BRPI0612366A2 - processos de tratamento de um sistema aquoso, processos de tratamento e usos de um produto alquilamina - Google Patents
processos de tratamento de um sistema aquoso, processos de tratamento e usos de um produto alquilamina Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0612366A2 BRPI0612366A2 BRPI0612366-0A BRPI0612366A BRPI0612366A2 BR PI0612366 A2 BRPI0612366 A2 BR PI0612366A2 BR PI0612366 A BRPI0612366 A BR PI0612366A BR PI0612366 A2 BRPI0612366 A2 BR PI0612366A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- tartar
- dissolved
- water
- polymer
- process according
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 title claims abstract description 7
- 208000006558 Dental Calculus Diseases 0.000 claims abstract description 69
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 67
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 45
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 claims abstract description 29
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 22
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 36
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims description 31
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 15
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 14
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- 238000002414 normal-phase solid-phase extraction Methods 0.000 claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 9
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 8
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 claims description 7
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 claims description 7
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 7
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 4
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 125000006308 propyl amino group Chemical group 0.000 claims description 3
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 102000014150 Interferons Human genes 0.000 claims description 2
- 108010050904 Interferons Proteins 0.000 claims description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M ethenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229940047124 interferons Drugs 0.000 claims description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N phosphinic acid Chemical compound O[PH2]=O ACVYVLVWPXVTIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ISIJQEHRDSCQIU-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 2,7-diazaspiro[4.5]decane-7-carboxylate Chemical compound C1N(C(=O)OC(C)(C)C)CCCC11CNCC1 ISIJQEHRDSCQIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims 2
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims 1
- -1 ester phosphate Chemical class 0.000 claims 1
- 125000003010 ionic group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical group [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 abstract description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 7
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000003637 basic solution Substances 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000003480 eluent Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 2
- MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N molybdate Chemical compound [O-][Mo]([O-])(=O)=O MEFBJEMVZONFCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FVMNARAKYNRZID-UHFFFAOYSA-M (2z)-1-ethyl-2-[(e)-3-(1-ethylquinolin-1-ium-2-yl)prop-2-enylidene]quinoline;chloride Chemical compound [Cl-].C1=CC2=CC=CC=C2N(CC)C1=CC=CC1=CC=C(C=CC=C2)C2=[N+]1CC FVMNARAKYNRZID-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- IWNWLPUNKAYUAW-UHFFFAOYSA-N Ethylendiamine dihydroiodide Chemical compound I.I.NCCN IWNWLPUNKAYUAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005526 G1 to G0 transition Effects 0.000 description 1
- JDRJCBXXDRYVJC-UHFFFAOYSA-N OP(O)O.N.N.N Chemical compound OP(O)O.N.N.N JDRJCBXXDRYVJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- BDAGIHXWWSANSR-NJFSPNSNSA-N hydroxyformaldehyde Chemical compound O[14CH]=O BDAGIHXWWSANSR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- YTJSFYQNRXLOIC-UHFFFAOYSA-N octadecylsilane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC[SiH3] YTJSFYQNRXLOIC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001476 phosphono group Chemical group [H]OP(*)(=O)O[H] 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004366 reverse phase liquid chromatography Methods 0.000 description 1
- 229910000018 strontium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
- C02F5/14—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances containing phosphorus
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
- B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
- B01J20/32—Impregnating or coating ; Solid sorbent compositions obtained from processes involving impregnating or coating
- B01J20/3202—Impregnating or coating ; Solid sorbent compositions obtained from processes involving impregnating or coating characterised by the carrier, support or substrate used for impregnation or coating
- B01J20/3204—Inorganic carriers, supports or substrates
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
- B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
- B01J20/32—Impregnating or coating ; Solid sorbent compositions obtained from processes involving impregnating or coating
- B01J20/3202—Impregnating or coating ; Solid sorbent compositions obtained from processes involving impregnating or coating characterised by the carrier, support or substrate used for impregnation or coating
- B01J20/3206—Organic carriers, supports or substrates
- B01J20/3208—Polymeric carriers, supports or substrates
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
- B01J20/30—Processes for preparing, regenerating, or reactivating
- B01J20/32—Impregnating or coating ; Solid sorbent compositions obtained from processes involving impregnating or coating
- B01J20/3231—Impregnating or coating ; Solid sorbent compositions obtained from processes involving impregnating or coating characterised by the coating or impregnating layer
- B01J20/3242—Layers with a functional group, e.g. an affinity material, a ligand, a reactant or a complexing group
- B01J20/3268—Macromolecular compounds
- B01J20/3272—Polymers obtained by reactions otherwise than involving only carbon to carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
