NO161808B - Means for use in the breakdown of oil emulsions - Google Patents
Means for use in the breakdown of oil emulsions Download PDFInfo
- Publication number
- NO161808B NO161808B NO802926A NO802926A NO161808B NO 161808 B NO161808 B NO 161808B NO 802926 A NO802926 A NO 802926A NO 802926 A NO802926 A NO 802926A NO 161808 B NO161808 B NO 161808B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- oil
- tfsa
- hydrogen
- carbon atoms
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title description 48
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 title description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 99
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 68
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 34
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 22
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical group 0.000 claims description 15
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 15
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000010408 film Substances 0.000 claims description 14
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 12
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 12
- 230000003165 hydrotropic effect Effects 0.000 claims description 10
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 9
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 9
- NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N Isooctane Chemical compound CC(C)CC(C)(C)C NHTMVDHEPJAVLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- JVSWJIKNEAIKJW-UHFFFAOYSA-N dimethyl-hexane Natural products CCCCCC(C)C JVSWJIKNEAIKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims description 8
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 claims description 7
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 6
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000010409 thin film Substances 0.000 claims description 5
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims description 4
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 3
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 claims description 3
- 125000000467 secondary amino group Chemical class [H]N([*:1])[*:2] 0.000 claims description 3
- 229910052717 sulfur Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 2
- 125000002636 imidazolinyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 125000004433 nitrogen atom Chemical group N* 0.000 claims description 2
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 claims description 2
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims description 2
- 125000003884 phenylalkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims 2
- 229910006127 SO3X Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000001340 alkali metals Chemical group 0.000 claims 1
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 claims 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 claims 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims 1
- 125000004434 sulfur atom Chemical group 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 98
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 description 30
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 25
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 24
- 239000000047 product Substances 0.000 description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 20
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 18
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical compound CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 14
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 14
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 13
- -1 alkylalicyclic Chemical group 0.000 description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 13
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 13
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 11
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 11
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 8
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 8
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 8
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 7
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 5
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 5
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 4
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 4
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 125000002723 alicyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 3
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 3
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 3
- GVJHHUAWPYXKBD-UHFFFAOYSA-N (±)-α-Tocopherol Chemical compound OC1=C(C)C(C)=C2OC(CCCC(C)CCCC(C)CCCC(C)C)(C)CCC2=C1C GVJHHUAWPYXKBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FXNDIJDIPNCZQJ-UHFFFAOYSA-N 2,4,4-trimethylpent-1-ene Chemical group CC(=C)CC(C)(C)C FXNDIJDIPNCZQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZTQSAGDEMFDKMZ-UHFFFAOYSA-N Butyraldehyde Chemical compound CCCC=O ZTQSAGDEMFDKMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N Butyric acid Chemical compound CCCC(O)=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N Hydroquinone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1 QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N N-Pentanol Chemical compound CCCCCO AMQJEAYHLZJPGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N Piperidine Chemical compound C1CCNCC1 NQRYJNQNLNOLGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000010533 azeotropic distillation Methods 0.000 description 2
- HUMNYLRZRPPJDN-UHFFFAOYSA-N benzaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=CC=C1 HUMNYLRZRPPJDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N cyclohexylamine Chemical compound NC1CCCCC1 PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- GPLRAVKSCUXZTP-UHFFFAOYSA-N diglycerol Chemical compound OCC(O)COCC(O)CO GPLRAVKSCUXZTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 2
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 description 2
- NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diamine Chemical compound NCCCCCCN NAQMVNRVTILPCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 2
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- IWDCLRJOBJJRNH-UHFFFAOYSA-N p-cresol Chemical compound CC1=CC=C(O)C=C1 IWDCLRJOBJJRNH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LGUZHRODIJCVOC-UHFFFAOYSA-N perfluoroheptane Chemical compound FC(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)C(F)(F)F LGUZHRODIJCVOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- 229940080818 propionamide Drugs 0.000 description 2
- GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N resorcinol Chemical compound OC1=CC=CC(O)=C1 GHMLBKRAJCXXBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 2
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- GVJHHUAWPYXKBD-IEOSBIPESA-N (R)-alpha-Tocopherol Natural products OC1=C(C)C(C)=C2O[C@@](CCC[C@H](C)CCC[C@H](C)CCCC(C)C)(C)CCC2=C1C GVJHHUAWPYXKBD-IEOSBIPESA-N 0.000 description 1
- WUOACPNHFRMFPN-SECBINFHSA-N (S)-(-)-alpha-terpineol Chemical compound CC1=CC[C@@H](C(C)(C)O)CC1 WUOACPNHFRMFPN-SECBINFHSA-N 0.000 description 1
- YWJLCUCXDXBAJN-UHFFFAOYSA-N 1-(2-undecyl-4,5-dihydroimidazol-1-yl)ethanamine Chemical compound CCCCCCCCCCCC1=NCCN1C(C)N YWJLCUCXDXBAJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VAXCXSDAWONRLI-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihydroxypropyl hydrogen sulfate Chemical compound OCC(O)COS(O)(=O)=O VAXCXSDAWONRLI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XQVYLDFSPBXACS-UHFFFAOYSA-N 2,4,6-Trimethyl-1,3,5-trithiane Chemical compound CC1SC(C)SC(C)S1 XQVYLDFSPBXACS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 2-(ethylamino)ethanol Chemical compound CCNCCO MIJDSYMOBYNHOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HLWLFKQBSHRRCB-UHFFFAOYSA-N 2-nonylbutanedioic acid Chemical compound CCCCCCCCCC(C(O)=O)CC(O)=O HLWLFKQBSHRRCB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WGKYSFRFMQHMOF-UHFFFAOYSA-N 3-bromo-5-methylpyridine-2-carbonitrile Chemical compound CC1=CN=C(C#N)C(Br)=C1 WGKYSFRFMQHMOF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CDOUZKKFHVEKRI-UHFFFAOYSA-N 3-bromo-n-[(prop-2-enoylamino)methyl]propanamide Chemical compound BrCCC(=O)NCNC(=O)C=C CDOUZKKFHVEKRI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OBFSQMXGZIYMMN-UHFFFAOYSA-N 3-chloro-2-hexadecylpyridine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCC1=NC=CC=C1Cl OBFSQMXGZIYMMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TWXCJZHSMRBNGO-UHFFFAOYSA-N 3-decoxypropan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCCCOCCCN TWXCJZHSMRBNGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XRLGTROMMZJPPJ-UHFFFAOYSA-N 4-(1,2,3,4-tetrahydronaphthalen-1-yl)thiomorpholine Chemical compound C12=CC=CC=C2CCCC1N1CCSCC1 XRLGTROMMZJPPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- YCPDGEFBGUTCDO-UHFFFAOYSA-N C(C)(=O)O.C(C)(=O)O.N1C=NC=C1 Chemical compound C(C)(=O)O.C(C)(=O)O.N1C=NC=C1 YCPDGEFBGUTCDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N Carbamic acid Chemical group NC(O)=O KXDHJXZQYSOELW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N D-Mannitol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- MHZGKXUYDGKKIU-UHFFFAOYSA-N Decylamine Chemical compound CCCCCCCCCCN MHZGKXUYDGKKIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XBPCUCUWBYBCDP-UHFFFAOYSA-N Dicyclohexylamine Chemical compound C1CCCCC1NC1CCCCC1 XBPCUCUWBYBCDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- CTKINSOISVBQLD-UHFFFAOYSA-N Glycidol Chemical compound OCC1CO1 CTKINSOISVBQLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229930195725 Mannitol Natural products 0.000 description 1
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 description 1
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 1
- 229930003427 Vitamin E Natural products 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011149 active material Substances 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001464 adherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 description 1
- 125000003172 aldehyde group Chemical group 0.000 description 1
- 229940087168 alpha tocopherol Drugs 0.000 description 1
- OVKDFILSBMEKLT-UHFFFAOYSA-N alpha-Terpineol Natural products CC(=C)C1(O)CCC(C)=CC1 OVKDFILSBMEKLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940088601 alpha-terpineol Drugs 0.000 description 1
- 238000010640 amide synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- BTBJBAZGXNKLQC-UHFFFAOYSA-N ammonium lauryl sulfate Chemical compound [NH4+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O BTBJBAZGXNKLQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940063953 ammonium lauryl sulfate Drugs 0.000 description 1
- 239000003242 anti bacterial agent Substances 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 229940088710 antibiotic agent Drugs 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 235000006708 antioxidants Nutrition 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 125000000732 arylene group Chemical group 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- CCIFHODZBDSCOI-UHFFFAOYSA-N azanium;2,3-di(propan-2-yl)naphthalene-1-sulfonate Chemical compound [NH4+].C1=CC=C2C(S([O-])(=O)=O)=C(C(C)C)C(C(C)C)=CC2=C1 CCIFHODZBDSCOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- JBIROUFYLSSYDX-UHFFFAOYSA-M benzododecinium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 JBIROUFYLSSYDX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- PWRYHUHCAVGSJA-UHFFFAOYSA-M benzoyl-dodecyl-dimethylazanium;chloride Chemical group [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C(=O)C1=CC=CC=C1 PWRYHUHCAVGSJA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000012496 blank sample Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- ICXXXLGATNSZAV-UHFFFAOYSA-N butylazanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCC[NH3+] ICXXXLGATNSZAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 230000000711 cancerogenic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 231100000315 carcinogenic Toxicity 0.000 description 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 150000008280 chlorinated hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- HPXRVTGHNJAIIH-UHFFFAOYSA-N cyclohexanol Chemical compound OC1CCCCC1 HPXRVTGHNJAIIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000113 cyclohexyl group Chemical group [H]C1([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])C1([H])[H] 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 235000019329 dioctyl sodium sulphosuccinate Nutrition 0.000 description 1
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate Chemical compound CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 YRIUSKIDOIARQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N dodecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCN JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940071161 dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 238000004043 dyeing Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 1
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006266 etherification reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012458 free base Substances 0.000 description 1
- WIGCFUFOHFEKBI-UHFFFAOYSA-N gamma-tocopherol Natural products CC(C)CCCC(C)CCCC(C)CCCC1CCC2C(C)C(O)C(C)C(C)C2O1 WIGCFUFOHFEKBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 1
- 239000011491 glass wool Substances 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 125000005456 glyceride group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- AZCDFTXEUCARGI-UHFFFAOYSA-M heptadecyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C AZCDFTXEUCARGI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XXMIOPMDWAUFGU-UHFFFAOYSA-N hexane-1,6-diol Chemical compound OCCCCCCO XXMIOPMDWAUFGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000594 mannitol Substances 0.000 description 1
- 235000010355 mannitol Nutrition 0.000 description 1
- 238000010907 mechanical stirring Methods 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000000956 methoxy group Chemical group [H]C([H])([H])O* 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- DFPGBRPWDZFIPP-UHFFFAOYSA-N n'-butylethane-1,2-diamine Chemical compound CCCCNCCN DFPGBRPWDZFIPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SCZVXVGZMZRGRU-UHFFFAOYSA-N n'-ethylethane-1,2-diamine Chemical compound CCNCCN SCZVXVGZMZRGRU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UKNVXIMLHBKVAE-UHFFFAOYSA-N n'-hexadecylpropane-1,3-diamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCNCCCN UKNVXIMLHBKVAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XCKRQONUUHKYEH-UHFFFAOYSA-N n-butylnaphthalen-1-amine Chemical compound C1=CC=C2C(NCCCC)=CC=CC2=C1 XCKRQONUUHKYEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 239000012454 non-polar solvent Substances 0.000 description 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 1
- UPHWVVKYDQHTCF-UHFFFAOYSA-N octadecylazanium;acetate Chemical compound CC(O)=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCCN UPHWVVKYDQHTCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IOQPZZOEVPZRBK-UHFFFAOYSA-N octan-1-amine Chemical compound CCCCCCCCN IOQPZZOEVPZRBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- AHHWIHXENZJRFG-UHFFFAOYSA-N oxetane Chemical compound C1COC1 AHHWIHXENZJRFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- QNGNSVIICDLXHT-UHFFFAOYSA-N para-ethylbenzaldehyde Natural products CCC1=CC=C(C=O)C=C1 QNGNSVIICDLXHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N pentaerythritol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 150000003053 piperidines Chemical class 0.000 description 1
- 239000003495 polar organic solvent Substances 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000012716 precipitator Substances 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- TVDSBUOJIPERQY-UHFFFAOYSA-N prop-2-yn-1-ol Chemical compound OCC#C TVDSBUOJIPERQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- ILVGAIQLOCKNQA-UHFFFAOYSA-N propyl 2-hydroxypropanoate Chemical compound CCCOC(=O)C(C)O ILVGAIQLOCKNQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003222 pyridines Chemical class 0.000 description 1
- 125000001453 quaternary ammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 230000027756 respiratory electron transport chain Effects 0.000 description 1
- 239000012488 sample solution Substances 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940080236 sodium cetyl sulfate Drugs 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- QMJPYGADZSEASQ-UHFFFAOYSA-M sodium;2-(octadecanoylamino)ethanesulfonate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)NCCS([O-])(=O)=O QMJPYGADZSEASQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KQSJSRIUULBTSE-UHFFFAOYSA-M sodium;3-(3-ethylcyclopentyl)propanoate Chemical compound [Na+].CCC1CCC(CCC([O-])=O)C1 KQSJSRIUULBTSE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GGHPAKFFUZUEKL-UHFFFAOYSA-M sodium;hexadecyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O GGHPAKFFUZUEKL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000012265 solid product Substances 0.000 description 1
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003457 sulfones Chemical class 0.000 description 1
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 125000001302 tertiary amino group Chemical group 0.000 description 1
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004753 textile Substances 0.000 description 1
- 229960000984 tocofersolan Drugs 0.000 description 1
- AOBORMOPSGHCAX-DGHZZKTQSA-N tocofersolan Chemical compound OCCOC(=O)CCC(=O)OC1=C(C)C(C)=C2O[C@](CCC[C@H](C)CCC[C@H](C)CCCC(C)C)(C)CCC2=C1C AOBORMOPSGHCAX-DGHZZKTQSA-N 0.000 description 1
- 238000006276 transfer reaction Methods 0.000 description 1
- LENZDBCJOHFCAS-UHFFFAOYSA-N tris Chemical compound OCC(N)(CO)CO LENZDBCJOHFCAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019165 vitamin E Nutrition 0.000 description 1
- 229940046009 vitamin E Drugs 0.000 description 1
- 239000011709 vitamin E Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
- 239000002076 α-tocopherol Substances 0.000 description 1
- 235000004835 α-tocopherol Nutrition 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A20/00—Water conservation; Efficient water supply; Efficient water use
- Y02A20/20—Controlling water pollution; Waste water treatment
- Y02A20/204—Keeping clear the surface of open water from oil spills
Landscapes
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en ny og forbedret micellulær oppløsning av et tynnfilmspredemiddel omfattende en polyeterpolyol og som er spesielt nyttig for å bryte eller forhindre dannelser av petroleumemulsjoner. Mere spesielt vedrører oppfinnelsen en blanding hvori vann erstatter alt eller en vesentlig del av de organiske oppløsningsmidler som tidligere var nødvendig for fremstilling av væskeopp-løsninger av denne grenseflateaktive forbindelse. The present invention relates to a new and improved micellar solution of a thin film dispersant comprising a polyether polyol and which is particularly useful for breaking or preventing the formation of petroleum emulsions. More particularly, the invention relates to a mixture in which water replaces all or a substantial part of the organic solvents which were previously necessary for the production of liquid solutions of this surface-active compound.
