 90% من إجمالي حجم الانتاج في هذا الحقل. تقنية حقن المياه في الحقل بدأت لأكثر من عشر سنين ولأجل المحافظة على مستوى إنتاج النفط لجأت شركة تنمية نفط عمان إلى تقنية حقن البوليمرات في عام 2010. يتوقع أن يتم حقن الخليط الكيميائي في حقل مرمول خلال عدة سنوات من الآن، ظهور الخليط الكيميائي في المياه المصاحبة للنفط سيصعب من عملية معالجة هذه المياه وقد يؤثر على عملية اعادة حقنها وسيؤثر هذ مباشرة على إنتاج النفط. نسبة الى بعض التجارب أظهرت تقنية الغشاء السيراميكي بعض النجاح في معالجة المياه المصاحبة للنفط ولكن الكفاءة الفعلية للتقنية لم تختبر بشكل كلي بسبب بعض المشاكل اثناء عملية التشغيل كدرجة الحرارة. بالاضافة لما سبق أظهرت دراسات أخرى نجاح مركب كربيتات الألمونيوم في معالجة المياه النفطية المختلطة بالبوليمر. الأهداف الرئيسية لهذه الرسالة هو دراسة كفاءة تقنية الغشاء السيراميكي في تنقية المياه المختلطة بالخليط الكيميائي من بقايا النفطي أيضا دراسة إمكانية إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم في معالجة هذه المياه أخيرا، براسة كفاءة إستخدام تقنية "تعويم الغاز في المياه مع إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم في معالجة هذه المياه.
أظهرت النتائج أن تقنية الغشاء السيراميكي تمكنت من معالجة المياه المصاحبة للنفط من بقايا النفط كليا في المقابل تظهر النتائج أن معامل الاسترداد (نسبة المياه المعالجة من اجمالي حجم المياه الداخلة للغشاء السيراميكي) هو 2% والسبب في ذلك يرجع إلى انسداد المسامات البينية للغشاء السيراميكي بسبب الترسبات النفطية. إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم بتركيز أقل من 200 ملجم/لتر في معالجة هذه المياه النفطية لم يكن فعالا لكن استخدام نفس المركب بتركيز أكبر من 500 ملجم/لتر أدى إلى معالجة المياه النقطية لمستوى مطابق لمواصفات المرحلة الأولى لمحطة معالجة المياه (أقل من 50 جزء في المليون). في المقابل، إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم لمعالجة المياه المختلطة بالبوليمرات كان فعالا جدا بحيث انه عند استخدام تركيز 150 ملجم/لتر من مركب كبريتات الألمونيوم لمعالجة المياه كانت النتيجة و3 جزء في المليون وهي مطابقة لمواصفات المرحلة الأولى لمحطة معالجة المياه. أيضا لوحظ أنه عند إستخدام تركيز أكبر من مركب كبريتات الألمونيوم (500 ملجم/لتر) كانت نتيجة نسبة بقايا النفط في المياه هي 2 جزء في المليون وهي مطابقة المواصفات المرحلة الثانية لمحطة معالجة المياه (اقل من 5 جزء في المليون). لكن عند استخدام تركيز 500 ملجم/لتر من مركبه كبريتات الألمونيوم لوحظ أن لزوجة المياه المختلطة بالبوليمرات تناقصت إلى 1 . 1 سنتي بويز وهي مقاربة لقيمة الزوجة المياه النفطية مما يوشي أن معظم البوليمرات الموجودة في المياه النفطية قد انفصلت مع البقايا النفطية. لوحظ أن ظهور الخليط الكيميائي في المياه المصاحبة للنفط تزيد من صعوبة معالجة المياه من البقايا النفطية. عند إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم بتركيز 500 ملجم/لتر في معالجة المياه النفطية المختلطة بالخليط كيميائي كانت النتيجة (65 جزء في المليون) غير مطابقة لمواصفات المرحلة الأولى لمحطة معالجة المياه ولكن عند استخدام مركب كبريتات الألمونيوم بتركيز 700 ملجم/لتر أدى إلى إزالة كل البقايا النفطية بالكامل. إستخدام تقنية "تعويم الغاز في المياه في معالجة المياه مع استخدام مركب كبريتات الألمونيوم قد ساعدت في تحسين عملية معالجة المياه المختلطة بالخليط كيميائي بنسبة 15% ولوحظ انه عن استخدام هذه التقنية لمعالجة المياه المختلطة بالخليط كيميائي مع إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم بتركيز 500 ملجم/لتر كانت النتيجة مطابقة لمواصفات المرحلة الأولى لمحطة معالجة المياه لمعالجة المياه النفطية في محطة مرمول عند ظهور الخليط كيميائي بالمياه النفطية هو استخدام تقنية تعويم الغاز في المياه مع إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم بتركيز 500 ملجم/لتر .