- C02F5/12—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances containing nitrogen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C23—COATING METALLIC MATERIAL; COATING MATERIAL WITH METALLIC MATERIAL; CHEMICAL SURFACE TREATMENT; DIFFUSION TREATMENT OF METALLIC MATERIAL; COATING BY VACUUM EVAPORATION, BY SPUTTERING, BY ION IMPLANTATION OR BY CHEMICAL VAPOUR DEPOSITION, IN GENERAL; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL
- C23F—NON-MECHANICAL REMOVAL OF METALLIC MATERIAL FROM SURFACE; INHIBITING CORROSION OF METALLIC MATERIAL OR INCRUSTATION IN GENERAL; MULTI-STEP PROCESSES FOR SURFACE TREATMENT OF METALLIC MATERIAL INVOLVING AT LEAST ONE PROCESS PROVIDED FOR IN CLASS C23 AND AT LEAST ONE PROCESS COVERED BY SUBCLASS C21D OR C22F OR CLASS C25
- C23F15/00—Other methods of preventing corrosion or incrustation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/02—Non-contaminated water, e.g. for industrial water supply
- C02F2103/023—Water in cooling circuits
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/08—Seawater, e.g. for desalination
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/34—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32
- C02F2103/36—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32 from the manufacture of organic compounds
- C02F2103/365—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32 from the manufacture of organic compounds from petrochemical industry (e.g. refineries)
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2303/00—Specific treatment goals
- C02F2303/18—Removal of treatment agents after treatment
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F5/00—Softening water; Preventing scale; Adding scale preventatives or scale removers to water, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/08—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents
- C02F5/10—Treatment of water with complexing chemicals or other solubilising agents for softening, scale prevention or scale removal, e.g. adding sequestering agents using organic substances
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N30/00—Investigating or analysing materials by separation into components using adsorption, absorption or similar phenomena or using ion-exchange, e.g. chromatography or field flow fractionation
- G01N30/02—Column chromatography
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T436/00—Chemistry: analytical and immunological testing
- Y10T436/16—Phosphorus containing
- Y10T436/163333—Organic [e.g., chemical warfare agents, insecticides, etc.]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T436/00—Chemistry: analytical and immunological testing
- Y10T436/20—Oxygen containing
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Metallurgy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
Abstract
PROCESSOS DE TRATAMENTO DE UM SISTEMA AQUOSO, PROCESSOS DE TRATAMENTO E USOS DE UM PRODUTO ALQUILAMINA. A presente invenção trata de um processo de análise e de controle do teor de antitártaro em presença de lons interferentes. Em particular, os agentes antitártaro a serem analisados ou controlados são polimeros e compreende um grupo anlónico, tal como um grupo ácido forte, mas podem também compreender fosfonatos ou ésteres fosfatos.
Description
"PROCESSOS DE TRATAMENTO DE UM SISTEMA AQUOSO,PROCESSOS DE TRATAMENTO E USOS DE UM PRODUTOALQUILAMINA"
Campo da invenção
A presente invenção trata de um processo de análise e decontrole do teor de agente antitártaro em presença de íons interferentes. Emparticular, os agentes antitártaro a ser analisados ou controlados são polímerose compreendem um grupo aniônico, tal como um grupo ácido forte, mas podemtambém compreender fosfonatos ou ésteres fosfato.
Antecedentes da Invenção
Na maior parte dos sistemas aquosos empregados na indústria, taiscomo nas torres de resfriamento, nas caldeiras e nos, ou como, fluidos de formaçãoe fluidos de produção para a extração do petróleo e do gás, surgem problemasdevido à formação e ao depósito de tártaro. O tártaro comumente encontradocontém carbonato de cálcio, sulfato de cálcio, sulfato de bário, carbonato demagnésio, hidróxido de magnésio, carbonato de estrôncio e sulfato de estrôncio. Otártaro formado e depositado pode levar à obstrução dos canos e dos furos, àcolagem das válvulas e a avarias ou problemas de funcionamento dosequipamentos, em particular daqueles que possuem peças móveis.
Devido aos problemas provocados pela formação e pelo depósitode tártaro, os sistemas aquosos empregado na indústria são geralmentetratados com um ou mais agentes antitártaro. O nível de agente antitártaropresente no sistema aquoso deve ser mantido pelo menos a um nívelpredeterminado, a concentração mínima inibidora (CMI), no sistema aquoso afim de impedir a formação e o depósito de tártaro.
Para maximizar a eficácia de qualquer tratamento antitártaro, édesejável poder controlar com exatidão o nível de antitártaro presente nosistema aquoso, de modo a evitar qualquer excesso ou reutilização inútil deagente antitártaro. Por exemplo, na extração de petróleo ou de gás dasreservas subterrâneas, são utilizados tipicamente agentes antitártaro queparticipam do "tratamento de injeção sob pressão" (squeeze treatmenty, peloqual o agente antitártaro é enviado por bombeamento para o fundo do poço deprodução em forma de solução concentrada e é absorvido no substratorochoso. Quando se reinicia a produção do poço tratado, o agente antitártaro éliberado pela rocha e fica disponível para limitar o depósito de tártaro no interiordo poço de perfuração de produção e da coluna/do poço de produção. Existeuma demanda para um nível particular (CMI) de agente antitártaro que permitaimpedir a formação e o depósito de tártaro, e que também seja igualmentedesejável para retardar a reutilização do agente antitártaro durante o maiortempo possível, ou seja, que permita obter um longo tempo de vida útil dotratamento por injeção sob pressão (squeeze lifetime), uma vez que ostratamentos são onerosos em termos de logística e de atraso de produção depetróleo.
Para poder obter um tempo de vida útil longo ou prolongadono tratamento por injeção sob pressão (squeeze lifetime), é essencialpoder detectar com exatidão a presença do agente antitártaro nos fluidosproduzidos com baixas concentrações que eqüivalem à "região de CMI".
Na prática, essa região irá variar de um campo de petróleo/gás para outro,mas pode tipicamente significar ter de detectar agentes antitártaro emníveis tão baixos quanto 1 ppm em soluções de salmoura concentrada,tanto na água produzida quanto na água de formação.
