Investigating how solid particles influence oil removal efficiency during gas flotation

Produced water is the largest volume byproduct of oil and gas production, consisting of a complex mixture of formation and injection water, dispersed oil, and suspended solids. Its treatment is constrained by strict discharge limits and the compact footprint required for offshore operations. While gas flotation is widely applied for oil removal, its performance is sensitive to interfacial chemistry and fine solids. This thesis investigates how hydrophilic silica particles influence oil removal in a model North Sea crude oil system under controlled high-pressure and high-temperature (HPHT) conditions. A two-factor Design of Experiments (DoE) evaluated the impact of pH (4–7) and silica concentration (0–350 ppm) across 17 flotation runs in a replicated 22 factorial design. Increasing silica from 0 to 350 ppm reduced mean oil removal efficiency from approximately 50% to 36% at pH 4 and from 42% to 35% at pH 7. The center point condition (175 ppm, pH 5.5) exhibited the lowest mean efficiency (30%) and the highest run-to-run variability, indicating a bistable regime near the naphthenic acid pKa. Supporting Dynamic Light Scattering (DLS) measurements confirmed salinity-driven aggregation of silica beyond 0.15–0.20 M NaCl, consistent with the Schulze–Hardy rule. Under the divalent-cation brine used in flotation, silica existed as aggregates exceeding 600 nm rather than discrete nanoparticles. The reduction in efficiency is attributed to cation bridging, where calcium ions link silica aggregates to oil droplets, creating a steric shield that obstructs bubble attachment.

L’acqua prodotta è il sottoprodotto di maggior volume della produzione di petrolio e gas, costituito da una miscela complessa di acqua di formazione e di iniezione, olio disperso e solidi sospesi. Il suo trattamento è vincolato da severi limiti di scarico e dalla necessità di un ingombro ridotto per le operazioni offshore. Sebbene la flottazione a gas sia ampiamente utilizzata per la rimozione dell’olio, le sue prestazioni sono sensibili alla chimica interfacciale e alla presenza di solidi fini. Questa tesi indaga come particelle idrofile di silice influenzino la rimozione dell’olio in un sistema modello di greggio del Mare del Nord in condizioni controllate di alta pressione e alta temperatura (HPHT). Un piano sperimentale a due fattori (Design of Experiments, DoE) ha valutato l’impatto del pH (4–7) e della concentrazione di silice (0–350 ppm) su 17 prove di flottazione, secondo un disegno fattoriale 2² replicato. L’aumento della silice da 0 a 350 ppm ha ridotto l’efficienza media di rimozione dell’olio da circa il 50% al 36% a pH 4 e dal 42% al 35% a pH 7. La condizione al punto centrale (175 ppm, pH 5,5) ha mostrato l’efficienza media più bassa (30%) e la maggiore variabilità tra le prove, indicando un regime bistabile vicino al pKa degli acidi naftenici. Misure di supporto mediante Dynamic Light Scattering (DLS) hanno confermato l’aggregazione della silice indotta dalla salinità oltre 0,15–0,20 M NaCl, in accordo con la regola di Schulze–Hardy. Nella salamoia con cationi divalenti utilizzata nella flottazione, la silice era presente come aggregati superiori a 600 nm piuttosto che come nanoparticelle discrete. La riduzione dell’efficienza è attribuita al bridging cationico, in cui gli ioni calcio collegano gli aggregati di silice alle gocce d’olio, creando una barriera sterica che ostacola l’adesione alle bolle.