En av hovedanvendelsene for foreliggende blanding er nedbrytning av petroleumemulsjoner som muliggjør separasjon av disse til to hovedfaser. Meget av den råpetroleumolje som produseres i verden medfølges av noe vann eller saltlake som stammer fra de geologiske formasjoner eller tilstøtende disse, fra hvilke olje produseres. Mengden av vandig fase som medfølger oljen kan variere fra spor til en meget stor prosentandel av den totale væskestrøm. Som følge av den naturlige tilstedeværelse av oljeoppløselige eller dispergerbare emulgeringsmidler i petroleum så vil meget av den vandige fase dannet i oljen være emulgert i denne under dannelse av stabile vann-i-olje emulsjoner. One of the main uses for the present mixture is the breakdown of petroleum emulsions, which enables the separation of these into two main phases. Much of the crude petroleum oil produced in the world is accompanied by some water or brine originating from or adjacent to the geological formations from which the oil is produced. The amount of aqueous phase accompanying the oil can vary from traces to a very large percentage of the total liquid flow. As a result of the natural presence of oil-soluble or dispersible emulsifiers in petroleum, much of the aqueous phase formed in the oil will be emulsified in it, forming stable water-in-oil emulsions.
Litteraturen inneholder mangfoldige referanser til slike emulsjoner, de problemer som forårsakes derav, samt fremgangsmåter som anvendes for å nedbryte emulsjonene og sepa-rere en salgbar petroleum. Se eksempelvis "The Technology of Resolving Petroleum Emulsions" av L.T. Monson og R.W. Stenzel, s. 535 etc. i Colloid Chemistry Vol VI, Ed. av Jerome Alexander, Rheinhold Publishing Corp., New York (1946) og "Interfacial Films Affecting the Stability of Petroleum Emulsions" av Chas. M. Blair, Jr. i Chemistry and Industry ( London), s. 538 etc. (1960). The literature contains numerous references to such emulsions, the problems caused by them, as well as methods used to break down the emulsions and separate a salable petroleum. See, for example, "The Technology of Resolving Petroleum Emulsions" by L.T. Monson and R.W. Stenzel, pp. 535 etc. in Colloid Chemistry Vol VI, Ed. by Jerome Alexander, Rheinhold Publishing Corp., New York (1946) and "Interfacial Films Affecting the Stability of Petroleum Emulsions" by Chas. M. Blair, Jr. in Chemistry and Industry (London), pp. 538 etc. (1960).
Tidligere kjente demulgeringsmidler som ble anvendt for å oppdele petroleumemulsjoner var vannoppløselige såper, "Twitchell reagenser" og sulfonerte glyserider. Disse produkter kunne lett blandes med vann til å gi lett pumpbare væsker som passende ble anvendt ved pumping inn i strømnings-rørledningene ved brønnhodet eller vasket ned i brønnrør-huset med vann for å blandes med brønnvæskene før deres opp-strømning til overflaten. Disse produkter er imidlertid kun effektive i relativt høye konsentrasjoner og deres anvendelse bidrar vesentlig til produksjonsomkostningene. Previously known demulsifiers used to break petroleum emulsions were water-soluble soaps, "Twitchell reagents" and sulfonated glycerides. These products could be easily mixed with water to provide easily pumpable fluids which were conveniently used by pumping into the flow lines at the wellhead or washed down the well casing with water to mix with the well fluids prior to their upflow to the surface. However, these products are only effective in relatively high concentrations and their use contributes significantly to production costs.
For en tid siden ble det funnet at visse lettsulfonerte oljer, acetylerte ricinusoljer og forskjellige polyestere, som alle er uoppløselige i vann, men oppløselige i alkoholer og aromatiske hydrokarboner, var mere effektive med hensyn til nedbrytning av emulsjoner. Følgelig har i det vesentlige den kommersielle utvikling av demulgeringsmidler ført til produksjon av midler som er uoppløselige både i vann- og petroleumoljer og som har andre egenskaper som blir beskrevet i det følgende hvilket forårsaker at de utspredes ved olje-vanngrenséflater til å gi meget tynne, bevegelige filmer som erstatter et hvilket som helst tilstedeværende emulgeringsmiddel i oljen og muliggjør koalisering av dispergerte vanndråper. Generelt vil slike grenseflateaktive midler i det etterfølgende betegnes som "tynnfilmsprede-midler" eller "TFSA". Some time ago it was found that certain lightly sulfonated oils, acetylated castor oils and various polyesters, all of which are insoluble in water but soluble in alcohols and aromatic hydrocarbons, were more effective in breaking emulsions. Consequently, essentially the commercial development of demulsifiers has led to the production of agents which are insoluble in both water and petroleum oils and which have other properties which will be described below which cause them to spread at oil-water interfaces to give very thin, moving films that replace any emulsifier present in the oil and enable coalescence of dispersed water droplets. In general, such surface-active agents will hereinafter be referred to as "thin film spreading agents" or "TFSA".
Tidligere måtte disse forbindelser komponeres med og oppløses Previously, these compounds had to be composed with and dissolved
i alkoholer eller høyaromatiske hydrokarbonoppløsningsmidler til å gi lett anvendbare flytende blandinger. Et bredt spek-trum av slike blandinger er nødvendig for å behandle de mange forskjellige emulsjoner som kan påtreffes rundt omkring i verden. in alcohols or highly aromatic hydrocarbon solvents to give readily usable liquid mixtures. A wide spectrum of such mixtures is necessary to treat the many different emulsions that can be encountered around the world.
Selv om de nåværende TFSA blandinger er meget effektive og Although the current TFSA mixtures are very effective and
er muligens opptil 50-100 ganger mere effektive pr. volum-enhet enn de opprinnelige vannoppløselige demulgatorer, så are possibly up to 50-100 times more effective per volume unit than the original water-soluble demulsifiers, so
er de beheftet med visse praktiske ulemper på grunn av deres oppløselighetsegenskaper. Eksempelvis er alkoholer og aromatiske hydrokarboner som er nødvendig for fremstilling av en flytende, pumpbar blanding ganske kostbare og hvis pris er tilnærmet den for selve den aktive demulgator. Ytterligere er slike oppløsningsmidler brennbare og danner således sikkerhetsproblemer og forårsaker større omkostninger ved transport, lagring og anvendelse. Det lave flammepunkt kan they are subject to certain practical disadvantages due to their solubility properties. For example, alcohols and aromatic hydrocarbons which are necessary for the production of a liquid, pumpable mixture are quite expensive and whose price is close to that of the active demulsifier itself. Furthermore, such solvents are flammable and thus create safety problems and cause greater costs for transport, storage and use. The low flash point can
forbedres ved anvendelse av høytkokende aromatiske oppløs-ningsmidler, men disse er stadig mere sjeldne, kostbare, samt ikke ufarlige på grunn av deres kanserogene og derma-tologiske effekter. is improved by the use of high-boiling aromatic solvents, but these are increasingly rare, expensive, and not harmless due to their carcinogenic and dermatological effects.
Ytterligere kan de eksisterende demulgeringsmidler generelt ikke anvendes i en underjordisk olje- eller gassbrønn, in-jeksjonsbrønn eller lignende da de ikke kan vaskes ned med verken vann (eller saltlake) eller en del av den fremstilte olje,og da de er viskøse væsker som kun er nødvendige i meget små mengder, kan de ikke med sikkerhet kontinuerlig avgis flere tusen meter under jorden ved væskenivået i en typisk brønn uten anvendelse av komplisert og kostbart utstyr . Furthermore, the existing demulsifiers generally cannot be used in an underground oil or gas well, injection well or the like as they cannot be washed down with either water (or brine) or part of the produced oil, and as they are viscous liquids which only are required in very small quantities, they cannot be safely continuously emitted several thousand meters underground at the liquid level in a typical well without the use of complicated and expensive equipment.
Andre anvendelser av TFSA blandinger ville lettes hvis de var lett oppløselige eller dispergerbare i vann. For eksempel fremstilles det store kvanta tung, viskøs olje i U.S.A. ved hjelp av dampinjeksjonsmetoder. Typisk injeseres våt-damp i de oljeproduserende strata i flere uker for å oppvarme oljen, senke dens viskositet og forøke reservoarets energi. Dampinjeksjonen blir deretter stoppet og oljen strømmer eller pumpes ut fra borehullet som ble anvendt for dampinjeksjonen. Meget av det vann som dannes som følge av kondensasjon av dampen føres også med oljen i emulgert form. Da emulsjoner er mere viskøse enn den eksterne fase ved den samme temperatur vil strømningsmotstanden forøkes og produk-tiviteten av "dampede" brønner kan forbedres ved å injesere et vannoppløselig demulgeringsmidde1 i dampen under damp-inj eksjonsperioden for å forhindre emulsjonsdannelse, slik som angitt i US patent nr. 3.396.792. Other applications of TFSA compositions would be facilitated if they were readily soluble or dispersible in water. For example, large quantities of heavy, viscous oil are produced in the USA. using steam injection methods. Typically, wet-steam is injected into the oil-producing strata for several weeks to heat the oil, lower its viscosity and increase the energy of the reservoir. The steam injection is then stopped and the oil flows or is pumped out from the borehole that was used for the steam injection. Much of the water that forms as a result of condensation of the steam is also carried with the oil in emulsified form. Since emulsions are more viscous than the external phase at the same temperature, the flow resistance will increase and the productivity of "steamed" wells can be improved by injecting a water-soluble demulsifying agent1 into the steam during the steam injection period to prevent emulsion formation, as stated in US patent No. 3,396,792.
Kravet til vannoppløselighet vil i vesentlig grad begrense valget av demulgeringsmidler for anvendelse ved damp eller vanninjeksjon til relativt ineffektive blandinger. The requirement for water solubility will significantly limit the choice of demulsifiers for use by steam or water injection to relatively ineffective mixtures.
Som vist i de norske patentsøknader nr. 80.1661, 80.1662, 80.1663 og 80.1664 er TFSA nyttige ved anvendelse ved ut-vinning av petroleum. Anvendt i slike fremgangsmåter som innebefatter fortrengning av gjenværende olje ved hjelp av vandige oppløsninger, polymeroppløsninger eller andre vandige systemer vil disse forbindelser virke til å forøke mengden av gjenvunnet olje. En slik virkning skyldes muligens deres evne til å fremme ytterligere vannfuktning av reservoarfjel-let, senke viskositeten for olje-vanngrenseflatelaget og fremme koalisering av dispergerte smådråper av enten vann eller olje i den andre fase. As shown in the Norwegian patent applications No. 80.1661, 80.1662, 80.1663 and 80.1664, TFSA are useful when used in the extraction of petroleum. Used in such processes involving the displacement of residual oil by means of aqueous solutions, polymer solutions or other aqueous systems, these compounds will act to increase the amount of recovered oil. Such an effect is possibly due to their ability to promote further water wetting of the reservoir rock, lower the viscosity of the oil-water interface layer and promote coalescence of dispersed droplets of either water or oil in the second phase.
Ved anvendelse av foreliggende vandige micellulære oppløs-ninger kan innføring av TFSA i vandige fortrengnings- eller flømmefluida i en vesentlig grad lettes. I tillegg vil foreliggende micellulære oppløsninger som sådanne eller i kombinasjon med andre bestanddeler kun anvendes som flømmings-middel eller som et forbehandlingsmiddel som innføres før andre vandige fluida. By using the present aqueous micellar solutions, the introduction of TFSA into aqueous displacement or flow fluids can be facilitated to a significant extent. In addition, present micellar solutions as such or in combination with other components will only be used as a flocculating agent or as a pre-treatment agent that is introduced before other aqueous fluids.
Andre anvendelser for foreliggende TFSA micellulære oppløs-ninger innebefatter deres anvendelse som flokkuleringshjelpe-midler for finmalt hematitt og magnetittmalmer under av-slimningstrinnet eller malmforedlingen, som additiver for å forbedre oljefjerning og for å fremme vaskevirkning i rense-blandinger og i vaskemidler for anvendelse på polare materialer, for å forbedre oppløsningsmiddelekstrakjsonsprosesser såsom de anvendt ved ekstraksjon av antibiotika hvor en vandig fermenteringsvæske ekstraheres med organiske oppløsnings-midler, for å forbedre effektiviteten og faseseparasjon ved rensning og konsentrasjon av metaller ved oppløsningsmiddel-ekstraksjon med organiske oppløsninger av metallkompleks-dannende midler, samt for å forbedre fuktning og farging av naturlige og syntetiske fibere og for andre prosesser som normalt innebefatter grenseflater mellom overflater med forskjellig polaritet eller fukteegenskaper. Other uses for the present TFSA micellar solutions include their use as flocculation aids for finely ground hematite and magnetite ores during the de-sliming step or ore processing, as additives to improve oil removal and to promote detergency in cleaning compositions and in detergents for use on polar materials, to improve solvent extraction processes such as those used in the extraction of antibiotics where an aqueous fermentation liquid is extracted with organic solvents, to improve efficiency and phase separation in the purification and concentration of metals by solvent extraction with organic solutions of metal complexing agents, as well as to improve wetting and dyeing of natural and synthetic fibers and for other processes that normally involve interfaces between surfaces of different polarity or wetting properties.
En hensikt med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe vandige, væskeblandinger av disse TFSA<1>er med nye og nyttige egenskaper som muliggjør produksjon av: petroleumemulsjons-nedbrytere og emulsjonsforhindrende blandinger som er fri eller relativt fri for meget brennbare og miljøskadelige aromatiske hydrokarboner, blandinger som er relativt billige, blandinger som er oppløselige eller dispergerbare i vann og som derfor ofte kan anvendes ved hjelp av mere effektive metoder enn det som er mulig for eksisterende produkter, blandinger som kan anvendes ved forsterkede gjenvinnings-operasjoner såsom dampflømming og flømming med et vandig medium hvori de nå for tiden eksisterende produkter ikke lett kan anvendes, samt blandinger som kan blandes med vannopp-løselige midler av andre typer, såsom korrosjonsinhibitorer, fuktemidler, skallavsetningsinhibitorer, biosider, syre, An aim of the present invention is to provide aqueous, liquid mixtures of these TFSA<1>s with new and useful properties which enable the production of: petroleum emulsion breakers and emulsion preventing mixtures which are free or relatively free of highly flammable and environmentally harmful aromatic hydrocarbons, mixtures which are relatively cheap, mixtures that are soluble or dispersible in water and which can therefore often be used using more efficient methods than are possible for existing products, mixtures that can be used in enhanced recovery operations such as steam flooding and flooding with an aqueous medium in which the currently existing products cannot be easily used, as well as mixtures that can be mixed with water-soluble agents of other types, such as corrosion inhibitors, wetting agents, scaling inhibitors, biocides, acid,
etc. for å tilveiebringe multianvendbare forbindelser for anvendelse ved løsning av mange oljebrønnavslutninger, produksjon, transport og raffineringsproblemer. etc. to provide multipurpose compounds for use in solving many oil well completion, production, transportation and refining problems.
I henhold til foreliggende oppfinnelse oppnås disse hensikter ved hjelp av amfipatiske midler som er i stand til å danne micelleoppløsninger og som ved denne mekanisme eller annen ikke veldefinert virkning, kombinert med de for den andre vesentlige bestanddel som vil bli omtalt som hydrotropt middel, er i stand til å danne homogene vandige oppløsninger inneholdende TFSA i et relativt vidt konsentrasjonsområde. According to the present invention, these purposes are achieved by means of amphipathic agents which are capable of forming micelle solutions and which, by this mechanism or other not well-defined effect, combined with those for the other essential component which will be referred to as a hydrotropic agent, are in able to form homogeneous aqueous solutions containing TFSA in a relatively wide concentration range.