Na indústria do petróleo, são explorados novos campos quesão mais difíceis que nossos campos históricos, sejam em termos detemperaturas relacionadas ao "fundo do poço" (downhole), ou em termosde salinidade aumentada. Para combater o depósito de tártaro nessescampos de petróleo, foram desenvolvidos novos agentes antitártaro quesão compatíveis com os ambientes desses campos, e que são capazes decombater o tártaro em concentrações tão baixas quanto 1 ppm.
Esses agentes antitártaro compreendem tipicamente polímerosque comportam grupos aniônicos e, em particular, polímeros que comportamgrupos ácidos fortes, tais como polímeros que contêm monômeros sulfurososou monômeros fosforados. Como alternativa, os agentes antitártaro podemcompreender fosfonatos ou ésteres fosfato. Esses tipos de agentes antitártaroapresentam boa inibição do tártaro, em particular, do sulfato de bário e docarbonato de cálcio, e podem, em certos casos, ser empregados emproporções menos elevadas que os outros agentes antitártaro conhecidos.
Para facilitar as referências, a expressão "polímeros que comportam pelomenos um grupo aniônico" deve ser interpretada como incluindo os fosfonatos,os ésteres fosfato e os polímeros que comportam pelo menos um grupoaniônico, em particular, os polímeros que comportam pelo menos um grupoácido forte.
Existem diversas técnicas empregadas para determinar o nível deagente antitártaro em um sistema aquoso. Entretanto, os íons dissolvidos, emparticular os ânions, tais como os íons cloreto, os cátions tais como o cálcio euma salinidade elevada em geral, podem todos perturbar as reações nas quaisessas técnicas se baseiam, e é preciso eliminar um ou mais desses elementosantes de poder dosar o nível de antitártaro.
Para os agentes antitártaro à base de poliacrilato, pode-se chegar aseparar o agente antitártaro dos íons dissolvidos utilizando cartuchos decromatografia de fase invertida, dotados de uma fase estacionária ligada C18(octadecilsilano). Com esses sistemas, o poliacrilato pode, se o pH forcuidadosamente controlado, ser retido na fase C18, o que oferece um mecanismode separação do polímero da água do sistema que contém os íons interferentesdissolvidos. Entretanto, os polímeros que comportam grupos ácidos fortes, taiscomo grupos sulfônicos e/ou fosfônicos, não podem ser retidos nesses substratos enão podem, portanto, ser facilmente separados dos íons interferentes dissolvidos e,conseqüentemente, não podem ser facilmente detectados na água do sistema.
Conseqüentemente, persiste uma necessidade por um modooperatório que permita separar um agente antitártaro que comporta gruposaniônicos, e em particular grupos fortemente ácidos, dos íons interferentesdissolvidos. O nível de antitártaro pode ser dosado a seguir por quaisquer tipos detécnicas analíticas existentes, depois que os íons interferentes foram eliminados.
Descrição da Invenção
Conseqüentemente, sob um primeiro aspecto, a presente invençãotrata de um processo de tratamento de um sistema aquoso, ou de uma parte ou deuma amostra desse sistema, que contém um agente antitártaro e um ou mais íonsinterferentes dissolvidos, para separar o agente antitártaro do sistema aquoso e dosíons interferentes dissolvidos, no qual o agente antitártaro compreende um polímeroque comporta pelo menos um grupo aniônico e o processo compreende otratamento do sistema aquoso com um substrato catiônico.
O processo permite tratar um sistema aquoso, ou uma parte, ou umaamostra desse sistema, para separar o agente antitártaro da água do sistema e dosíons interferentes dissolvidos, a fim de permitir a realização de uma análise doagente antitártaro que seja precisa e em baixo nível. O uso de um substratocatiônico retém o agente antitártaro e deixa passar a água do sistema. O processo éparticularmente vantajoso de ser usado em amostras de um sistema aquoso antesde se analisar a amostra para dosar o nível de antitártaro.
A seguir, a expressão "sistema aquoso" será considerada comoincluindo um sistema aquoso, ou uma parte ou uma amostra do sistema aquoso.
O sistema aquoso pode provir, ou fazer parte, de uma torre derefrigeração ou de uma caldeira, ou ainda, pode compreender o tratamento ou aprodução de soluções/fluidos aquosos que contêm níveis elevados de íonsdissolvidos, ou seja, de salinidade elevada. Tipicamente, esses fluidos sãoencontrados durante a produção/extração de petróleo, em forma de água do mar,de água de formação ou de água produzida, ou durante a produção de energiageotérmica, ou durante o dessalgamento da água do mar ou de águas salobras.
Conseqüentemente, de acordo com um segundo aspecto, apresente invenção trata de um processo de tratamento de água do mar,de água de formação ou de água produzida, ou de uma parte ou umaamostra dessa água, que são encontradas durante operações deprodução/extração de petróleo/gás e que contêm um antitártaro e um oumais íons interferentes dissolvidos, para separar o antitártaro da água domar, da água de formação ou da água produzida, a fim de eliminar osíons interferentes dissolvidos, para permitir efetuar uma análise do agenteantitártaro precisa e em baixo nível, no qual o agente antitártarocompreende um polímero que comporta pelo menos um grupo aniônico, eo processo compreende o tratamento da água do mar, da água deformação ou da água produzida com um substrato catiônico.
De preferência, o agente antitártaro compreende um polímero quecomporta pelo menos um grupo ácido forte.
