Ropa naftowa jest skomplikowanym, niejednorodnym i często niestabilnym układem fizykochemicznym. Jednym z najbardziej kłopotliwych składników ropy jest woda. Choć z punktu widzenia transportu stanowi zbędny balast, to z perspektywy inżynierii procesowej jest aktywnym czynnikiem inicjującym szereg destrukcyjnych zjawisk – od gwałtownej korozji po blokowanie rurociągów lodowymi korkami.
Przyczyny obecności wody w ropie
Obecność wody w ropie wynika z procesów zachodzących na wielu etapach „życia” surowca. Jej pochodzenie dzieli się na trzy główne kategorie:
- woda złożowa, uwięziona w skałach osadowych od milionów lat, charakteryzuje się wysokim stopniem mineralizacji, zawierając chlorki sodu, magnezu i wapnia;
- woda technologiczna, wprowadzana celowo do złoża w celu wydobycia ropy z odwiertów (EOR – Enhanced Oil Recovery);
- woda pochodząca z zanieczyszczeń logistycznych – woda przedostająca się do zbiorników w wyniku nieszczelności dachów pływających, kondensacji wilgoci z powietrza (tzw. oddychanie zbiorników).
Problemy wynikające z obecności wody w ropie naftowej
- Separacja wody od ropy naftowej
Wolna woda, która łatwo oddziela się pod wpływem grawitacji, jest usuwana w prosty sposób w zbiornikach magazynowych po ich odstaniu. Emulsje, czyli mikroskopijne krople wody zawieszone w fazie olejowej, są już poważnym wyzwaniem pod względem separacji. Stabilność tych układów zapewniają naturalne emulgatory obecne w ropie: asfalteny, żywice oraz kwasy naftenowe.
- Korozja instalacji
Woda zawieszona w ropie naftowej zawiera rozpuszczone sole, tj. chlorek magnezu i wapnia. Podczas rafinacji ropy w rafinerii związki te ulegają hydrolizie, uwalniając gazowy chlorowodór. Opary po schłodzeniu i rozpuszczeniu w kropelkach kondensującej wody tworzą stężony kwas solny i w znacznym stopniu w obecności siarkowodoru przyspieszają niszczenie instalacji rafineryjnych.
- Blokada rurociągów
W sektorze wydobycia morskiego woda w ropie stwarza ryzyko powstania hydratów gazowych. Są to krystaliczne substancje stałe, przypominające lód, w których cząsteczki wody tworzą klatki więżące lekki gaz, np. metan. Powstają one w warunkach wysokiego ciśnienia i niskiej temperatury, typowych dla głębokowodnych rurociągów. Hydraty są niezwykle groźne: mogą całkowicie zablokować przepływ, a ich gwałtowna dysocjacja stwarza ryzyko rozsadzenia armatury. Aby im zapobiec, stosuje się inhibitory termodynamiczne, takie jak metanol czy glikole, które działają „antifreeze”.
Usuwanie wody z ropy naftowej
W tym celu stosuje się demulgatory chemiczne, w tym nowoczesne dendrymery – polimery o kształcie kuli, które niezwykle skutecznie rozbijają filmy asfaltenowe. Procesy te wspomaga się fizycznie poprzez elektrodehydrację (wykorzystanie pól elektrycznych do łączenia kropel), promieniowanie mikrofalowe czy zaawansowane systemy separacji na mikrofiltrach.
Pomiar zawartości wody w ropie naftowej
Precyzyjne oznaczanie wody jest jednym z kluczowych parametrów wykonywanych w laboratoriach naftowych. Stosowanym standardem jest tu metoda Karla Fischera (KF), oparta na reakcjach chemicznych jodu z wodą. Metoda ta pozwala wykryć śladowe ilości wody (na poziomie ppm). Istotnym elementem tego oznaczenia jest poprawny pobór próby ze zbiornika lądowego czy z tanku statkowego. Rozliczenia w handlu międzynarodowym ropy naftowej wykonuje się w oparciu o jej ilość netto, czyli po odliczeniu zawartości wody i zanieczyszczeń mechanicznych, stąd błąd rzędu 0,1% to straty liczone w milionach dolarów.
Podsumowanie
Znajomość właściwości ropy naftowej oraz jej składu chemicznego związanego bezpośrednio z jej miejscem wydobycia konieczna jest w celu zapewnienia bezpieczeństwa w procesach jej magazynowania czy przeładunku.
Precyzyjne oznaczenie ilości składników ropy naftowej, takich jak woda, zanieczyszczenia mechaniczne czy sole chlorkowe, gwarantuje rzetelne rozliczenie ilościowe ropy naftowej w obrocie międzynarodowym i krajowym.
Wiedza poparta doświadczeniem w wykonywaniu rozliczeń dostaw ropy naftowej stawia dział SGS OGC Natural Resources w światowej czołówce podmiotów kontrolnych. Zapraszamy do współpracy.
Radosława Nanowska, ekspertka branży Natural Resources w SGS Polska
Bibliografia:
- Nosier S.A., Alhamed Y.A., Forced convection corrosion of steel equipments in the water layer present in crude oil, „Bulgarian Chemical Communications”, Volume 43, Number 3, 2011.
- Mazela W., Krasodomski W., Pajda M., Ocena efektywności rozdzielania emulsji woda–ropa naftowa za pomocą demulgatorów zawierających dendrymery, „Nafta-Gaz”, październik 2012.
- Pajda M., Mazela W., Krasodomski W., Rozdział emulsji woda-ropa naftowa za pomocą czynników fizycznych, „Nafta-Gaz”, nr 12/2013.
- Abdulmutalib A., Abdulmalik F., Investigation of Hydrate Formation in Natural Gas Transmission Pipelines, „International Journal of Advances in Engineering and Management (IJAEM)”, Volume 4, Issue 5, maj 2022.
- Effect of Nonextractable Chlorides on Refinery Corrosion and Fouling, NACE International Publication 34105, sierpień 2005.
- Detecting and dealing with hydrate formation, DigitalRefining.
- The Silent Threat: Unpacking Chloride Corrosion in Atmospheric and Vacuum Distillation Units, Oreate AI Blog, marzec 2026.
- The Corrosion of Chloride, Peiyang Chemical Equipment Co., Ltd..
- Dodatki do ropy naftowej i gazu, PachemTECH (katalog produktów: deemulgatory, inhibitory korozji i hydratów).
- Demulsifiers - Oilfield Chemicals, UNPChemicals (seria DEMET).