TFSA blandingene i henhold til foreliggende oppfinnelse kan kort beskrives ved hjelp av de følgende generelle egenskaper: 1. Oppløselighet i vann og isooktan ved ca. 25° C er mindre enn ca. 1 volumprosent; 2. Oppløselighetsparameter ved 25° C ligger i området fra ca. 6,8 til ca. 8,5 med hovedbestanddelen i området mellom 7 og 7,9, og 3. Spreder seg ved grenseflaten mellom en klar raffinert mineralolje og destillert vann til å gi en film med en beregnet tykkelse som ikke overstiger ca. 20 Ångstrom The TFSA mixtures according to the present invention can be briefly described using the following general properties: 1. Solubility in water and isooctane at approx. 25° C is less than approx. 1 percent by volume; 2. Solubility parameter at 25° C lies in the range from approx. 6.8 to approx. 8.5 with the main component in the range between 7 and 7.9, and 3. Spreads at the interface between a clear refined mineral oil and distilled water to give a film of a calculated thickness not exceeding approx. 20 Angstroms
ved et spredningstrykk på ca. 16 dyn/cm. at a spreading pressure of approx. 16 dyne/cm.
TFSA blandinger med disse egenskaper er generelt organiske polymerer eller halvpolymerer med molekylvekter fra ca. 2 000 til ca. 100 000 og har en struktur inneholdende et antall fordelte hydrofile og hydrofobe grupper arrangert i lineære eller plane rekker, hvilket gjør dem overflateaktive og fører til at de absorberes ved olje-vanngrenseflater under TFSA mixtures with these properties are generally organic polymers or semi-polymers with molecular weights from approx. 2,000 to approx. 100,000 and have a structure containing a number of distributed hydrophilic and hydrophobic groups arranged in linear or planar rows, which makes them surface-active and causes them to be absorbed at oil-water interfaces under
dannelse av meget tynne filmer. formation of very thin films.
I motsetning til de fleste kjente overflateaktive forbindelser så synes det foreliggende TFSA ikke å være i stand til å danne en micelle verken i olje eller vann. Den fordelte og alternerende tilstedeværelse av polar og ikke-polare eller hydrofile eller hydrofobe grupper i molekylet forhindrer tilsynelatende den grad av organisasjon som er nødvendig for micelledannelse og således nedsetter dispersjon eller oppløs-ning enten i vann eller lavpolare organiske oppløsningsmid-ler. In contrast to most known surface-active compounds, the present TFSA does not seem to be able to form a micelle in either oil or water. The distributed and alternating presence of polar and non-polar or hydrophilic or hydrophobic groups in the molecule apparently prevents the degree of organization necessary for micelle formation and thus reduces dispersion or dissolution either in water or low polar organic solvents.
TFSA'er nyttige i foreliggende oppfinnelse har de tidligere angitte egenskaper: 1. Oppløselighet i vann og i isooktan ved ca. 25° C er mindre enn ca. 1 volumprosent. TFSAs useful in the present invention have the previously stated properties: 1. Solubility in water and in isooctane at approx. 25° C is less than approx. 1 percent by volume.
Oppløselighetsbestemmelser kan utføres ved å innføre 1 ml prøve (eller vekt av det faste produkt regnet til å ha et volum på 1 ml) i en målesylinder av den type som kan lukkes med en slepet glassprop<p.> Deretter innføres 99 ml vann i sylinderen og denne innføres i et vannbad ved 25° C inntil temperaturlikevekt nåes hvoretter målesylinderen tas fra badet og rystes kraftig i 1 min. Deretter føres sylinderen tilbake til badet i 5 min. hvoretter ryste-prosedyren gjentas, til slutt føres sylinderen tilbake i badet og får henstå rolig i 1 h. Innholdet i sylinderen undersøkes deretter omhyggelig for en eventuell melkeaktighet eller opasitet av den flytende fase eller tilstedeværelse av et eventuelt sediment eller uoppløst materiale i sylinderen, hvilket indikerer at prøven tilfredsstiller kravene om uoppløselighet i vann. Solubility determinations can be carried out by introducing 1 ml of sample (or weight of the solid product calculated to have a volume of 1 ml) into a measuring cylinder of the type that can be closed with a towed glass stopper<p.> Then 99 ml of water is introduced into the cylinder and this is introduced into a water bath at 25° C until temperature equilibrium is reached, after which the measuring cylinder is taken from the bath and shaken vigorously for 1 min. The cylinder is then returned to the bath for 5 min. after which the shaking procedure is repeated, finally the cylinder is returned to the bath and allowed to stand quietly for 1 h. The contents of the cylinder are then carefully examined for any milky consistency or opacity of the liquid phase or the presence of any sediment or undissolved material in the cylinder, which indicates that the sample satisfies the requirements for insolubility in water.
Uoppløselighet i isooktan bestemmes på samme måte ved å anvende dette hydrokarbonet fremfor vann. 2. Oppløselighetsparameter ( S. P.) ved ca. 25° C ligger i området 6, 9 - 8, 5. Insolubility in isooctane is similarly determined by using this hydrocarbon rather than water. 2. Solubility parameter (S.P.) at approx. 25° C is in the range 6.9 - 8.5.
Metoder for å bestemme oppløselighetsparameteren er vist i Joel H. Hildebrand, "The Solubility of Nonelectrolytes", tredje utgave, side 4 25 etc. Imidlertid kan det anvendes en forenklet metode som er tilstrekkelig nøyaktig for identifisering av en nyttig TFSA blanding. Bestanddeler med en gitt oppløselighetsparameter er generelt uoppløse-lig i hydrokarbon (ikke-hydrogenbindende) oppløsnings-midler som har en lavere oppløselighetsparameter enn den aktuélle TFSA blanding. Derfor vil foreliggende blanding være uoppløselig i et hydrokarbonoppløsningsmid-del med en oppløselighetsparameter på ca. 6,8. Da opp-løselighetsparameteren for blandinger av oppløsningsmid-ler er en additiv funksjon av volumprosentandelen av bestanddelene i blandingen kan prøveoppløsninger med den ønskede oppløselighetsparameter lett fremstilles ved eksempelvis å blande benzen (S.P. 9,15) og isooktan (S.P. 6,85) eller perfluor-n-heptan (S.P. 5,7). Methods for determining the solubility parameter are shown in Joel H. Hildebrand, "The Solubility of Nonelectrolytes", third edition, page 4 25 etc. However, a simplified method can be used which is sufficiently accurate for the identification of a useful TFSA mixture. Components with a given solubility parameter are generally insoluble in hydrocarbon (non-hydrogen-binding) solvents that have a lower solubility parameter than the actual TFSA mixture. Therefore, the present mixture will be insoluble in a hydrocarbon solvent with a solubility parameter of approx. 6.8. As the solubility parameter for mixtures of solvents is an additive function of the volume percentage of the components in the mixture, sample solutions with the desired solubility parameter can be easily prepared by, for example, mixing benzene (S.P. 9.15) and isooctane (S.P. 6.85) or perfluoro- n-heptane (S.P. 5.7).
En blanding av ca. 7 2 deler benzen med ca. 28 deler isooktan vil tilveiebringe et oppløsningsmiddel med en opp-løselighetsparameter på ca. 8,5 ved romtemperatur (ca. 25° C). Perfluor-n-heptan har en oppløselighetspara-meter på ca. 5,7 ved ca. 25° C slik at en blanding av 68 deler av dette oppløsningsmiddel med 32 deler benzen gir et oppløsningsmiddel med en oppløselighetsparameter på ca. 6,8 eller isooktan med en oppløselighetsparameter på 6,85 kan anvendes. A mixture of approx. 7 2 divides benzene by approx. 28 parts of isooctane will provide a solvent with a solubility parameter of approx. 8.5 at room temperature (approx. 25° C). Perfluoro-n-heptane has a solubility parameter of approx. 5.7 at approx. 25° C so that a mixture of 68 parts of this solvent with 32 parts of benzene gives a solvent with a solubility parameter of approx. 6.8 or isooctane with a solubility parameter of 6.85 can be used.
Når 5 ml TFSA blandes ved romtemperatur med 95 ml av et oppløsningsmiddel med en oppløselighetsparameter på 8,5 bør en klar oppløsning erholdes. Når 5 ml TFSA blandes med et oppløsningsmiddel med en oppløselighetsparameter på 6,8 5 bør en uklar blanding eller en blanding som utviser faseseparasjon erholdes. Oppløsningsmiddelbland-inger med en oppløselighetsparameter mellom 7,0 og 7,9 kan fremstilles som beskrevet ovenfor under anvendelse When 5 ml of TFSA is mixed at room temperature with 95 ml of a solvent with a solubility parameter of 8.5 a clear solution should be obtained. When 5 ml of TFSA is mixed with a solvent with a solubility parameter of 6.85, a cloudy mixture or a mixture showing phase separation should be obtained. Solvent mixtures with a solubility parameter between 7.0 and 7.9 can be prepared as described above using
av en tilsvarende prøvefremgangsmåte. of a corresponding test procedure.
Ved tolkning av oppløselighetsparameteren og andre bestemmelser bør det bemerkes at TFSA ikke består av et enkelt materiale eller en enkelt forbindelse men en kogenerisk blanding av produkter inneholdende en rekke produkter hvis molekylvekter er fordelt rundt den gjennomsnitlige molekylvekt og som også inneholder mindre mengder av ut-gangsforbindelsene som ble anvendt ved fremstillingen. Som et resultat derav bør ved bestemmelse av oppløselig-het og oppløselighetsparametere en svak tilstedeværelse av melkeaktighet eller mangel på absolutt klarhet ikke tolkes som "stått" eller "strøket" med hensyn til å tilfredsstille de nevnte kriteria. Hensikten med forsøket er å bestemme om hovedandelen av den kogeneriske blanding, det vil si 75 % eller mere tilfredsstiller kravene. Når resultatet er tvilsomt bør oppløselighetsforsøkene ut-føres i sentrifugerør for å muliggjøre en etterfølgende rask faseseparasjon ved sentrifugering hvoretter den separerte ikke-oppløsningsmiddelfase kan fjernes og eventuelt oppløsningsmiddel inneholdt i dette kan fordampes og det aktuelle vekt eller volum av den separerte fase When interpreting the solubility parameter and other determinations, it should be noted that TFSA does not consist of a single material or a single compound but a cogeneric mixture of products containing a number of products whose molecular weights are distributed around the average molecular weight and which also contain smaller amounts of the starting compounds which was used in the production. As a result, when determining solubility and solubility parameters, a faint presence of milkiness or a lack of absolute clarity should not be interpreted as "standing" or "crossed" with regard to satisfying the aforementioned criteria. The purpose of the test is to determine whether the main proportion of the cogeneric mixture, i.e. 75% or more, meets the requirements. When the result is doubtful, the solubility tests should be carried out in centrifuge tubes to enable a subsequent rapid phase separation by centrifugation, after which the separated non-solvent phase can be removed and any solvent contained therein can be evaporated and the relevant weight or volume of the separated phase
kan bestemmes. can be determined.
3. TFSA bør sprede seg ved grenseflaten mellom destillert vann og raffinert mineralolje til å gi filmer med en tykkelse som ikke overstiger ca. 20 Ångstrom ( 200 nm) ved et filmtrykk på ca. 16 dyn/ cm ( 0, 016 Newton/ m). 3. TFSA should spread at the interface between distilled water and refined mineral oil to give films with a thickness not exceeding approx. 20 Angstroms (200 nm) at a film pressure of approx. 16 dynes/cm (0.016 Newton/m).
Egnede fremgangsmåter for å bestemme filmtrykk er vist i N.K. Adam "Physics and Chemistry of Surfaces", tredje utgave, Oxford University Press, London, 1941, side 20 etc. og CM. Blair, Jr., "Interfacial Films Affecting The Stability of Petroleum Emulsions", Chemistry and Industry (London), 1960, side 538 etc. Filmtykkelsen beregnes ut fra den forutsetning at alt TFSA forblir i grenseflatearealet mellom olje og vann på hvilket produktet eller en oppløsning derav i et flyktig oppløs-ningsmiddel er påført. Da spredningstrykket numerisk er likt forandringen i grenseflatespenningen som følge av filmens spredning så kan man passende utføre grenseflate-spenningsmålinger før og etter tilsetning av en kjent mengde TFSA til en grenseflate med kjent areal. Suitable methods for determining film pressure are shown in N.K. Adam "Physics and Chemistry of Surfaces", Third Edition, Oxford University Press, London, 1941, page 20 etc. and CM. Blair, Jr., "Interfacial Films Affecting The Stability of Petroleum Emulsions", Chemistry and Industry (London), 1960, page 538 etc. The film thickness is calculated on the assumption that all TFSA remains in the interfacial area between oil and water on which the product or a solution thereof in a volatile solvent is applied. As the spreading pressure is numerically equal to the change in the interfacial tension as a result of the film's spreading, interfacial tension measurements can be conveniently performed before and after the addition of a known amount of TFSA to an interface with a known area.
Alternativt kan man anvende en grensefilmvekt av Langmuir typen, slik som den beskrevet av J.H. Brooks og B.A. Pethica, Transactions of the Faraday Society (1964), side 20 etc. eller andre metoder som er egnet for bestemmelse av grenseflatespredningstrykkét. Alternatively, one can use a boundary film scale of the Langmuir type, such as that described by J.H. Brooks and B.A. Pethica, Transactions of the Faraday Society (1964), page 20 etc. or other methods suitable for the determination of the interfacial spreading pressure.
Ved bestemmelse av grenseflatespredningstrykkét for TFSA produkter er det foretrukket å anvende som oljefase en relativt lett tilgjengelig og reproduserbar olje, såsom en klar raffinert mineralolje. Slike oljer er avledet fra petroleum og er behandlet med svovelsyre og andre midler for å fjerne ikke-hydrokarbon- og aromatiske bestanddeler. Typisk for slike oljer er "Nujol" (Plough, Inc.). When determining the interfacial spreading pressure for TFSA products, it is preferred to use a relatively easily available and reproducible oil, such as a clear refined mineral oil, as the oil phase. Such oils are derived from petroleum and are treated with sulfuric acid and other agents to remove non-hydrocarbon and aromatic constituents. Typical of such oils is "Nujol" (Plough, Inc.).
Denne olje har en densitet i området 0,85 - 0,89 og vanligvis en oppløselighetsparameter i området 6,9 - 7,5. Et antall tilsvarende oljer med større eller mindre densitet og viskositet er vanligvis tilgjengelige fra kjemi-kalieleverandører og apotek. This oil has a density in the range 0.85 - 0.89 and usually a solubility parameter in the range 6.9 - 7.5. A number of similar oils of greater or lesser density and viscosity are usually available from chemical suppliers and pharmacies.
Andre i det vesentlige alifatiske eller naftenske hydrokarboner med lav flyktighet er like velegnet og vil gi tilsvarende verdier for spredningstrykket. Egnede hydro-karbonoljer er kommersielt tilgjengelige som "hvite oljer", "tekstilsmøremidler", "parafinolje" og lignende. Ofte kan disse inneholde meget små mengder alfa-tokoperol (vitamin E) eller tilsvarende oljeoppløselige antioksy-danter, men disse vil ikke innvirke på spredningsmålingene. Other essentially aliphatic or naphthenic hydrocarbons with low volatility are equally suitable and will give similar values for the dispersion pressure. Suitable hydrocarbon oils are commercially available as "white oils", "textile lubricants", "paraffin oil" and the like. These can often contain very small amounts of alpha-tocopherol (vitamin E) or similar oil-soluble antioxidants, but these will not affect the scattering measurements.
Selv om eksistensen av miceller, samt olje eller vandige micelleoppløsninger har vært kjent en viss tid,(se eksempelvis "Surface Activity", Moilliet, Collie and Black, D. Van Nostrand & Co., New York (1961)) og trolig inngår i mange operasjoner innebefattende detergens hvori enten oljeaktige Although the existence of micelles, as well as oil or aqueous micelle solutions, has been known for some time, (see for example "Surface Activity", Moilliet, Collie and Black, D. Van Nostrand & Co., New York (1961)) and probably forms part of many operations involving detergents in which either oily
(ikke-polare) eller jordsmusspartikler (meget polare) skal fjernes,så er deres anvendelse i samarbeidet med hydrotrope midler for det foreliggende formål en uventet og ikke-forsig-bar oppdagelse. (non-polar) or soil particles (very polar) are to be removed, then their use in collaboration with hydrotropic agents for the present purpose is an unexpected and unforeseeable discovery.