Mais preferencialmente ainda, o agente antitártaro compreendeum polímero que comporta pelo menos um monômero sulfuroso e/ou pelomenos um monômero fosforado.
Como monômeros sulfurosos particularmente preferidos, podem-se citar os vinilsulfonatos, o ácido 2-acrilamido-2-metilpropanossulfônico(AMPS) e os alilsulfonatos.
Como monômeros fosforados preferidos, pode-se citar o ácidovinilfosfônico (VPA), o ácido vinilidenodifosfônico (VDPA)1 o ácido hipofosforosoe o ácido fosforoso.
Um polímero que comporta pelo menos um grupo aniônicoparticularmente preferido é um polímero de VDA/VDPA e de um vinilsulfonatoou de um alilsulfonato.
De preferência, o substrato catiônico é um substrato sobre o qualestá fixado um grupo amina. De preferência, o grupo amina é uma alquilamina,particularmente uma propilamina. De preferência, o substrato sobre o qual estáfixado um grupo amina é constituído por uma ou mais pérolas de sílica, uma oumais pérolas de polímero ou uma mistura dessas. Podem-se empregar, emparticular, produtos de extração em fase sólida (SPE) que contêm um grupoamina, disponíveis no mercado. Mais preferencialmente, o substrato sobre oqual o grupo amina está fixado, é um cartucho cromatográfico de fase invertida.
De modo bem particular, o substrato catiônico é um substrato queporta uma função amina, tal como um substrato de sílica que porta uma funçãopropilamina, em particular, um produto de extração em fase sólida (SPE)disponível no mercado. Todavia, o processo funcionará também se for usadauma amina escolhida em forma "livre", sem qualquer substrato que forme umsuporte.
A solução aquosa é, de preferência, acidificada e enviadaatravés de um produto de extração em fase sólida. O resultado dessaetapa de tratamento é a fixação do agente antitártaro no grupo catiônicoprotonado, de preferência amina, do substrato que retém, de forma eficaz,o agente antitártaro sobre o substrato, quando a água do sistema passaatravés ou flui sobre o substrato sem ser retida. Assim, o agente antitártaroé separado do sistema aquoso que contém os íons interferentesdissolvidos.
O agente antitártaro é a seguir eluído do cartucho graças à passagemde uma solução básica através do cartucho, que efetua a desprotonação do grupocatiônico, permitindo liberar o agente antitártaro aniônico.
Os volumes relativos da amostra acidificada e da solução básicapodem ser ajustados para diluir ou concentrar a amostra, para facilitar aanálise, em particular, para melhorar a exatidão e a precisão nos menoresníveis ou para reduzir de fato o limite de detecção abaixo do que estánormalmente disponível para o método analítico empregado.
O eluente resultante, que contém o agente antitártaro, mas não aágua do sistema ou os íons interferentes dissolvidos, pode a seguir seranalisado por quaisquer tipo de técnica conhecida. Como técnicas de análiseconhecidas que são apropriadas pode-se citar, mas sem caráter limitativo, ouso de técnicas colorimétricas tais como o corante cloreto de pinacianol efosfono-molibdato de amônio, ou técnicas turbidimétricas tais como o uso dehiamina 1622 (um sal de amônio quaternário), e cada um desses compostosentra em interação com o agente antitártaro, para formar um complexo quepode ser analisado quantitativamente. Essas interações são mascaradas porníveis elevados de íons interferentes dissolvidos, e são problemáticas ouimpossíveis de ver sem separação do agente antitártaro dos fluidos salinos.
De acordo com um terceiro aspecto, a presente invenção trata douso de um produto de extração em fase sólida (SPE) que é uma alquilamina,de preferência, uma propilamina, na separação de um antitártaro de umsistema aquoso que contém íons interferentes dissolvidos, por exemplo,salmoura, e o agente antitártaro compreende um polímero que comporta pelomenos um grupo aniônico.
A presente invenção é extremamente vantajosa pelo fato depermitir analisar níveis de antitártaro que compreendem polímeros quecomportam pelo menos um grupo aniônico separando com sucesso o polímeroque comporta pelo menos um grupo aniônico dos íons dissolvidos queinteragem com as técnicas de análise. Antes da presente invenção, não erapossível separar certos polímeros que comportam pelo menos um grupoaniônico, em particular grupos sulfonados, de íons interferentes dissolvidos, eportanto, a análise do nível de polímero, introduzido, por exemplo, emquantidade medida em um fluido salino, era problemática ou impossível defazer em concentrações baixas.
Em particular, a presente invenção é vantajosa naextração/produção de petróleo e de gás das reservas subterrâneas uma vezque ela permite controlar com exatidão o nível de antitártaro empregado no"tratamento de injeção sob pressão" (squeeze treatment). É particularmenteimportante nas rochas reservatório de petróleo/gás em que a CMI é baixa eonde, por uma duração prolongada, é preciso detectar com exatidão osagentes antitártaro em salmouras (água produzida ou água de formação) embaixas concentrações.
Os tipos preferidos de antitártaro a ser utilizados na extração depetróleo e de gases compreendem os polímeros que comportam pelo menos ummonômero sulfuroso e/ou pelo menos um monômero fosforado. O segundo tipo deantitártaro é relativamente novo e pode ser eficaz em concentrações bem maisbaixas que as dos agentes antitártaro disponíveis anteriormente, ou entãocompatível com sistemas com os quais os agentes antitártaro disponíveisanteriormente não são compatíveis. Nesses dois casos, existe uma necessidadecada vez maior de poder detectar esses polímeros em concentrações menores emfluidos/águas que possuem, por exemplo, uma salinidade aumentada.