أظهرت النتائج أن تقنية الغشاء السيراميكي تمكنت من معالجة المياه المصاحبة للنفط من بقايا النفط كليا في المقابل تظهر النتائج أن معامل الاسترداد (نسبة المياه المعالجة من اجمالي حجم المياه الداخلة للغشاء السيراميكي) هو 2% والسبب في ذلك يرجع إلى انسداد المسامات البينية للغشاء السيراميكي بسبب الترسبات النفطية. إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم بتركيز أقل من 200 ملجم/لتر في معالجة هذه المياه النفطية لم يكن فعالا لكن استخدام نفس المركب بتركيز أكبر من 500 ملجم/لتر أدى إلى معالجة المياه النقطية لمستوى مطابق لمواصفات المرحلة الأولى لمحطة معالجة المياه (أقل من 50 جزء في المليون). في المقابل، إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم لمعالجة المياه المختلطة بالبوليمرات كان فعالا جدا بحيث انه عند استخدام تركيز 150 ملجم/لتر من مركب كبريتات الألمونيوم لمعالجة المياه كانت النتيجة و3 جزء في المليون وهي مطابقة لمواصفات المرحلة الأولى لمحطة معالجة المياه. أيضا لوحظ أنه عند إستخدام تركيز أكبر من مركب كبريتات الألمونيوم (500 ملجم/لتر) كانت نتيجة نسبة بقايا النفط في المياه هي 2 جزء في المليون وهي مطابقة المواصفات المرحلة الثانية لمحطة معالجة المياه (اقل من 5 جزء في المليون). لكن عند استخدام تركيز 500 ملجم/لتر من مركبه كبريتات الألمونيوم لوحظ أن لزوجة المياه المختلطة بالبوليمرات تناقصت إلى 1 . 1 سنتي بويز وهي مقاربة لقيمة الزوجة المياه النفطية مما يوشي أن معظم البوليمرات الموجودة في المياه النفطية قد انفصلت مع البقايا النفطية. لوحظ أن ظهور الخليط الكيميائي في المياه المصاحبة للنفط تزيد من صعوبة معالجة المياه من البقايا النفطية. عند إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم بتركيز 500 ملجم/لتر في معالجة المياه النفطية المختلطة بالخليط كيميائي كانت النتيجة (65 جزء في المليون) غير مطابقة لمواصفات المرحلة الأولى لمحطة معالجة المياه ولكن عند استخدام مركب كبريتات الألمونيوم بتركيز 700 ملجم/لتر أدى إلى إزالة كل البقايا النفطية بالكامل. إستخدام تقنية "تعويم الغاز في المياه في معالجة المياه مع استخدام مركب كبريتات الألمونيوم قد ساعدت في تحسين عملية معالجة المياه المختلطة بالخليط كيميائي بنسبة 15% ولوحظ انه عن استخدام هذه التقنية لمعالجة المياه المختلطة بالخليط كيميائي مع إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم بتركيز 500 ملجم/لتر كانت النتيجة مطابقة لمواصفات المرحلة الأولى لمحطة معالجة المياه لمعالجة المياه النفطية في محطة مرمول عند ظهور الخليط كيميائي بالمياه النفطية هو استخدام تقنية تعويم الغاز في المياه مع إستخدام مركب كبريتات الألمونيوم بتركيز 500 ملجم/لتر .
Category
Theses and Dissertations
File size
4.76 MB
1
0