I US patent nr. 2.356.205 er angitt et antall forskjellige micelleoppløsninger beregnet for å oppløse petroleumoljer, bitumen, voks og andre relativt ikke-polare forbindelser i den hensikt å klare oljeformasjoner for å oppnå en forbedret gjenvinning av petroleum ved oppløsning av denne. På denne tidlige dato var imidlertid anvendelse av micelleprinsippene ikke påtenkt for fremstilling av oppløsninger av demulgatorer med relativ høy molekylvekt. In US patent no. 2,356,205, a number of different micellar solutions are indicated designed to dissolve petroleum oils, bitumen, waxes and other relatively non-polar compounds with the intention of clearing oil formations in order to achieve an improved recovery of petroleum by dissolving it. At this early date, however, application of the micelle principles was not contemplated for the preparation of solutions of relatively high molecular weight demulsifiers.
Imidlertid er noen av prinsippene som er angitt i det nevnte patent, bortsett fra hovedhensikten deri med hensyn til å oppløse relativt store mengder hydrokarboner, klorerte hydrokarboner og lignende, anvendbare for fremstilling av de foreliggende blandinger. However, some of the principles set forth in said patent, apart from the main purpose therein of dissolving relatively large amounts of hydrocarbons, chlorinated hydrocarbons and the like, are applicable to the preparation of the present compositions.
De nødvendige fire bestanddeler for micelleoppløsningene av TFSA er: 1. Et micelledannende amfipatisk middel. Et slikt middel kan være anionisk, kationisk eller ikke-ionisk og hvis det er anionisk eller kationisk. kan det enten foreligge i saltform eller som den frie syre eller frie base eller blandinger derav. 2. Hydrotropt middel. Dette er en polar forbindelse med lav til middels molekylvekt og som inneholder oksygen, nitrogen eller svovel og som er i stand til å danne hydrogenbindinger. Det er antatt at slike midler sam-arbeider på en viss måte med det amfipatiske middel til å gi en klar eller opalinsk, stabil blanding. The necessary four ingredients for the micelle solutions of TFSA are: 1. A micelle-forming amphipathic agent. Such an agent may be anionic, cationic or nonionic and if anionic or cationic. it can either be present in salt form or as the free acid or free base or mixtures thereof. 2. Hydrotropic agent. This is a polar compound of low to medium molecular weight containing oxygen, nitrogen or sulfur and capable of forming hydrogen bonds. It is believed that such agents cooperate in some way with the amphipathic agent to give a clear or opalescent, stable mixture.
3. Vann 3. Water
4. TFSA med de ovenfor angitte egenskaper. 4. TFSA with the above characteristics.
I tillegg til disse bestanddeler kan micelleoppløsningene eventuelt inneholde salter, hydrokarboner-eller mindre mengder av annet uorganisk eller organisk materiale. Slike bestanddeler kan være urenheter, oppløsningsmidler, eller biprodukter fra fremstillingen av det hydrotrope middel, eller det kan være tilsetninger som er funnet nyttige ved fremstilling av blandingene ifølge oppfinnelsen. Som eksempel på det siste kan små mengder uorganiske salter såsom NaCl, Na2S04, KN03, CaCl2 og lignende til tider være nyttige for å fremme homogenitet med en minimal mengde av amfipatiske og hydrotrope midler. De kan også gi blandinger med nedsatt frysepunkt, en egenskap som er nyttig når blandingen skal anvendes i kalde klimaer. På samme måte kan etylenglykol, metanol, etanol, eddiksyre og lignende organiske forbindelser være innarbeidet i blandingene for å forbedre fysika-lske egenskaper såsom frysepunkt, viskositet og densitet eller for å forbedre stabiliteten. In addition to these components, the micelle solutions may possibly contain salts, hydrocarbons or smaller amounts of other inorganic or organic material. Such components can be impurities, solvents, or by-products from the production of the hydrotropic agent, or they can be additives that have been found useful in the production of the mixtures according to the invention. As an example of the latter, small amounts of inorganic salts such as NaCl, Na 2 SO 4 , KN0 3 , CaCl 2 and the like may at times be useful in promoting homogeneity with a minimal amount of amphipathic and hydrotropic agents. They can also provide mixtures with a reduced freezing point, a property that is useful when the mixture is to be used in cold climates. In the same way, ethylene glycol, methanol, ethanol, acetic acid and similar organic compounds can be incorporated into the mixtures to improve physical properties such as freezing point, viscosity and density or to improve stability.
Som ovenfor angitt kan de micelledannende amfipatiske midler som anvendes ved fremstilling av foreliggende vandige opp-løsninger enten være kationaktive, anionaktive eller av den ikke-elektrolytiske type. Amfipatiske midler har generelt minst en gruppe inneholdende 10 eller flere karbonatomer og ikke mere enn ca. 64 karbonatomer pr. molekyl. Dette er tilfelle for de amfipatiske midler som anvendes i henhold til oppfinnelsen som en bestanddel av bæreren eller oppløs-ningsmiddelet eller dispergeringsmidlet anvendt i foreliggende blandinger. De hydrofobe deler av disse midler kan være alifatiske, alicykliske, alkylalicykliske, aromatiske, arylalkyl- eller alkylaromatiske. Den foretrukne type midler er de hvor molekylet inneholder en lang uavbrutt karbonkjede inneholdende 10-22 karbonatomer i lengden. Eksempler på egnede anionaktive amfipatiske midler innebefatter de vanlige seper såvel som materialer såsom natriumcetylsulfat, ammoniumlaurylsulfat, ammoniumdiisopropylnaftalensulfonat, natriumoleylglycerylsulfat, brune og grønne sulfonater fra petroleum eller petroleumfraksjoner eller ekstrakter, nat-riumstearamidoetylsulfonat, dodecylbenzensulfonat, dioktyl-natriumsulfosuccinat, natriumnaftenat og lignende. Andre egnede sulfonater er de som er vist i US patentet nr. 2.278. 171. As stated above, the micelle-forming amphipathic agents used in the preparation of the present aqueous solutions can either be cationically active, anionically active or of the non-electrolytic type. Amphipathic agents generally have at least one group containing 10 or more carbon atoms and no more than approx. 64 carbon atoms per molecule. This is the case for the amphipathic agents used according to the invention as a component of the carrier or the solvent or dispersant used in the present mixtures. The hydrophobic parts of these agents can be aliphatic, alicyclic, alkylalicyclic, aromatic, arylalkyl or alkylaromatic. The preferred type of agents are those where the molecule contains a long unbroken carbon chain containing 10-22 carbon atoms in length. Examples of suitable anion-active amphipathic agents include the usual soaps as well as materials such as sodium cetyl sulfate, ammonium lauryl sulfate, ammonium diisopropyl naphthalene sulfonate, sodium oleyl glyceryl sulfate, brown and green sulfonates from petroleum or petroleum fractions or extracts, sodium stearamidoethyl sulfonate, dodecylbenzene sulfonate, dioctyl sodium sulfosuccinate, sodium naphthenate and the like. Other suitable sulfonates are those shown in US Patent No. 2,278. 171.
Egnede kationaktive forbindelser innebefatter cetylpyridin-klorid,stearamidoetylpyridinklorid, trimetylheptadecyl-ammoniumklorid, dimetylpentadecylsulfonbromid, oktadecylamin-acetat og 2-heptadecyl-3-dietylenamino imidazolindiacetat. Suitable cationic active compounds include cetylpyridine chloride, stearamidoethylpyridine chloride, trimethylheptadecylammonium chloride, dimethylpentadecylsulfonbromide, octadecylamine acetate and 2-heptadecyl-3-diethyleneamino imidazole diacetate.
Egnede ikke-elektrolytiske amfipatiske midler innebefatter oljesyreestere av nonaetylenglykol, stearinsyreesteren av polyglyserol r oksyetylerte alkylfenoler og langkjedede alkohol-etere av polyetylenglykoler. Suitable non-electrolytic amphipathic agents include oleic esters of nonaethylene glycol, the stearic ester of polyglycerol, oxyethylated alkylphenols, and long chain alcohol ethers of polyethylene glycols.
Det er naturligvis velkjent at amfipatiske forbindelser er lett og kommersielt tilgjengelige eller de kan lett fremstilles for å utvise egenskapene for en eller flere av de ovenfor nevnte typer. Slike forbindelser er vist i US patent nr. 2.262.743. I de tilfeller hvor et overflateaktivt materiale kan utvise egenskapene for en eller flere av de ovenfor nevnte typer så vil det forstås at det kan klassifiseres under enten hver eller begge av typene. It is of course well known that amphipathic compounds are readily and commercially available or they can be readily prepared to exhibit the properties of one or more of the above-mentioned types. Such compounds are shown in US Patent No. 2,262,743. In cases where a surface-active material can exhibit the properties of one or more of the above-mentioned types, it will be understood that it can be classified under either each or both of the types.
Oppløsningsmiddelet eller de hydrotrope midler i oppløs-ningen anvendt i henhold til foreliggende oppfinnelse kan beskrives som forbindelser av en hydrofob hydrokarbonrest med relativt lav molekylvekt kombinert med en hydrofil gruppe med lav molekylvekt og som er fri for overflateaktive egenskaper. Den hydrofobe rest kan inneholde 2-12 karbonatomer og kan være en alkylgruppe, alicyklisk, aromatisk eller alkylsubstituert alicyklisk eller aromatisk, eller kan være hydrokarbondelen av en heterocyklisk eller hydro-karbonsubstituert heterocyklisk gruppe. Hydrokarbonresten kan være forgrenet eller uforgrenet, men ingen forgrening kan ha en lengde på mere enn ca. 7 karbonatomer fra tilknyt-ningspunktet for den hydrofile rest, idet benzen eller en cykloheksylgruppe regnes som å ha en ekvivalent lengde til en alifatisk kjede på 3 karbonbatomer. The solvent or the hydrotropic agents in the solution used according to the present invention can be described as compounds of a hydrophobic hydrocarbon residue with a relatively low molecular weight combined with a hydrophilic group with a low molecular weight and which is free of surface-active properties. The hydrophobic residue may contain 2-12 carbon atoms and may be an alkyl group, alicyclic, aromatic or alkyl-substituted alicyclic or aromatic, or may be the hydrocarbon portion of a heterocyclic or hydrocarbon-substituted heterocyclic group. The hydrocarbon residue can be branched or unbranched, but no branch can have a length of more than approx. 7 carbon atoms from the attachment point for the hydrophilic residue, benzene or a cyclohexyl group being considered to have an equivalent length to an aliphatic chain of 3 carbon atoms.
Når hydrokarbonresten består av ikke mere enn 4 karbonatomer| så er strukturen for en normal, primær alkylgruppe foretrukket. Når resten utgjøres av flere enn 4 karbonatomer kan strukturer av sekundær eller tertiær type også være gode hvis de andre og tredje avgreninger er metyl eller etyl-grupper. When the hydrocarbon residue consists of no more than 4 carbon atoms then the structure for a normal, primary alkyl group is preferred. When the residue consists of more than 4 carbon atoms, structures of the secondary or tertiary type can also be good if the second and third branches are methyl or ethyl groups.
Den hydrofobe hydrokarbonrest er kombinert enten direkte eller indirekte med en hydrofil gruppe av en av de følgende typer: (a) En hydroksylgruppe som kan være alkoholisk, fenolisk eller karboksylisk; (b) En aldehydgruppe; (c) En karboksyamidgruppe; (d) En aminsaltgruppe; The hydrophobic hydrocarbon residue is combined either directly or indirectly with a hydrophilic group of one of the following types: (a) A hydroxyl group which may be alcoholic, phenolic or carboxylic; (b) An aldehyde group; (c) A carboxyamide group; (d) An amine salt group;
(e) En amingruppe; og (e) An amine group; and
(f) En alkalifenolatgruppe. (f) An alkali phenolate group.
Ved "indirekte kombinert med en av disse grupper" menes at hydrokarbonresten er tilknyttet ved foretring, forestring, amiddannelse eller lignende med andre organiske rester som ikke inneholder mere enn fire karbonatomer og også en eller flere av de ovenfor nevnte hydrofile grupper, forutsatt at etter hver kombinasjon forblir minst en av de hydrofile grupper fri. By "indirectly combined with one of these groups" is meant that the hydrocarbon residue is associated by etherification, esterification, amide formation or the like with other organic residues that do not contain more than four carbon atoms and also one or more of the above-mentioned hydrophilic groups, provided that after each combination, at least one of the hydrophilic groups remains free.
Spesielle eksempler som viser denne klasse forbindelser er: Etylalkohol, n-amylalkohol, alfaterpineol, p-kresol, cyklo-heksanol, n-butyraldehyd, benzaldehyd, n-butyrsyre, glykol-monobutyrat, propyllaktat, mono-n-butylaminhydroklorid, n-propionamid, etylenglykolmono-n-butylaminhydroklorid, n-pro-pionamid, etylenglykolmono-n-butyleter, pyridin, metylert pyridin, piperidin eller metylerte piperidiner. Special examples showing this class of compounds are: Ethyl alcohol, n-amyl alcohol, alphaterpineol, p-cresol, cyclohexanol, n-butyraldehyde, benzaldehyde, n-butyric acid, glycol monobutyrate, propyl lactate, mono-n-butylamine hydrochloride, n-propionamide , ethylene glycol mono-n-butylamine hydrochloride, n-propionamide, ethylene glycol mono-n-butyl ether, pyridine, methylated pyridine, piperidine or methylated piperidines.
Kooppløsningsmiddelet (ovenfor beskrevne hydrotrope forbindelser) er i det vesentlige en semipolar væske i den betydning at enhver væske hvis polare egenskaper ikke er større enn den for etylalkohol og som utviser i det minste en tendens til og oppløses i vann eller oppløse vann er betegnet som The cosolvent (hydrotropic compounds described above) is essentially a semipolar liquid in the sense that any liquid whose polar properties are not greater than that of ethyl alcohol and which exhibits at least a tendency to and dissolve in water or dissolve water is designated as
semipolar. semipolar.
Kooppløsningsmidlet eller den halvpolare væske som ovenfor indikert kan beskrives med formelen X - Z, hvori X er en gruppe med 2-13 karbonatomer og som kan være en alkyl-, fenyl-, fenylalkyl-, cykloalkyl- eller cykloalkenylalkyl-gruppe. Det er en begrensning at den lengste karbonkjede må være mindre enn 8 karbonatomer og ved en slik karakte-risering må cykliske karbonatomer regnes som halvparten. The co-solvent or the semi-polar liquid as indicated above can be described by the formula X - Z, in which X is a group with 2-13 carbon atoms and which can be an alkyl, phenyl, phenylalkyl, cycloalkyl or cycloalkenylalkyl group. It is a limitation that the longest carbon chain must be less than 8 carbon atoms and with such a characterization cyclic carbon atoms must be counted as half.
Z betyr Z means
-COOH; eller -0CH3 hvor U og V er hydrogen eller en hydrokarbongruppe betyr hvis X er en cyklisk tertiær aminogruppe, er -COOH; or -OCH3 where U and V are hydrogen or a hydrocarbon group means if X is a cyclic tertiary amino group, is
hvis X er en cyklisk sekundær aminogruppe... if X is a cyclic secondary amino group…
Den semipolare væske kan også være indikert med den følgende formel: The semipolar liquid can also be indicated by the following formula:
Rx-NH-(CH2)n-NH-(CH2) -NH-R^ R x -NH-(CH 2 ) n -NH-(CH 2 ) -NH-R 2
hvor n=l-5 og R^ er H> alkyl eller imidazolinyl. where n=1-5 and R^ is H > alkyl or imidazolinyl.
Generelt er alle disse hydrotrope midler væsker med dielektrisk verdi på 6-26, og har minst en polargruppe inneholdende en eller flere oksygenatomer og/eller nitrogena-tomer. In general, all of these hydrotropic agents are liquids with a dielectric value of 6-26, and have at least one polar group containing one or more oxygen atoms and/or nitrogen atoms.