Visto que os agentes antitártaro atuais funcionam em concentraçõesmuito baixas, existe uma demanda na indústria de poder analisar a presença doagente antitártaro no sistema com um grau elevado de exatidão. Devido àinterferência dos íons dissolvidos presentes em muitos sistemas aquosos, só foipossível anteriormente analisar polímeros a partir de uma concentração deaproximadamente 50 ppm. Visto que uma análise mais precisa não era possível,teve-se de partir da suposição de que, quando o nível de antitártaro caía para 50ppm, era necessário empregar novamente o antitártaro. Isso podia conduzir ànecessidade de efetuar tratamentos de injeção sob pressão (squeeze treatmenf)desnecessários, provocando um custo significativo para um operador no campo dopetróleo, em virtude da logística do processo e dos prazos de produção de petróleo,particularmente quando se sabia que a CMI do polímero em um determinadosistema era inferior a 50 ppm.
Os presentes agentes antitártaro que compreendem um polímeroque comporta pelo menos um monômero sulfuroso e/ou pelo menos ummonômero fosforado podem ser utilizados em níveis tão baixos quanto 1 ppmpara impedir a formação e o depósito de tártaro, uma vez que a CMI exatadepende das características específicas da água e do sistema.
Conseqüentemente, ser capaz de analisar o nível de antitártaro com esse graude exatidão significa que não é necessário empregar novamente o antitártaro,quando o nível atinge 50 ppm, mas que é possível retardar essa operação atéque se atinja a CMI, o que prolonga potencialmente o tempo de vida dotratamento de injeção sob pressão (squeeze treatment).
De acordo com outro aspecto da presente invenção, é fornecidoum processo de tratamento de um sistema aquoso, ou de uma parte ou de umaamostra desse sistema, que contém um antitártaro que compreende umpolímero que comporta pelo menos um grupo aniônico e um ou mais agentesantitártaro e um ou mais íons interferentes dissolvidos, para separar os agentesantitártaro do sistema aquoso e dos íons dissolvidos, e uns dos outros, a fim depermitir efetuar uma análise precisa e em baixo nível dos agentes antitártaro,sendo que o processo compreende, em qualquer ordem, as etapas queconsistem em:
a) realizar uma etapa de tratamento para eliminar o agenteantitártaro ou cada um dos outros agentes antitártaro da solução aquosa; e
b) tratar o sistema aquoso com um substrato catiônico para reter opolímero que compreende pelo menos um grupo aniônico.Sendo que a etapa a) pode compreender o uso de um substratofuncionalizado com C-18 clássico.
Por exemplo, um sistema aquoso que contém um antitártaropoliacrilato, um antitártaro polivinilsulfonato (PVSA) e um antitártaro copolímeroVDPA/vinilsulfonato junto com íons interferentes dissolvidos, pode serseparado e detectado da seguinte maneira:
• Durante a passagem do sistema aquoso através de umsubstrato com C-18, o agente antitártaro poliacrilato sendo retido e os outrospolímeros atravessam com os íons interferentes dissolvidos. O agenteantitártaro poliacrilato pode ser eliminado a seguir do substrato com C-18 edetectado por análise com a hiamina.
• O eluente que contém o agente antitártaro polivinilsulfonato(PVSA) e o agente antitártaro copolímero VDPA/vinilsulfonato é a seguirenviado através de um substrato que porta uma função catiônica, depreferência amina, e os dois polímeros são retidos no substrato e,conseqüentemente, separados dos íons interferentes dissolvidos. Os polímerossão eliminados a seguir do substrato e detectados separadamente por meio deuma análise com hiamina, destinada a dosar a quantidade de antitártaro PVSA,e com fosfono-molibdato de amônio, destinada a dosar a quantidade deantitártaro copolímero VDPA/vinilsulfonato.
Claims (22)
1. PROCESSO DE TRATAMENTO DE UM SISTEMAAQUOSO, ou de uma parte ou de uma amostra desse sistema, que contém umantitártaro e um ou mais íons interferentes dissolvidos, para separar o agenteantitártaro do sistema aquoso e dos íons interferentes dissolvidos, no qual oagente antitártaro compreende um polímero que comporta pelo menos umgrupo aniônico, caracterizado pelo fato de que o processo compreende otratamento do sistema aquoso com um substrato catiônico ou um cátion livre.
2. PROCESSO, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de que o sistema aquoso provém, ou faz parte, de umatorre de resfriamento ou de uma caldeira, ou compreende o tratamento ou aprodução de soluções/fluidos aquosos que contêm níveis elevados de íonsdissolvidos.
3. PROCESSO DE TRATAMENTO, da água do mar, da águade formação ou da água produzida, ou de uma parte ou de uma amostradessas, que são encontradas durante os processos de produção/extração depetróleo/gás, e que contêm antitártaro e um ou mais íons interferentesdissolvidos, para separar o agente antitártaro da água do mar, da água deformação ou da água produzida, a fim de eliminar os íons interferentesdissolvidos, para permitir efetuar uma análise do agente antitártaro precisa eem baixo nível, no qual o agente antitártaro compreende um polímero quecomporta pelo menos um grupo aniônico, caracterizado pelo fato de que oprocesso compreende o tratamento da água do mar, da água de formação ouda água produzida com um substrato catiônico ou um cátion livre.
4. PROCESSO, de acordo com uma das reivindicações 1 a 3,caracterizado pelo fato de que o agente antitártaro compreende um polímeroque comporta pelo menos um grupo ácido forte.
5. PROCESSO, de acordo com a reivindicação 4,caracterizado pelo fato de que o agente antitártaro compreende um polímeroque comporta pelo menos um monômero sulfuroso e/ou pelo menos ummonômero fosforado.
6. PROCESSO, de acordo com a reivindicação 5,caracterizado pelo fato de que o monômero sulfurado compreende umvinilsulfonato, ácido 2-acrilamido-2-metilpropanossulfônico (AMPS) ou umalilsulfonato.
7. PROCESSO, de acordo com uma das reivindicações 5 ou 6, caracterizado pelo fato de que o monômero fosforado compreende ácidovinilfosfônico (VPA), ácido vinilidenodifosfônico (VDPA), ácido hipofosforoso ouácido fosforoso.
8. PROCESSO, de acordo com uma das reivindicações 1 a 7,caracterizado pelo fato de que o polímero que comporta pelo menos um grupoaniônico é um polímero VDAA/DPA e um vinilsulfonato ou um alilsulfonato.
9. PROCESSO, de acordo com uma das reivindicações 1 a 3,caracterizado pelo fato de que o agente antitártaro é um fosfonato ou um ésterfosfato.
10. PROCESSO, de acordo com uma das reivindicações 1 a 9,caracterizado pelo fato de que o substrato catiônico é um substrato sobre oqual está fixado um grupo amina.
11. PROCESSO, de acordo com a reivindicação 10,caracterizado pelo fato de que o grupo amina é uma propilamina.
12. PROCESSO, de acordo com uma das reivindicações 10 ou 11, caracterizado pelo fato de que o substrato sobre o qual está fixado o grupoamina é constituído por uma ou mais pérolas de sílica, uma ou mais pérolas depolímero ou uma mistura dessas.
13. PROCESSO, de acordo com uma das reivindicações 10 a 12, caracterizado pelo fato de que o substrato sobre o qual está fixado umgrupo amina é um substrato de sílica que porta uma função propilamina.
14. PROCESSO, de acordo com uma das reivindicações 1 a 9,caracterizado pelo fato de que o cátion livre é um grupo amina livre.
15. USO DE UM PRODUTO ALQUILAMINA, de extração emfase sólida (SPE), caracterizado pelo fato de que é na separação de umantitártaro de um sistema aquoso que contém íons interferentesdissolvidos, no qual o agente antitártaro compreende um polímero quecomporta pelo menos um grupo aniônico.
16. USO, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelofato de que a alquilamina é a propilamina.
17. PROCESSO DE TRATAMENTO DE UM SISTEMAAQUOSO, ou de uma parte ou de uma amostra desse sistema, que contém umantitártaro que compreende um polímero que comporta pelo menos um grupoaniônico e um ou mais outros agentes antitártaro, e um ou mais íonsinterferentes dissolvidos, para separar os agentes antitártaro do sistemaaquoso e dos íons dissolvidos, e uns dos outros, a fim de permitir efetuar umaanálise precisa e em baixo nível dos agentes antitártaro, sendo que o processoé caracterizado pelo fato de que compreende, em qualquer ordem, as etapasque consistem em:a) realizar uma etapa de tratamento para eliminar o agenteantitártaro ou cada um dos outros agentes antitártaro da solução aquosa; eb) tratar o sistema aquoso com um substrato catiônico ou umcátion livre para reter o polímero que compreende pelo menos um grupoaniônico.
18. PROCESSO, de acordo com a reivindicação 17,caracterizado pelo fato de que a etapa a) compreende o uso de um substratofuncionalizado com C-18 clássico.
19. PROCESSO DE TRATAMENTO DE UM SISTEMAAQUOSO, ou de uma parte ou de uma amostra desse sistema, que contém umantitártaro e um ou mais íons interferentes dissolvidos, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato de que é para separar o agenteantitártaro do sistema aquoso e dos íons interferentes dissolvidos.
20. PROCESSO DE TRATAMENTO, da água do mar, da águade formação ou da água produzida, ou de uma parte ou de uma amostradessas, que são encontradas durante os processos de produção/extração depetróleo/gás e que contêm um antitártaro e um ou mais íons interferentesdissolvidos, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que épara separar o agente antitártaro da água do mar, da água de formação ou daágua produzida, a fim de eliminar os íons interferentes dissolvidos, parapermitir efetuar uma análise do agente antitártaro precisa e em baixo nível.
21. USO DE UM PRODUTO ALQUILAMINA, de extração emfase sólida (SPE), de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato deque é na separação de um antitártaro de um sistema aquoso, ou uma parte ouuma amostra desse sistema, que contém íons interferentes dissolvidos.