Det er muligens av betydning at alle disse medoppløsnings-midler er av typer som er kjent for å danne hydrogenbindinger. It is possibly significant that all these co-solvents are of types known to form hydrogen bonds.
Valaet av oppløselighetsgjører eller felles oppløsnings-middel og dets andel i blandingen er i en viss grad avhengig av det anvendte amfipatiske middel, mengden og type anvendt TFSA og andelen av anvendt vann og bestemmes best ved å frem-stille forsøksblandinger i liten skala. The value of solubilizer or co-solvent and its proportion in the mixture is to some extent dependent on the amphipathic agent used, the amount and type of TFSA used and the proportion of water used and is best determined by preparing test mixtures on a small scale.
I visse tilfeller kan det være ønskelig å innarbeide i opp-løsningen små mengder syre, alkali, eller uorganiske salter og det er funnet at tilstedeværelse av disse elektrolytter ofte gir oppløsninger med større stabilitet og et videre område for blandbarhet med vann og organiske materialer. Overskuddet av syre, hvis dette anvendes, vil vanligvis være In certain cases, it may be desirable to incorporate small amounts of acid, alkali or inorganic salts into the solution and it has been found that the presence of these electrolytes often gives solutions with greater stability and a wider range of miscibility with water and organic materials. The excess of acid, if used, will usually be
i oppløsninger inneholdende et kationakcivt eller ikke-elektro-lytisk fuktemiddel. Når overskudd av alkali anvendes vil dette vanligvis være i en oppløsning inneholdende et anion-aktivt fuktemiddel. in solutions containing a cationically active or non-electrolytic wetting agent. When an excess of alkali is used, this will usually be in a solution containing an anion-active wetting agent.
Polyeterpolyolen eller TFSA som anvendes ifølge o<p>pfinn-elsen er generelt en organisk polymer eller halvpolymer med en midlere molekylvekt over ca. 800 og under ca. 30 000 og har en struktur som vil muliggjøre en orientering på polare overflater med det meste eller alt av molekylets elementer i et tynt plan. For effektivt å adsorberes ved olje-vann eller olje-stengrenseflater og deretter desorberes ved vann-stengrenseflater må TFSA generelt inneholde bestanddeler som gir den vidt fordelt hydrofile og hydrofobe egenskaper og uten en slik konsentrasjon av enten hydrofile eller hydrofobe grupper til å gi vannoppløselighet eller oljeoppløselig-het i den vanlige makroskopiske betydning. TFSA synes også The polyether polyol or TFSA used according to the invention is generally an organic polymer or semi-polymer with an average molecular weight above approx. 800 and under approx. 30,000 and has a structure that will enable an orientation on polar surfaces with most or all of the molecule's elements in a thin plane. In order to be effectively adsorbed at oil-water or oil-rock interfaces and subsequently desorbed at water-rock interfaces, the TFSA must generally contain constituents that give it widely distributed hydrophilic and hydrophobic properties and without such a concentration of either hydrophilic or hydrophobic groups as to provide water solubility or oil solubility -ness in the usual macroscopic sense. TFSA seems too
å adskille seg fra tidligere anvendte overflateaktive midler ved at virkningene på olje-vanngrenseflatespenningene som en funksjon av konsentrasjonen er begrenset. to differ from previously used surfactants in that the effects on the oil-water interfacial tensions as a function of concentration are limited.
Under utspredning på slike grenseflater til å gi tynne filmer med et spredningstrykk på opptil 35-40 dyn/cm vil ytterligere større mengder av TFSA ha relativt liten effekt på grenseflatespenningen. TFSA utgjør en bestanddel av den micellulære oppløsning i motsetning til tidligere anvendte overflateaktive midlerog_nar liten eller ingen tendens til å stabilisere enten olje-i-vann- eller vann-i-oljeemulsjoner når den er tilstede i normalt anvendte mengder. During spreading on such interfaces to give thin films with a spreading pressure of up to 35-40 dyne/cm, further larger amounts of TFSA will have relatively little effect on the interface tension. TFSA constitutes a component of the micellar solution in contrast to previously used surfactants and has little or no tendency to stabilize either oil-in-water or water-in-oil emulsions when present in normally used amounts.
Vanligvis utgjøres TFSA bestanddelene som er anvendbare ved utøvelse av foreliggende oppfinnelse av organiske molekyler inneholdende karbon, hydrogen og oksygen selv om de også i visse tilfeller kan inneholde svovel, nitrogen, silisium, klor, fosfor og andre elementer. Små mengder uorganiske materialer såsom alakalier, syrer eller salter kan være tilstede i blandingen som nøytraliseringsmidler, katalysatorrester eller på annen måte. De kritiske krav for TFSA blandingen er ikke så meget sammensetningen som sådann men mere av strukturell eller fysikalsk karakter. De må utgjøres av hydrofile (polare) grupper, vanligvis en som er i stand til å danne hydrogenbindinger, såsom hydroksyl-, karbonyl, ester-, eter-, sulfon-, amino-, ammonium-, fosfor- eller tilsvarende hydrogenbindende grupper forbundet med eller til hydrofobe grupper såsom alkylen-, alkyl-, cykloalkyl-, aryl-, arylen-, aralkyl-, polyalkylen-, polyalkylin-, kombinasjoner av slike grupper og slike grupper inneholdende relativt ikke-polare substituenter såsom hydrokarbon, klor, fluor og lignende. Enkelte ganger er de hydrofobe grupper større og inneholder flere atomer enn de polare grupper i molekylet og har minst to karbonatomer i hver gruppe og opptil så mange som 36 karbonatomer, selv om det aktuelle forhold mellom størrelsene i stor grad er avhengige av strukturen til den hydrofile en-het. Vanligvis vil de hydrofobe grupper inneholde 14-22 karbonatomer og vil ha lineære eller arklignende konformasjoner som tillater en relativt flat orientering på overflater. Generally, the TFSA components that are usable in the practice of the present invention are made up of organic molecules containing carbon, hydrogen and oxygen, although in certain cases they may also contain sulphur, nitrogen, silicon, chlorine, phosphorus and other elements. Small amounts of inorganic materials such as alkalis, acids or salts may be present in the mixture as neutralizing agents, catalyst residues or otherwise. The critical requirements for the TFSA mixture are not so much the composition as such but more of a structural or physical nature. They must consist of hydrophilic (polar) groups, usually one capable of forming hydrogen bonds, such as hydroxyl, carbonyl, ester, ether, sulfone, amino, ammonium, phosphorus, or similar hydrogen-bonding groups associated with or to hydrophobic groups such as alkylene-, alkyl-, cycloalkyl-, aryl-, arylene-, aralkyl-, polyalkylene-, polyalkylene-, combinations of such groups and such groups containing relatively non-polar substituents such as hydrocarbon, chlorine, fluorine and the like . Sometimes the hydrophobic groups are larger and contain more atoms than the polar groups in the molecule and have at least two carbon atoms in each group and up to as many as 36 carbon atoms, although the actual ratio between the sizes is largely dependent on the structure of the hydrophilic unit. Typically, the hydrophobic groups will contain 14-22 carbon atoms and will have linear or sheet-like conformations that allow a relatively flat orientation on surfaces.
Polare enheter andre enn hydrogenbindingsstandene er ikke utelukket fra disse blandinger og kan i virkeligheten med hensikt innbefattes i visse strukturer for å forbedre ad-sorpsjonen og tendensen til spredning i grenseflater. For eksempel kan kvartærnære ammoniumgrupper, som ikke er i stand til å danne hydrogenbindinger, forbedre spredningen og grense-la te-ad so ros j onen i visse anvendelser som følge av deres høyioniserte form hvilket bibringer kationisk karakter til molekyler hvori de forefinnes og via coulombske frastøtnings-effekter forbedre spredning i en film. Polar units other than the hydrogen bond positions are not excluded from these mixtures and may in fact be intentionally included in certain structures to improve adsorption and the tendency for interfacial diffusion. For example, quaternary ammonium groups, which are unable to form hydrogen bonds, can improve dispersion and limit adsorption in certain applications due to their highly ionized form, which imparts cationic character to molecules in which they are present and via coulombic repulsion effects improve dispersion in a film.
Generelt vil TFSA bestanddelene inneholde minst to av hver av de nødvendige hydrofile (polare) og hydrofobe enheter pr. molekyl og vanligvis vil de inneholde mange flere av hver av disse. De effektive produkter må imidlertid utvise de tre ovenfor beskrevne egenskaper. In general, the TFSA components will contain at least two of each of the required hydrophilic (polar) and hydrophobic units per molecule and usually they will contain many more of each of these. However, the effective products must exhibit the three characteristics described above.
Som angitt ovenfor kan en effektiv TFSA være avledet fra et bredt antall forskjellige kjemiske reaktanter og kan inneholde mange forskjellige grupper eller enheter, imidlertid er det funnet at blandingsparametrene skal tilfredsstille de krav som er angitt i krav l's karakteriserende del. As indicated above, an effective TFSA may be derived from a wide number of different chemical reactants and may contain many different groups or units, however, it has been found that the mixing parameters should satisfy the requirements set forth in the characterizing part of claim 1.
Blandinger som faller innenfor omfanget av den ovenfor ytre formel inneholder gjennomsnitlig 1,5 eller flere hydroksylgrupper pr. molekyl og består generelt av kogeneriske blandinger av produkter erholdt ved å kondensere alkylenoksyder med mindre molekyler inneholdende to eller flere reaktive hydrogenatomer som deler av hydroksyl eller aminogrupper. Mixtures that fall within the scope of the above outer formula contain on average 1.5 or more hydroxyl groups per molecule and generally consists of cogeneric mixtures of products obtained by condensing alkylene oxides with smaller molecules containing two or more reactive hydrogen atoms as parts of hydroxyl or amino groups.
Representativ for disse blandinger er polypropylenglykol med en midlere molekylvekt på ca. 1 200, til hvilken er addert ca. 20 vekt-% etylenoksyd. En slik polyeterglykol er teoretisk erholdbar ved å kondensere ca. 20 mol propylenoksyd med 1 mol vann etterfulgt av addering av ca. 6 mol etylenoksyd. Alternativt kan man kondensere 20 mol propylenoksyd med en på forhånd fremstilt polyetylenglykol med en midlere molekylvekt på ca. 24 0. Representative of these mixtures is polypropylene glycol with an average molecular weight of approx. 1,200, to which is added approx. 20% by weight ethylene oxide. Such a polyether glycol can theoretically be obtained by condensing approx. 20 mol of propylene oxide with 1 mol of water followed by the addition of approx. 6 moles of ethylene oxide. Alternatively, 20 mol of propylene oxide can be condensed with a previously prepared polyethylene glycol with an average molecular weight of approx. 24 0.
Alkylenoksyder som er egnet for anvendelse ved fremstilling av TFSA bestanddelene anvendt i foreliggende oppløsninger innebefatter etylenoksyd, propylenoksyd, butylenoksyd, 2-3-epoksy-2-metylbutan, trimetylenoksyd, tetrahydrofuran, gly-cidol og tilsvarende oksyder inneholdende mindre enn ca. 10 karbonatomer. På grunn av deres reaktivitet og relativt lave pris er de foretrukne alkylenoksyder for fremstilling av effektive TFSA bestanddeler 1,2 alkylenoksyder såsom etylenoksyd, propylenoksyd og butylenoksyd. Ved fremstilling av forskjellige TFSA bestanddeler kan mere enn et alkylenoksyd anvendes enten i form av blandinger av oksyder eller i rekkefølge for å danne blokkaddisjoner av de enkelte alkylenoksydgrupper. Alkylene oxides which are suitable for use in the preparation of the TFSA components used in the present solutions include ethylene oxide, propylene oxide, butylene oxide, 2-3-epoxy-2-methylbutane, trimethylene oxide, tetrahydrofuran, glycidol and corresponding oxides containing less than approx. 10 carbon atoms. Due to their reactivity and relatively low cost, the preferred alkylene oxides for making effective TFSA components are 1,2 alkylene oxides such as ethylene oxide, propylene oxide and butylene oxide. When producing different TFSA components, more than one alkylene oxide can be used either in the form of mixtures of oxides or in sequence to form block additions of the individual alkylene oxide groups.
Andre egnede toverdige alkoholer kan erholdes ved å kondensere alkylenoksyder eller blandinger av oksyder i på hver-andre følgende trinn (blokker) med de funksjonelle (i forhold til oksydaddisjon) forbindelser såsom etylenglykol, metylamin, propylenglykol, heksametylenglykol, etyletanolamin, analin, resorsinol, hydrokinon og lignende. Other suitable dihydric alcohols can be obtained by condensing alkylene oxides or mixtures of oxides in successive steps (blocks) with the functional (in relation to oxide addition) compounds such as ethylene glycol, methylamine, propylene glycol, hexamethylene glycol, ethyl ethanolamine, analin, resorcinol, hydroquinone and such.
Treverdige eteralkoholer kan fremstilles ved kondensering av etylen-, propylen- eller butylenoksyder med eksempelvis glycerol, ammoniakk, trietanolamin, dietanolamin, etyletylen-diamin og tilsvarende mindre molekyler inneholdende tre hydrogenatomer som er i stand til å reagere med alkylenoksydene. Tilsvarende kan polyeteralkoholer med flere hydroksylgrupper erholdes ved kondensering av alkylenoksyder med flerreaktive utgangsforbindelser såsom pentaerytritol, glycerol, N-mono-butyletylendiamin, trishydroksymetylaminometan, etylendiamin, dietylentriamin, diglycerol, heksametylendiamin, decylamin eller cykloheksylamin. I US patent nr. 2.679.511 er beskrevet et antall polyoler avledet fra aminoforbindelser som deretter forestres. "Produkt 15-200" fremstilt og solgt av Dow Chemical Company er fremstilt ved oksyalkylering av glycerol med en blanding av etylen- og propylenoksyder og er et eksempel på en kommersielt tilgjengelig polyol av den type som er påtenkt anvendt ved utførelse av foreliggende oppfinnelse. Trihydric ether alcohols can be produced by condensation of ethylene, propylene or butylene oxides with, for example, glycerol, ammonia, triethanolamine, diethanolamine, ethylethylenediamine and correspondingly smaller molecules containing three hydrogen atoms which are capable of reacting with the alkylene oxides. Similarly, polyether alcohols with several hydroxyl groups can be obtained by condensation of alkylene oxides with multireactive starting compounds such as pentaerythritol, glycerol, N-mono-butylethylenediamine, trishydroxymethylaminomethane, ethylenediamine, diethylenetriamine, diglycerol, hexamethylenediamine, decylamine or cyclohexylamine. US patent no. 2,679,511 describes a number of polyols derived from amino compounds which are then esterified. "Product 15-200" manufactured and sold by the Dow Chemical Company is produced by oxyalkylation of glycerol with a mixture of ethylene and propylene oxides and is an example of a commercially available polyol of the type contemplated for use in carrying out the present invention.
Generelt vil disse blandinger ha en midlere molekylvekt på 15 000 eller mindre og er avledet fra forbindelser inneholdende reaktive hydrokarbonatomer og med 18 eller færre karbonatomer og 10 eller færre reaktive hydrogenatomer. In general, these compounds will have an average molecular weight of 15,000 or less and are derived from compounds containing reactive hydrocarbon atoms and having 18 or fewer carbon atoms and 10 or fewer reactive hydrogen atoms.
Andre generelle beskrivelser av egnede forbindelser som faller innen området for den ovenfor beskrevne struktur, samt fremgangsmåte for å utføre de forskjellige fremstillingstrinn er vist i "High Polymers, Vol. XIII, Polyethers," redigert av N.G. Gaylord, John Wiley & Sons, New York, 1963. Other general descriptions of suitable compounds falling within the scope of the above-described structure, as well as procedures for carrying out the various preparation steps are shown in "High Polymers, Vol. XIII, Polyethers," edited by N.G. Gaylord, John Wiley & Sons, New York, 1963.