22. PROCESSO DE TRATAMENTO DE UM SISTEMAAQUOSO, ou de uma parte ou de uma amostra desse sistema, que contém umantitártaro que compreende um polímero que comporta pelo menos um grupoaniônico e um ou mais outros agentes antitártaros, e um ou mais íonsinterferentes dissolvidos, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelofato de que é para separar os agentes antitártaro do sistema aquoso e dos íonsdissolvidos, e uns dos outros, a fim de permitir efetuar uma análise precisa eem baixo nível dos agentes antitártaro.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0506962.0 | 2005-04-06 | ||
| GB0506962A GB2424876B (en) | 2005-04-06 | 2005-04-06 | Improved analysis of polymeric scale inhibitors |
| PCT/EP2006/061291 WO2006106099A1 (fr) | 2005-04-06 | 2006-04-04 | Analyse améliorée d'anti-tartre polymères |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0612366A2 true BRPI0612366A2 (pt) | 2010-11-03 |
| BRPI0612366B1 BRPI0612366B1 (pt) | 2017-08-01 |
Family
ID=34586782
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0612366-0A BRPI0612366B1 (pt) | 2005-04-06 | 2006-04-04 | Process of Treatment of an Aqueous System |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8741151B2 (pt) |
| EP (1) | EP1866635A1 (pt) |
| BR (1) | BRPI0612366B1 (pt) |
| CA (1) | CA2603675C (pt) |
| GB (1) | GB2424876B (pt) |
| NO (1) | NO20075010L (pt) |
| WO (1) | WO2006106099A1 (pt) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9028787B2 (en) | 2009-09-25 | 2015-05-12 | Cytec Technology Corp. | Preventing or reducing scale in wet-process phosphoric acid production |
| EP2480496A1 (en) | 2009-09-25 | 2012-08-01 | Cytec Technology Corporation | Preventing or reducing scale in wet-process phosphoric acid production |
| EP2480495B1 (en) | 2009-09-25 | 2018-11-14 | Cytec Technology Corporation | Process and reagents for the inhibition or reduction of scale formation during phosphoric acid production |
| CN103429528B (zh) | 2011-03-22 | 2016-08-10 | 塞特克技术公司 | 防止或减少湿法磷酸生产中的污垢 |
| US8900539B2 (en) | 2011-03-22 | 2014-12-02 | Cytec Technology Corp. | Preventing or reducing scale in wet-process phosphoric acid production |
| US9074162B1 (en) | 2014-02-07 | 2015-07-07 | Ecolab Usa Inc. | Detergent compositions comprising vinylidene diphosphonic acid polymers |
| PL3105367T3 (pl) | 2014-02-11 | 2021-05-31 | Cytec Industries Inc. | Polimery zawierające aminy pierwszorzędowe użyteczne jako inhibitory tworzenia się kamienia |
| US9921155B2 (en) | 2014-11-25 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of decreasing scale in aqueous systems |
| WO2016130817A1 (en) | 2015-02-11 | 2016-08-18 | Cytec Industries Inc. | Modified amines useful as scale inhibitors in wet process phosphoric acid production |
| EA026382B1 (ru) * | 2015-09-01 | 2017-04-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Красная звезда" | Вещество для очистки вод от твердых взвешенных частиц и углеводородов, в том числе от нефти и нефтепродуктов, и способ его получения |
| US10739269B2 (en) | 2018-10-18 | 2020-08-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Detection of trace chemicals in oil and gas applications |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3488922A (en) * | 1968-10-10 | 1970-01-13 | Du Pont | Method and apparatus for chromatographic separations with superficially porous glass beads having sorptively active crusts |
| US3827977A (en) * | 1969-11-25 | 1974-08-06 | Atlantic Richfield Co | Composition for inhibiting scale formation in oil well brines |
| DE2313073C2 (de) * | 1973-03-16 | 1984-11-29 | Istvan Prof. Dr. 6600 Saarbruecken Halasz | Verfahren zur chemischen Modifizierung von Oberflächen anorganischer Festkörper und deren Verwendung |
| US4115261A (en) * | 1973-06-23 | 1978-09-19 | Bayer Aktiengesellschaft | Process for treating drinking water and sewage |
| US4514504A (en) * | 1983-07-22 | 1985-04-30 | Rohm And Haas Company | Monitoring method for polyacrylic acids in aqueous systems |
| US4544639A (en) * | 1983-10-21 | 1985-10-01 | Calgon Corporation | Process for determining the amount of organic phosphonate present in an aqueous solution |
| US5032266A (en) * | 1985-11-01 | 1991-07-16 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Porous silica microspheres having silanol-enriched and silanized surfaces |
| US4889632A (en) * | 1987-12-10 | 1989-12-26 | Ceskoslovenska Akademie Ved | Macroporous polymeric membranes for the separation of polymers and a method of their application |
| GB2213933A (en) * | 1987-12-18 | 1989-08-23 | Mobil Oil Corp | Method for monitoring polyacrylic scale-inhibitor content in the presence of interfering polyvalent cation |
| US5152177A (en) * | 1990-09-07 | 1992-10-06 | Conoco Inc. | Process for the detection and quantitation of corrosion and scale inhibitors in produced well fluids |
| US5288410A (en) * | 1991-11-07 | 1994-02-22 | W. R. Grace & Co.-Conn. | Scale control in aqueous systems |
| US5300231A (en) * | 1992-08-05 | 1994-04-05 | Calgon Corporation | Controlling silica/silicate deposition using phosphonate combinations |
| US6316647B1 (en) * | 1993-02-26 | 2001-11-13 | Shiseido Company, Ltd. | Cation-exchanged clay mineral, packing material for chromatography using the same and method of producing the same |