Med hensyn til grensene for de forskjellige bestanddeler i de micellulære oppløsninger inneholdende TFSA kan det føl-gende tjene som en veiledning, angivelsene er i vekt-%: With regard to the limits for the various components in the micellar solutions containing TFSA, the following can serve as a guide, the indications are in % by weight:
Selv om den eksakte funksjon for elektrolytter som tidligere er omtalt, ikke er fullstendig forstått så kan effekten i alle fall delvis tilskrives deres evne til å binde vann, d.v.s. bli hydratisert. Dette indikerer at visse andre materialer av meget hydrofil karakter og som klart adskiller seg fra klassen av ikke polare oppløsningsmidler og halvpolare kooppløsningsmidler kan være funksjonelle ekvivalenter til en elektrolytt. Bestanddeler i denne klasse som vanligvis ikke dissosierer innebefatter glycerol, etylenglykol, diglycerol, sukker, glykose, sorbitol, mannitol og lignende. Although the exact function of the electrolytes previously discussed is not fully understood, the effect can in any case be partially attributed to their ability to bind water, i.e. get hydrated. This indicates that certain other materials of a very hydrophilic nature and which clearly differ from the class of non-polar solvents and semi-polar co-solvents can be functional equivalents of an electrolyte. Components in this class that do not usually dissociate include glycerol, ethylene glycol, diglycerol, sugar, glucose, sorbitol, mannitol and the like.
Som ovenfor indikert kan disse oppløsninger inneholdende andre organiske bestanddeler såsom hydrokarboner. Disse er ofte anvendt som fortynningsmidler, azeotrope destillasjons-hjelpemidler eller for kontroll av tilbakeløpstemperaturer ved fremstilling av TFSA bestanddelen og kan være tilbake i denne når de foreliggende micellulære oppløsninger fremstilles. I den grad slike forbindelser er tilstede synes de å konkurrere i en viss grad med TFSA bestanddelen for micelle-rom og således i en viss grad begrense den maksimale mengde TFSA bestanddel som kan bringes i en homogen oppløsning. As indicated above, these solutions may contain other organic constituents such as hydrocarbons. These are often used as diluents, azeotropic distillation aids or for control of reflux temperatures in the production of the TFSA component and may be back in this when the present micellar solutions are produced. To the extent that such compounds are present, they seem to compete to a certain extent with the TFSA component for micelle space and thus to a certain extent limit the maximum amount of TFSA component that can be brought into a homogeneous solution.
Valg av en effektiv TFSA blanding for en gitt petroleumemul-sjon og bestemmelse av mengden som er nødvendig futføres ved såkalte "flaskeprøver" som typisk utføres på følgende måte: En fersk emulsjon erholdes og 100 ml porsjoner helles i hver av flere 180 ml skrukork-utfelnings- eller tilsvarende grade-rte flasker. Fortynnede oppløsninger (1 % til 2 %) av forskjellige TFSA bestanddeler fremstilles i isopropylalkohol. Ved hjelp av en målepipette tilføres et lite volum av en TFSA oppløsning til flasken. Et tilsvarende volum av hver av blandingene tilsettes de andre flaskene inneholdende emulsjonen. Deretter lukkes flaskene og overføres til et vannbad og holdes ved den samme temperatur som anvendes ved det aktuelle behandlingsanlegg. Når denne temperatur er nådd rystes flaskene kraftig i flere minutter. Etter rystningen plasseres flaskene stående i vannbadet og får henstå stille. Med passende mellomrom observeres volumet av separert vann-lag sammen med olje-vann-grenseflatens skarphet, oljens utseende og vannfasens klarhet. Selection of an effective TFSA mixture for a given petroleum emulsion and determination of the amount that is necessary is carried out by so-called "bottle tests" which are typically carried out in the following way: A fresh emulsion is obtained and 100 ml portions are poured into each of several 180 ml screw cap precipitators - or equivalent graded bottles. Dilute solutions (1% to 2%) of various TFSA ingredients are prepared in isopropyl alcohol. Using a measuring pipette, add a small volume of a TFSA solution to the bottle. A corresponding volume of each of the mixtures is added to the other bottles containing the emulsion. The bottles are then closed and transferred to a water bath and kept at the same temperature as that used at the treatment plant in question. When this temperature is reached, shake the bottles vigorously for several minutes. After shaking, the bottles are placed upright in the water bath and allowed to stand still. At appropriate intervals, the volume of separated water layer is observed together with the sharpness of the oil-water interface, the appearance of the oil and the clarity of the water phase.
Etter henstandsperioden, som kan variere fra 30 min. til flere timer, avhengig av temperaturen, emulsjonens viskositet, og mengden av anvendt TFSA blanding, fjernes små prøver av oljen ved hjelp av en pipette eller injeksjonssprøyte og etter prøven sentrifugeres de for å besterrme mengden av fritt og emulgert vann tilbake i oljen. After the grace period, which can vary from 30 min. to several hours, depending on the temperature, the viscosity of the emulsion, and the amount of TFSA mixture used, small samples of the oil are removed using a pipette or injection syringe and after the sample they are centrifuged to determine the amount of free and emulsified water back into the oil.
Pipetten eller injeksjonssprøyten som anvendes for å fjerne prøvene bør innføres via en kork eller annen anordning som virker som posisjonsstyring for å sikre at alle flaskene prøvetaes ved det samme væskenivå. The pipette or syringe used to remove the samples should be inserted via a cap or other device that acts as a position control to ensure that all bottles are sampled at the same liquid level.
Den kombinerte informasjon vedrørende restevann og emulsjon, vannseparasjonshastighet og utseende av grenseflaten danner grunnlag for valg av den generelt mest effektive TFSA bestanddel. Hvis ingen av resultatene er tilfredsstillende bør forsøkene utføres under anvendelse av høyere konsentrasjoner av TFSA bestanddelene og i motsatt tilfelle hvis alle resultatene er gode og like bør forsøkene utføres ved lavere konsentrasjoner inntil god differensiering er mulig. The combined information regarding residual water and emulsion, water separation rate and appearance of the interface forms the basis for choosing the generally most effective TFSA component. If none of the results are satisfactory, the experiments should be carried out using higher concentrations of the TFSA components and, in the opposite case, if all the results are good and equal, the experiments should be carried out at lower concentrations until good differentiation is possible.
Ved oppløsning av petroleumemulsjoner av vann-i-olje typen med foreliggende micellulære oppløsning, så bringes oppløs-ningen i kontakt med emulsjonen som skal behandles ved hjelp av en av de forskjellige metoder eller apparater som nå generelt anvendes for å bryte petroleumemulsjoner med et kjemisk middel, idet den ovenfor indikerte fremgangsmåte anvendes alene eller i kombinasjon med andre demulgeringsprosedyrer, When dissolving petroleum emulsions of the water-in-oil type with the present micellar solution, the solution is brought into contact with the emulsion to be treated using one of the various methods or devices that are now generally used to break petroleum emulsions with a chemical agent , as the method indicated above is used alone or in combination with other demulsification procedures,
såsom den elektriske dehydratiseringsprosess. such as the electrical dehydration process.
En fremgangsmåte er å akkumulere et volum av emulgert olje One method is to accumulate a volume of emulsified oil
i en tank og utføre en satsvis demulgeringsbehandling for å gjenvinne ren olje. Ved en slik fremgangsmåte blandes emulsjonen med den micellulære TFSA oppløsning, eksempelvis ved å røre om emulsjonen i tanken og langsomt idryppe den micellulære TFSA oppløsning i emulsjonen. I visse tilfeller kan blandingen oppnås ved å oppvarme emulsjonen mens den micellulære TFSA oppløsning tilføres dråpevis, idet konveksjons-strømmene i emulsjonen kan tilveiebringe en tilfredsstillende blanding. En tredje modifikasjon av denne behandlingstype er å trekke ut emulsjonen fra tankens bunn ved hjelp av en sirku-lasjonspumpe og gjeninnføre den i toppen av tanken, mens den micellulære TFSA o<p>pløsning eksempelvis tilføres ved sirkula-sjonspumpens sugeside. in a tank and perform a batch demulsification treatment to recover clean oil. In such a method, the emulsion is mixed with the micellar TFSA solution, for example by stirring the emulsion in the tank and slowly dripping the micellar TFSA solution into the emulsion. In certain cases, the mixture can be achieved by heating the emulsion while the micellar TFSA solution is added dropwise, as the convection currents in the emulsion can provide a satisfactory mixture. A third modification of this type of treatment is to extract the emulsion from the bottom of the tank with the help of a circulation pump and reintroduce it to the top of the tank, while the micellar TFSA solution is supplied, for example, at the suction side of the circulation pump.
Ved den andre behandlingstype innføres den micellulære TFSA oppløsning i brønnvæskene ved brønnhodet eller ved et sted mellom brønnhodet og den slutlige oljelagringstank, ved hjelp av en justerbar utmålningsmekanisme eller en målepumpe. Normalt vil væskestrømmen gjennom de etterfølgende rørledninger og koblinger være tilstrekkelig til å tilveiebringe den øns-kelige blanding av den micellulære TFSA oppløsning og emulsjon, selv om i visse tilfeller kan ytterligere omblånding innføres i strømningssystemet. Ved denne generelle fremgangsmåte kan systemet innebefatte forskjellige mekaniske anordninger for utføring av fritt vann, separering av med-båret vann eller behandle den kjemisk behandlede emulsjon i stillestående fellingstanker. Varmeanordninger kan anvendes i forbindelse med de ovenfor beskrevne behandlingsmåter. In the second type of treatment, the micellar TFSA solution is introduced into the well fluids at the wellhead or at a location between the wellhead and the final oil storage tank, using an adjustable metering mechanism or a metering pump. Normally, the liquid flow through the subsequent pipelines and connections will be sufficient to provide the desired mixture of the micellar TFSA solution and emulsion, although in certain cases additional agitation may be introduced into the flow system. In this general method, the system can include various mechanical devices for discharging free water, separating entrained water or treating the chemically treated emulsion in stationary precipitation tanks. Heating devices can be used in connection with the treatment methods described above.
Den tredje anvendelsesmåte for den micellulære TFSA oppløs-ning ved behandling av en emulsjon er å innføre den micellulære oppløsning enten intermitent eller kontinuerlig i for-tynnet form ned i brønnen og la den følge med brønnvæskene til overflaten og deretter la den kjemikalieinneholdende emulsjon strømme gjennom et hvilket som helst egnet overflate-utstyr slik som anvendes ved andre behandlingsmåter. Denne spesielle anvendelsesmåte er nyttig når den micellulære opp-løsning anvendes i forbindelse med surgjøring av kaldkoldige oljeinneholdende strata, spesielt hvis den oppløses i syren som anvendes ved surgjøringen. The third way of using the micellar TFSA solution when treating an emulsion is to introduce the micellar solution either intermittently or continuously in diluted form into the well and let it follow the well fluids to the surface and then let the chemical-containing emulsion flow through a any suitable surface equipment as used in other treatment methods. This particular method of application is useful when the micellar solution is used in connection with the acidification of cold oil-containing strata, especially if it is dissolved in the acid used in the acidification.
I alle tilfeller vil det fremgå av den gitte beskrivelse In all cases, it will appear from the given description
at fremgangsmåten generelt omfatter kun å innføre en relåtivt liten andel av en micellulær TFSA oppløsning i en relativt stor andel av emulsjonen, blande det tilsatte kjemikalium og emulsjonen enten ved naturlig strømning eller ved hjelp av spesielle apparater, med eller uten anvendelse av varme og deretter la blandingen henstå inntil innholdet av uønsket vann i emulsjonen separeres og bunnfelles. that the method generally comprises introducing only a relatively small proportion of a micellar TFSA solution into a relatively large proportion of the emulsion, mixing the added chemical and the emulsion either by natural flow or by means of special devices, with or without the application of heat and then letting the mixture is allowed to stand until the content of unwanted water in the emulsion is separated and settled.
Ved siden av deres anvendelse til å bryte petroleumemulsjoner kan de foreliggende micellulære TFSA oppløsninger, som tidligere nevnt, anvendes for å forhindre emulsjonsdannelse ved dampflømming, ved sekundær vannflømming, ved surgjøring av oljeproduserende formasjoner og lignende. In addition to their use to break petroleum emulsions, the present micellar TFSA solutions, as previously mentioned, can be used to prevent emulsion formation by steam flotation, by secondary water flotation, by acidification of oil-producing formations and the like.
Petroleumoljer kan også etter demulgering inneholde betyde-lige mengder uorganiske salter, enten i fast form eller som små gjenværende saltlakedråper. Av denne grunn vil de fleste petroleumoljer avsaltes før raffinering. Avsaltningstrinnet utføres ved å tilsette og blande oljen med noen få volumprosent ferskvann for å bringe dette i kontakt med saltlaken og saltet. I fravær av demulgeringsmiddel vil slikt tilsatt vann også bli emulgert uten å tilveiebringe den ønskede vaskevirkning. Foreliggende micellulære oppløsninger kan tilsettes ferskvannet for å forhindre at det emulgerer og således lette faseseparasjon og fjerning av salt ved avsaltnings-prosessen. Om ønsket kan oppløsningen tilsettes oljefasen på samme måte som de for tiden anvendte aromatiske oppløs-ningsmiddelblandinger. De fleste petroleumoljer sammen med medfølgende saltlaker og gasser virker korroderende på stål og andre metallstrukturer som de kommer i kontakt med. Brønn-rør, brønnhus, strømningsrørledninger, separatorer og lager-tanker blir ofte alvorlig angrepet av brønnfluida, spesielt når sure gasser såsom J^S og CO2 er tilstede i væskene, men også i systemer som er fri for disse gasser. Petroleum oils can also contain significant amounts of inorganic salts after demulsification, either in solid form or as small residual brine droplets. For this reason, most petroleum oils will be desalted before refining. The desalination step is carried out by adding and mixing the oil with a few percent by volume of fresh water to bring this into contact with the brine and the salt. In the absence of a demulsifier, such added water will also be emulsified without providing the desired washing effect. Existing micellar solutions can be added to the fresh water to prevent it from emulsifying and thus facilitate phase separation and removal of salt during the desalination process. If desired, the solution can be added to the oil phase in the same way as the currently used aromatic solvent mixtures. Most petroleum oils together with accompanying brines and gases have a corrosive effect on steel and other metal structures with which they come into contact. Well pipes, well casings, flow pipelines, separators and storage tanks are often severely attacked by well fluids, especially when acidic gases such as J^S and CO2 are present in the fluids, but also in systems that are free of these gases.
Det er tidliger kjent, eksempelvis slik som angitt i US patent nr. 2.466.517 at slike korrosive angrep av råolje-væske kan unngås eller forhindres ved at væskene tilsettes små mengder organiske inhibitorer. Effektive inhibitor-blandinger for en slik anvendelse er vanligvis halvpolare overflateaktive forbindelser inneholdende en ikke-polar hyd-rokarbonenhet knyttet til en eller flere polare grupper inneholdende nitrogen, oksygen eller svovel eller kombinasjoner av disse elementer. Generelt vil disse inhibitorer eller salter derav være oppløselig i olje og/eller vann (saltlake) og vil ofte tilsynelatende være i stand til å danne miceller i en eller begge av disse faser. Typiske inhibitorer innebefatter aminer såsom oktylamin, dodecylamin, dioktodecylamin, butyl-naftylamin, dicykloheksylamin, benzyldimetyldodecylammonium-klorid, heksadecylaminopropylamin, decyloksypropylamin, blandede aminer fremstilt ved hydrogenering av nitrilderi-vater av talloljefettsyrer, sojasyreestere av monoetanolamin, 2-undecyl-l-aminoetylimidazolin og et bredt antall kationiske nitrogenholdige forbindelser av semipolar karakter. It is previously known, for example as indicated in US patent no. 2,466,517, that such corrosive attacks of crude oil liquid can be avoided or prevented by adding small amounts of organic inhibitors to the liquids. Effective inhibitor mixtures for such an application are usually semi-polar surfactant compounds containing a non-polar hydrocarbon unit linked to one or more polar groups containing nitrogen, oxygen or sulfur or combinations of these elements. In general, these inhibitors or salts thereof will be soluble in oil and/or water (brine) and will often apparently be able to form micelles in one or both of these phases. Typical inhibitors include amines such as octylamine, dodecylamine, dioctodecylamine, butylnaphthylamine, dicyclohexylamine, benzyldimethyldodecylammonium chloride, hexadecylaminopropylamine, decyloxypropylamine, mixed amines prepared by hydrogenation of nitrile derivatives of tall oil fatty acids, soy acid esters of monoethanolamine, 2-undecyl-1-aminoethylimidazoline and a wide number of cationic nitrogen-containing compounds of a semipolar character.