| DE69936920T2 (de) * | 1998-06-12 | 2008-05-15 | Waters Investments Ltd., New Castle | Neue poröse ionenaustauschharze für die festphasenextraktion und chromatographie |
| US6153110A (en) * | 1999-05-17 | 2000-11-28 | Chemtreat, Inc. | Method for controlling treatment chemicals in aqueous systems |
| US6645428B1 (en) * | 2000-04-27 | 2003-11-11 | Ondeo Nalco Company | Fluorescent monomers and tagged treatment polymers containing same for use in industrial water systems |
| JP2002273478A (ja) * | 2001-03-21 | 2002-09-24 | Jsr Corp | スケール防止方法 |
| JP2003071252A (ja) * | 2001-09-06 | 2003-03-11 | Nitto Denko Corp | 多段式逆浸透処理方法 |
| US7261813B2 (en) * | 2004-08-10 | 2007-08-28 | Clemson University | Monolithic structures comprising polymeric fibers for chemical separation by liquid chromatography |
-
2005
- 2005-04-06 GB GB0506962A patent/GB2424876B/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-04-04 WO PCT/EP2006/061291 patent/WO2006106099A1/fr active Application Filing
- 2006-04-04 US US11/887,929 patent/US8741151B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-04 CA CA2603675A patent/CA2603675C/fr not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-04 EP EP06725530A patent/EP1866635A1/fr not_active Ceased
- 2006-04-04 BR BRPI0612366-0A patent/BRPI0612366B1/pt not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-10-03 NO NO20075010A patent/NO20075010L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20090065433A1 (en) | 2009-03-12 |
| US8741151B2 (en) | 2014-06-03 |
| GB2424876A (en) | 2006-10-11 |
| GB2424876B (en) | 2011-03-23 |
| CA2603675C (fr) | 2013-02-05 |
| BRPI0612366B1 (pt) | 2017-08-01 |
| WO2006106099A1 (fr) | 2006-10-12 |
| CA2603675A1 (fr) | 2006-10-12 |
| NO20075010L (no) | 2008-01-04 |
| EP1866635A1 (fr) | 2007-12-19 |
| GB0506962D0 (en) | 2005-05-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0612366A2 (pt) | processos de tratamento de um sistema aquoso, processos de tratamento e usos de um produto alquilamina | |
| RU2307233C2 (ru) | Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений | |
| Wang et al. | Laboratory study on efficiency of three calcium carbonate scale inhibitors in the presence of EOR chemicals | |
| AU2016200974A1 (en) | Thermally stable scale inhibitor compositions | |
| US5167828A (en) | Phosphinate-containing polymers for controlling scale in underground petroleum-containing formations and equipment associated therewith | |
| Jarrahian et al. | Experimental Investigation of the interaction between a phosphate ester scale inhibitor and carbonate rocks for application in squeeze treatments | |
| Lakshmi et al. | Application of ionic liquid polymeric microsphere in oil field scale control process | |
| US4710303A (en) | Low molecular weight polyvinyl sulfonate for low pH barium sulfate scale control | |
| WO2013019627A1 (en) | Scale-inhibiting polymers and methods for preventing scale formation | |
| Gorni-Pinkesfeld et al. | Hybrid electrolysis–crystallization system for silica removal from aqueous solutions | |
| Rabizadeh et al. | Investigating the effectiveness of phosphonate additives in hindering the calcium sulfate dihydrate scale formation | |
| Ephraim et al. | Determining the Rates for Scale Formation in Oil Wells | |
| BR112012029128A2 (pt) | composição contendo um copolímero de aa - amps e pma e usos desta | |
| Zhang et al. | Experimental evaluation of attach-and-release mineral scale control strategy for aqueous fluid transporting pipelines | |
| Gill | Scale control in geothermal brines–new inhibitors for calcium carbonate and silica control | |
| Cisneros-Dévora et al. | Development through computational design of a new terpolymer with anti-scale properties applied to the oil production assurance process | |
| BR112016021836B1 (pt) | Terpolímero, uso de um terpolímero, e processo para obtenção de terpolímeros | |
| SU1130689A1 (ru) | Способ контрол за обводнением нефт ных скважин | |
| Mateen | Modeling of Mineral Scaling in a West Texas CO2-WAG EOR Field Using Produced Water Analysis and a 1-D Reactive Mixing-Material Balance Coupled Approach | |
| Khelil et al. | Water injection in algeria-problems and solutions | |
| GB2173183A (en) | Scale inhibitors | |
| Wang et al. | 5 Scaling Control for High-Temperature and High-Pressure Oil Production | |
| US11939519B2 (en) | Methods and systems to reduce scale formation | |
| Pojtanabuntoeng et al. | Investigation into mono ethylene glycol and impacts of its degradation on MEG regeneration and reclamation system | |
| BR112021005519A2 (pt) | método para determinação do grau de hidrólise e densidade de carga de polieletrólitos e fosfonatos |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
| B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] | ||
| B21F | Lapse acc. art. 78, item iv - on non-payment of the annual fees in time |
Free format text: REFERENTE A 15A ANUIDADE. |
|
| B24J | Lapse because of non-payment of annual fees (definitively: art 78 iv lpi, resolution 113/2013 art. 12) |
Free format text: EM VIRTUDE DA EXTINCAO PUBLICADA NA RPI 2622 DE 06-04-2021 E CONSIDERANDO AUSENCIA DE MANIFESTACAO DENTRO DOS PRAZOS LEGAIS, INFORMO QUE CABE SER MANTIDA A EXTINCAO DA PATENTE E SEUS CERTIFICADOS, CONFORME O DISPOSTO NO ARTIGO 12, DA RESOLUCAO 113/2013. |