Virksomme i visse anvendelser er nonylravsyre, diocylnaftalen-sulfonsyre, trimere og dimere fettsyrer, propargylalkohol, merkaptobenzotiozol, 2, 4, 6-trimetyl-l, 3, 5-tritiaan, heksa-decyldimetylbenzimidazolbromid, 2-tiobutyl-N-tetrodecylpyri-dinklorid, tetrahydronaftyltiomorfolin, etc. Active in certain applications are nonylsuccinic acid, diocylnaphthalene sulfonic acid, trimeric and dimeric fatty acids, propargyl alcohol, mercaptobenzothiozole, 2, 4, 6-trimethyl-1, 3, 5-trithiaan, hexadecyldimethylbenzimidazole bromide, 2-thiobutyl-N-tetrodecylpyridine chloride, tetrahydronaphthylthiomorpholine, etc.
I motsetning til TFSA synes korrosjonsinhibitorer å virke Unlike TFSA, corrosion inhibitors seem to work
ved at de på metalloverflaten danner sterkt vedheftende, tykke, tettpakkede filmer som forhindrer eller nedsetter kon-takten mellom de korroderende fluida og gasser med metallet og innvirker på ione- og elektronoverføringsreaksjonene som inngår i korrosjonsprosessen. in that they form strongly adherent, thick, densely packed films on the metal surface that prevent or reduce the contact between the corrosive fluids and gases with the metal and affect the ion and electron transfer reactions that are part of the corrosion process.
Korrosjonsinhibitorer blir ofte nedført i brønnrommet i olje-brønner hvor de blandes med brønnvæskene før de føres opp gjennom brønnrøret og kan således effektivt forhindre korro-sjon av brønnutstyret. Når korrosive angrep finner sted på overflaten kan inhibitoren innføres nær eller ved brønnhodet og la det bli adsorbert i rørledningene og overflateutstyret Corrosion inhibitors are often brought down into the well space in oil wells where they are mixed with the well fluids before being fed up through the well pipe and can thus effectively prevent corrosion of the well equipment. When corrosive attack occurs at the surface, the inhibitor can be introduced near or at the wellhead and allowed to adsorb into the pipelines and surface equipment
for å sikre beskyttelse. to ensure protection.
Tilsetning av inhibitor enten nede i hullet eller på over-flatesteder kan passende kombineres med tilsetning av demul-geringsmiddelet da det sistnevnte også ofte tilsettes på et av disse steder. Addition of inhibitor either down in the hole or at surface locations can be suitably combined with the addition of the demulsifier as the latter is also often added at one of these locations.
Inhibitorer slik som de nevnt ovenfor kan generelt innarbei-des i TFSA micellulære oppløsninger og erstatte en del av eller i tillegg til TFSA bestanddelen. Ytterligere da mange av disse inhibitorer i seg selv er micelledannende amfipatiske midler kan de innebefattes i den micellulære oppløsning som sådann og erstatte andre amfipatiske midler som ellers kunne anvendes. Kombinering av den micellulære oppløsning med korrosjonsinhibitor muliggjør en mere økonomisk kjemisk behandling og nedsetter lagerholdet til en forbindelse og krever kun et kjemikalieinjeksjonssystem i steden for to og således letter arbeidet og nødvendig overvåking. Inhibitors such as those mentioned above can generally be incorporated into TFSA micellar solutions and replace part of or in addition to the TFSA component. Furthermore, since many of these inhibitors are in themselves micelle-forming amphipathic agents, they can be included in the micellar solution as such and replace other amphipathic agents that could otherwise be used. Combining the micellar solution with a corrosion inhibitor enables a more economical chemical treatment and reduces the inventory of one compound and requires only one chemical injection system instead of two and thus facilitates the work and necessary monitoring.
En ytterligere viktig effekt som oppnås ved anvendelse av A further important effect achieved by the application of
den micellulære oppløsning av TFSA og korrosjonsinhibitoren tilskrives forhindring av emulgering av inhibitoren. Det er ofte funnet at inhibitoren i en mengde nødvendig for å oppnå en effektiv beskyttelse forårsaker dannelse av meget stabile emulsjoner av vann og hydrokarbon, spesielt i systemer inneholdende lette, normalt ikke-emulgerende hydrokarboner såsom the micellar dissolution of TFSA and the corrosion inhibitor is attributed to the prevention of emulsification of the inhibitor. It is often found that the inhibitor in an amount necessary to achieve effective protection causes the formation of very stable emulsions of water and hydrocarbon, especially in systems containing light, normally non-emulsifying hydrocarbons such as
destillater såsom bensin, parafin, dieselolje og forskjellige andre fraksjoner. Inhibitorer er vanlig anvendt i raffinerings-systemer hvor emulgering er meget uønsket og hvor blandingene kunne omformuleres til å innebefatte en effektiv emulsjon-forhindrende micellulæroppløsning av TFSA. distillates such as petrol, kerosene, diesel oil and various other fractions. Inhibitors are commonly used in refining systems where emulsification is highly undesirable and where the mixtures could be reformulated to include an effective emulsion-preventing micellar solution of TFSA.
Inhibitorer kan anvendes i en mengde fra noen få til flere hundre deler pr. million, regnet på oljen som skal behandles og avhengig av korrosjonsomfanget. For et gitt oljefelt eller grupper av brønner vil forsøk normalt utføres for å bestemme kravet for den micellulære oppløsning av TFSA og for inhibitoren og det vil fremstilles en blanding inneholdende disse bestanddeler i de tilnærmet ønskede forhold. I visse tilfeller vil kravene til en micellulær oppløsning av TFSA i den beste konsentrasjon føre til anvendelse av en korrosjonsinhibitor , anvendt som micelledanner, i et overskudd av det som er nødvendig for inhibering. Dette vil ikke påvirke anvendbarheten av den micellulære oppløsning og vil medføre et inhiberings- "overskudd" som kan være nyttig under peri-oder hvor høy korrosivitet kan forventes. Eksempler på micellulære oppløsninger hvori anvendes TFSA med inhibitorer i vanndispergerbare micellulære oppløsninger vil fremgå av det følgende. Inhibitors can be used in an amount from a few to several hundred parts per million, calculated on the oil to be treated and depending on the extent of corrosion. For a given oil field or groups of wells, tests will normally be carried out to determine the requirement for the micellar dissolution of TFSA and for the inhibitor and a mixture will be prepared containing these components in approximately the desired conditions. In certain cases, the requirements for a micellar solution of TFSA in the best concentration will lead to the use of a corrosion inhibitor, used as a micelle former, in excess of what is necessary for inhibition. This will not affect the applicability of the micellar solution and will result in an inhibition "surplus" which may be useful during periods when high corrosivity can be expected. Examples of micellar solutions in which TFSA is used with inhibitors in water-dispersible micellar solutions will appear from the following.
Valg av passende korrosjonsinhibitor for et gitt system eller olje kan baseres på laboratorieforsøk under betingelser som tilsvarer de i brønnen eller rørledningene. Slike forsøk er eksemplifisert ved det som er beskrevet i Item nr. 1K155, "Proposed Standardized Laboratory Procedure for Screening Corrosion Inhibitors for Oil and Gas Wells", utgitt av the National Association of Corrosion Engineers, Houston, Texas. Selection of the appropriate corrosion inhibitor for a given system or oil can be based on laboratory testing under conditions similar to those in the well or pipelines. Such tests are exemplified by that described in Item No. 1K155, "Proposed Standardized Laboratory Procedure for Screening Corrosion Inhibitors for Oil and Gas Wells", published by the National Association of Corrosion Engineers, Houston, Texas.
EKSEMPEL 1 EXAMPLE 1
Til en autoklav forsynt med midler for mekanisk røring, opp-varming og avkjøling innføres 4,7 deler dipropylenglykol og 0,25 deler kaliumhydroksyd. Innholdet av autoklaven ble oppvarmet til 12 5° C og ved denne temperatur ble 1,2-propylen oksyd langsomt innført fra en overføringsbombe som inneholdt 200 deler 1,2-propylenoksyd. Kjøling ble anvendt under tilsetningen for å holde temperaturen under 130° C ved et trykk i området 4 - 5,3 kp/cm " 2. Ca. 2 h var nødvendig for innføringen av 1,2-propylenoksyd. Reaksjonsmassen ble holdt ved 13 0° C i 4 h for å sikre at mengden av ikke-omsatt 1,2-propylenoksyd var ved et minimum. Fem deler etylenoksyd ble deretter tilsatt fra en overføringsbombe i en slik hastighet at temperaturen ble holdt ved 150 - 160° C ved 4 - 5,25 kp/ 4.7 parts of dipropylene glycol and 0.25 parts of potassium hydroxide are introduced into an autoclave provided with means for mechanical stirring, heating and cooling. The contents of the autoclave were heated to 125° C. and at this temperature 1,2-propylene oxide was slowly introduced from a transfer bomb containing 200 parts of 1,2-propylene oxide. Cooling was used during the addition to keep the temperature below 130° C at a pressure in the range 4 - 5.3 kp/cm " 2. About 2 h was necessary for the introduction of 1,2-propylene oxide. The reaction mass was kept at 13 0 ° C for 4 h to ensure that the amount of unreacted 1,2-propylene oxide was at a minimum. Five parts of ethylene oxide were then added from a transfer bomb at such a rate that the temperature was maintained at 150 - 160 ° C at 4 - 5.25 kp/
2 2
cm . Etter at alt etylenoksydet var tilsatt ble temperaturen holdt ved 150° C i ytterligere 1 h for å fullstendiggjøre reaksjonen. Molekylvekten av det ferdige produkt var ca. 4 000. cm. After all the ethylene oxide had been added, the temperature was held at 150°C for a further 1 hour to complete the reaction. The molecular weight of the finished product was approx. 4,000.
Dette produkt er uoppløselig i vann og diisobutylen, har en oppløselighetsparameter på 7,2 og sprer seg på destillert vann-mineralolje-grenseflaten til å gi et spredningstrykk på 21 dyn/cm ved en beregnet tykkelse på 10 Ångstrom. This product is insoluble in water and diisobutylene, has a solubility parameter of 7.2 and spreads on the distilled water-mineral oil interface to give a spreading pressure of 21 dyne/cm at a calculated thickness of 10 Angstroms.
EKSEMPEL 2 EXAMPLE 2
I et apparat lik det i eksempel 1 ble 9,2 deler glycerol omsatt med 275 deler av en blanding av 225 deler propylenoksyd og 50 deler etylenoksyd under anvendelse av den samme fremgangsmåte som den anvendt i eksempel 2 i søkerens norske patentsøknad nr. 80.1663, hvilken fremgangsmåte herved også omfattes av nærværende oppfinnelse. Det endelige produkt var en klar, nesten fargeløs viskøs olje med en molekylvekt på In an apparatus similar to that in example 1, 9.2 parts of glycerol were reacted with 275 parts of a mixture of 225 parts of propylene oxide and 50 parts of ethylene oxide using the same method as that used in example 2 in the applicant's Norwegian patent application no. 80.1663, which method is hereby also covered by the present invention. The final product was a clear, almost colorless viscous oil with a molecular weight of
a. 3 000. Dette produkt var ikke 1 % oppløselig i vann eller diisobutylen. Det hadde en oppløselighetsparameter på 7,5 og sprer seg på den destillerte vann-mineralolje-grenseflate til å gi et trykk på 20 dyn/cm med en beregnet filmtykkélse på 12 Ångstrom. a. 3,000. This product was not 1% soluble in water or diisobutylene. It had a solubility parameter of 7.5 and spreads on the distilled water-mineral oil interface to give a pressure of 20 dynes/cm with a calculated film thickness of 12 Angstroms.
EKSEMPEL 3 EXAMPLE 3
Ved å anvende apparatet og fremgangsmåten ifølge eksempel I By using the apparatus and method according to Example I
ble 1 815 kg polypropylenglykol med en midlere molekylvekt på 1 200 kondensert med 318 kg etylenoksyd. 18 kg kaliumhydroksyd ble oppløst i polypropylenglykolen før oksydaddisjonen, som ble utført ved en temperatur i området 140 - 1,815 kg of polypropylene glycol with an average molecular weight of 1,200 was condensed with 318 kg of ethylene oxide. 18 kg of potassium hydroxide was dissolved in the polypropylene glycol before the oxide addition, which was carried out at a temperature in the range of 140 -
160° C ved et maksimalt trykk på ca. 5 kp/cm . 160° C at a maximum pressure of approx. 5 kp/cm.
Ved avkjøling til romtemperatur ble det funnet at det er-holdte produkt ble funnet å være ca. 1 % oppløselig i vann og isooktan, har en oppløselighetsparameter på 8,0 og sprer seg på grenseflaten mellom "white" olje og destillert vann ved 25° C til å gi en film som utøver et spredningstrykk på 16 dyn/cm med en beregnet filmtykkelse på 20 Ångstrom. On cooling to room temperature, it was found that the retained product was found to be approx. 1% soluble in water and isooctane, has a solubility parameter of 8.0 and spreads at the interface between "white" oil and distilled water at 25°C to give a film exerting a spreading pressure of 16 dyne/cm with a calculated film thickness at 20 Angstroms.
EKSEMPEL 4 EXAMPLE 4
Til et kar med et volum på 760 1 utstyrt som det i henhold til eksempel 1^ ble innført 8 0 kg i dietylentriamin og temperaturen ble langsomt hevet til 110° C og propylenoksyd ble langsomt innført i en hastighet tilstrekkelig til å heve temperaturen som følge av den eksoterme reaksjon til ca. 140° C. Avkjøl-ing ble deretter anvendt for å bibeholde denne temperatur inntil 318 kg propylenoksyd var addert. På dette tidspunkt ble innholdet i karet avkjølt til 7 0° C og pumpet over i et rustfritt kar med-et volum på 7 570 1, lignende det i henhold til eksempel 1. 4 kg kaliumhydroksydflak ble innrørt i karets innhbld. Rent nitrogen ble blåst gjennom væsken for å fjerne vann og temperaturen ble hevet til 110° C, hvoretter karet ble lukket og nitrogentilførselen avbrutt og propylenoksyd ble igjen inn-pumpet i reaksjonsmassen med en hastighet tilstrekkelig til å bringe temperaturen til 14 0 - 160° C. Denne tilsetning ble fortsatt inntil oksydaddisjonen falt til ca. 1 kg/min. Karet ble raskt åpnet og ytterligere 11 kg kaliumhydroksydflak ble innført etterfulgt av 3 0 min. nitrogengjennomspyling. To a vessel having a volume of 760 1 equipped as per Example 1^ was introduced 80 kg of diethylenetriamine and the temperature was slowly raised to 110°C and propylene oxide was slowly introduced at a rate sufficient to raise the temperature as a result of the exothermic reaction to approx. 140° C. Cooling was then used to maintain this temperature until 318 kg of propylene oxide had been added. At this point, the contents of the vessel were cooled to 70°C and pumped into a stainless vessel with a volume of 7,570 1, similar to that according to Example 1. 4 kg of potassium hydroxide flakes were stirred into the contents of the vessel. Pure nitrogen was blown through the liquid to remove water and the temperature was raised to 110°C, after which the vessel was closed and the nitrogen supply stopped and propylene oxide was again pumped into the reaction mass at a rate sufficient to bring the temperature to 140-160°C This addition was continued until the oxide addition dropped to approx. 1 kg/min. The vessel was quickly opened and an additional 11 kg of potassium hydroxide flakes were introduced followed by 30 min. nitrogen purge.
Propylenoksyd ble igjen pumpet inn i reaksjonsmassen inntil den totale propylenoksydtilsetning kom opp i 3 630 kg. På dette tidspunkt ble propylenoksydtilsetningen avbrutt og etylenoksyd ble innført med en hastighet tilstrekkelig til å holde temperaturen ved 14 0 - 150° C inntil i ålt 410 kg var tilsatt. Propylene oxide was again pumped into the reaction mass until the total propylene oxide addition reached 3,630 kg. At this point the propylene oxide addition was stopped and ethylene oxide was introduced at a rate sufficient to maintain the temperature at 140-150° C until a total of 410 kg had been added.
Kjølesystemet ble igangsatt for å senke temperaturen til ca. 4 0° C hvoretter produktet ble pumpet til lager. Dette produkt tilfredsstilte de tidligere nevnte kriteria for et egnet TFSA. The cooling system was activated to lower the temperature to approx. 4 0° C after which the product was pumped to storage. This product satisfied the previously mentioned criteria for a suitable TFSA.
EKSEMPEL 5 EXAMPLE 5
90 kg trietanolamin ble anvendt i steden for dietylentriamin i eksempel 4. Fremstillingsmåten ble fulgt bortsett fra at 4 kg kaliumhydroksydflak ble rørt inn i trietanolaminet før tilsetning av propylenoksyd. 90 kg of triethanolamine was used instead of diethylenetriamine in Example 4. The method of preparation was followed except that 4 kg of potassium hydroxide flakes were stirred into the triethanolamine before the addition of propylene oxide.
Sluttproduktet tilfredsstilte kravene for TFSA. The final product satisfied the requirements for TFSA.
EKSEMPLER PÅ MICELLULÆRE OPPLØSNINGER AV TFSA EXAMPLES OF MICELLULAR SOLUTIONS OF TFSA
EKSEMPEL A EXAMPLE A
Ved siden av å ha god demulgerende virkning ble produktet funnet å være en effektiv korrosjonsinhibitor for anvendelse nede i et borehull. Imidazolin som ble anvendt som amfipatisk middel er en sterkt adsoirberende inhibitor for stål i anaerobe systemer. In addition to having a good demulsifying effect, the product was found to be an effective corrosion inhibitor for use down a borehole. Imidazoline, which was used as an amphipathic agent, is a strongly adsorbing inhibitor for steel in anaerobic systems.
EKSEMPEL B EXAMPLE B
Dette produkt utviser også betydelig korrosjonsinhiberende virkning i luftede systemer og er også et nyttig demulgeringsmiddel. Dette produkt ble undersøkt med hensyn til å bestemme dets effektivitet ved å fremme gjenvinning av olje ved vannflømming. This product also exhibits significant corrosion inhibitory action in aerated systems and is also a useful demulsifier. This product was investigated to determine its effectiveness in promoting the recovery of oil by waterflooding.
Av prøvemetoder som er funnet nyttig ved valg av passende TFSA er en som innbefatter bestemmelse av oljefortrengnings-effektiviteten fra behandlede oljeinnholdende stenkjerner i det nedenfor beskrevne utstyr. Et rør av glass eller trans-parent polymetakrylatester med en indre diameter på ca. 3,5 cm og en lengde på ca. 45 cm og forsynt med tilførselsfor-bindelser og passende ventiler i hver ende. Røret monteres vertikalt i et stativ i et luftbad forsynt med vifte, varme-elementer og termostat som tillater valg og bibeholdelse av temperaturer i området 25 - 13 0° C. Among test methods that have been found useful in selecting the appropriate TFSA is one that involves determining the oil displacement efficiency from treated oil-bearing rock cores in the equipment described below. A tube of glass or transparent polymethacrylate with an inner diameter of approx. 3.5 cm and a length of approx. 45 cm and provided with supply connections and suitable valves at each end. The tube is mounted vertically in a stand in an air bath equipped with a fan, heating elements and a thermostat that allows the selection and maintenance of temperatures in the range 25 - 13 0° C.
For å velge den mest effektive TFSA for anvendelse i en gitt oljeformasjon fremskaffes prøver av olje, den oljeproduserende stenformasjon og vannet som skal anvendes ved flømme-operasjonen. Stenformasjonen ekstraheres med toluen for å fjerne olje, tørkes og males deretter i en kulemølle til et punkt hvor en større prosentandel passerer en 4 0 mesh-sikt. Fraksjonen mellom 60 mesh og 100 mesh bibeholdes. De ovenfor beskrevne rør fjernes fra luftbadet, åpnes og etter inn-føring av glassullfilter i den nedre ende pakkes røret med den malte stenformasjon. Det bankes forsiktig på røret fra tid til annen under fyllingen for å sikre en tett pakking og inspiseres visuelt for å sikre fravær av hulrom. In order to select the most effective TFSA for use in a given oil formation, samples of oil, the oil-producing rock formation and the water to be used in the flooding operation are obtained. The rock formation is extracted with toluene to remove oil, dried and then ground in a ball mill to a point where a greater percentage passes a 40 mesh sieve. The fraction between 60 mesh and 100 mesh is retained. The above-described tubes are removed from the air bath, opened and, after introducing a glass wool filter at the lower end, the tube is packed with the painted stone formation. The pipe is gently tapped from time to time during filling to ensure a tight packing and visually inspected to ensure the absence of voids.
Røret føres deretter tilbake i luftbadet, forbindes med til-førselsrøret og temperaturen justeres til temperaturen i oljeformasjonen og olje fra slik formasjon tilføres langsomt gjennom bunntilførselsrørledningen fra et kalibrert reservoar i en mengde akkurat tilstrekkelig til å fylle den pakkede stenplugg i røret. Dette volum bestemmes fra det kali-brerte reservoar og betegnes som "Porevolum" og er det volum olje som er akkurat tilstrekkelig til å fylle porene eller hulrommene i den pakkede stenplugg. The pipe is then returned to the air bath, connected to the supply pipe and the temperature is adjusted to the temperature of the oil formation and oil from such formation is slowly supplied through the bottom supply pipeline from a calibrated reservoir in an amount just sufficient to fill the packed rock plug in the pipe. This volume is determined from the calibrated reservoir and is referred to as "Pore volume" and is the volume of oil that is just sufficient to fill the pores or cavities in the packed rock plug.
Den øvre rørledningen til reservoaret knyttes deretter til et kalibrert reservoar inneholdende oljen som representerer det fra formasjonen som skal flømmes. Ved passende manipulering av ventiler kan rørledningen fylles med olje som deretter langsomt pumpes inn i kjernen fra reservoaret hvoretter den nedre ventil åpnes for å tillate fortrengning av formasjons-vannet . The upper pipeline to the reservoir is then connected to a calibrated reservoir containing the oil representing that from the formation to be flowed. By appropriate manipulation of valves, the pipeline can be filled with oil which is then slowly pumped into the core from the reservoir after which the lower valve is opened to allow displacement of the formation water.
Et gjennombrudd av olje ved bunnen noteres og pumpingen stop-pes og volumet av olje som er innført i sand bestemmes fra avlesning fra reservoarene. Dette omtales som tilstedeværende oljevolum. Røret med sanden inneholdende olje blir deretter hensatt i luftbadet ved en temperatur som tilsvarer formasjonens i en tidsperiode på 3 døgn for å tillate likevekt mellom den malte formasjonssten og oljen med hensyn til adsorpsjon av oljebestanddelene på stenen og senkning av grenseflatespenningen. Tidspunktet for oppnåelse av likevekt kan variere innen vide grenser. Ved høyere temperaturer er tiden nødvendig for oppnåelse av likevekt trolig mindre. Vanligvis for sammenlignende forsøk anvendes 3 døgn for å elde olje-stenpluggen. Resultater av denne fremgangsmåte simulerer tilnærmet arbeide med aktuelle kjerner av olje-bærende sten. A breakthrough of oil at the bottom is noted and pumping is stopped and the volume of oil introduced into sand is determined from readings from the reservoirs. This is referred to as the volume of oil present. The pipe with the sand containing oil is then placed in the air bath at a temperature corresponding to that of the formation for a period of 3 days to allow equilibrium between the ground formation rock and the oil with regard to adsorption of the oil constituents on the rock and lowering of the interfacial tension. The time for reaching equilibrium can vary within wide limits. At higher temperatures, the time required to achieve equilibrium is probably less. Usually, for comparative tests, 3 days are used to age the oil-stone plug. Results of this procedure approximately simulate working with current cores of oil-bearing rock.
Olje og vannprøvene som anvendes for prøveformål tas fortrin-nsvis under en inert gass såsom høyren nitrogen og holdes fri for kontakt med luft under all manipulering i den hensikt å forhindre oksydasjon av oljen og dermed innføring av fremmede polare, overflateaktive bestanddeler i oljen. På dette tidspunkt simulerer sten-oljesystemer den opprinnelige oljeformasjon før den primære oljeproduksjon er påbegynt og brønnen før en eventuell sekundær vannflømmeoperasjon. Oil and the water samples used for testing purposes are preferably taken under an inert gas such as pure nitrogen and are kept free from contact with air during all manipulation with the aim of preventing oxidation of the oil and thus the introduction of foreign polar, surface-active components into the oil. At this point, rock-oil systems simulate the original oil formation before primary oil production has begun and the well before any secondary waterflow operation.
Det øvrige innløpsrør forbindes nå med vannprøven som skal anvendes ved flømmingen av oljeformasjonen og ved hjelp av en injeksjonssprøyte eller annen positiv fortrengningspumpe med lite slagvolum <p>umpes vannet inn i sandlegemet fra toppen for å fortrenge væske ut ved bunnen av røret som er forbundet med en kalibrert mottager. Pumpehastigheten justeres slik at man simulerer flømmingsvannets hastighet ved en aktuell operasjon, hvilken vanligvis ligger i området 1-50 cm/døgn. Pumping bibeholdes ved denne hastighet inntil to porevolumer med vann er pumpet igjennom sanden. The other inlet pipe is now connected to the water sample to be used when flooding the oil formation and with the help of an injection syringe or other positive displacement pump with a small displacement <p>the water is pumped into the sand body from the top to displace liquid out at the bottom of the pipe which is connected to a calibrated receiver. The pump speed is adjusted so as to simulate the speed of the flood water during a current operation, which is usually in the range of 1-50 cm/day. Pumping is maintained at this rate until two pore volumes of water have been pumped through the sand.
Volumene av væskene oppsamlet i mottageren måles og den relative mengde olje og vann fortrengt fra stenprøven bestemmes og nedtegnes. Av spesiell interesse er volumet av olje fortrengt i forholdet til det opprinnelige porevolum. Denne informasjon kan betraktes som en indikasjon på den prosent-vise andel olje som opprinnelig var tilstede og som er produsert ved naturlig utdrivning med vann etter boring av en brønn i stenformasjon etterfulgt av den primære produksjons-fase utført til den tilnærmede økonomiske grense. The volumes of the liquids collected in the receiver are measured and the relative amount of oil and water displaced from the rock sample is determined and recorded. Of particular interest is the volume of oil displaced in relation to the original pore volume. This information can be regarded as an indication of the percentage of oil that was originally present and that has been produced by natural expulsion with water after drilling a well in a rock formation followed by the primary production phase carried out to the approximate economic limit.
Etter dette trinn pumpes langsomt ytterligere en til tre" porevolumer vann inneholdende TFSA micelleoppløsningen som skal undersøkes gjennom pluggen og de ytterligere volumer fortrengt olje og vann bestemmes. Typisk når en slik initial "slug" av micellulær TFSA oppløsning innføres så kan det inneholdes i et væskevolum i området 1-100 % av porevolumet, men vanligst vil dette volum utgjøres av 10-50 % av porevolumet . After this step, an additional one to three" pore volumes of water containing the TFSA micellar solution to be examined are slowly pumped through the plug and the additional volumes of oil and water displaced are determined. Typically when such an initial "slug" of micellar TFSA solution is introduced it can be contained in a liquid volume in the range 1-100% of the pore volume, but most commonly this volume will be 10-50% of the pore volume.
Etter dette avsluttende fortrengningstrinn bestemmes igjen produsert olje og vann. Ved å sammenligne oljemengden produsert som følge av den ytterligere injeksjon av vann inneholdende, eller etter en forutgående injeksjon av en oppløs-ning av micellulær TFSA oppløsning med en mengde som produsert når det samme vannvolum uten tilstedeværende TFSA opp-løsning injeseres så kan man beregne effektiviteten av den spesielle micellulære TFSA oppløsning anvendt for å forbedre gjenvinningen av ytterligere olje i forhold til det som oppnås ved ordinær vannflømming. After this final displacement step, produced oil and water are again determined. By comparing the amount of oil produced as a result of the further injection of water containing, or after a prior injection of a solution of micellar TFSA solution with an amount produced when the same volume of water is injected without TFSA solution present, then one can calculate the efficiency of the special micellar TFSA solution used to improve the recovery of additional oil compared to that achieved by ordinary waterflooding.
Generelt vil 6 eller flere sandkolonner av den beskrevne type monteres i det oppvarmede luftbad. Undersøkelse av en gitt micellulær TFSA oppløsning utføres "in triplo" under anvendelse av identiske betingelser og konsentrasjoner sam-tidig med tre blindprøver uten tilsetning av den micellulære TFSA oppløsning til vannet. In general, 6 or more sand columns of the described type will be installed in the heated air bath. Examination of a given micellar TFSA solution is carried out "in triplo" using identical conditions and concentrations simultaneously with three blank samples without addition of the micellar TFSA solution to the water.
Blandingen ifølge eksempel B ble undersøkt ved denne fremgangsmåte under de følgende betingelser. The mixture according to Example B was examined by this method under the following conditions.
Oljen ble fortrengt ved å pumpe to porevolum vann inn i sanden. Etter måling av volumene av olje og vann produsert via bunnrørledningen ble ytteligere 0,2 porevolum vann inneholdende 3 500 ppm av blandingen ifølge eksempel B injesert etterfulgt av 2,8 porevolum vann inneholdende 200 ppm av blandingen ifølge eksempel B. Måling av oljevolumene og dannet vann ble avlest etter hvert 0,2 porevolum injesert vann. The oil was displaced by pumping two pore volumes of water into the sand. After measuring the volumes of oil and water produced via the bottom pipeline, a further 0.2 pore volumes of water containing 3,500 ppm of the mixture according to Example B were injected followed by 2.8 pore volumes of water containing 200 ppm of the mixture according to Example B. Measurement of the volumes of oil and formed water was read after every 0.2 pore volume of injected water.
Resultatet av denne prøve for henholdsvis injesering av 2,3 og 5 porevolumer vann er gitt i den etterfølgende tabell hvori er gjengitt middeltall for 3 bestemmelser. The result of this test for the injection of 2,3 and 5 pore volumes of water, respectively, is given in the following table, in which average figures for 3 determinations are reproduced.
Gjenvunnet olje i % av Recovered oil in % of
tilstedeværende olje oil present
Anvendelse av blandingen ifølge eksempel B i de oven- Use of the mixture according to example B in the above
for gitte mengder førte til en produksjon på 130 % mere olje fra injeksjon av et ytterligere borevolum vann enn det som ble gitt ved vanninjeksjon alene og ga 180 % mere olje etter injeksjon av ytterligere 3 porevolumer behandlet vann. for given quantities led to a production of 130% more oil from injection of an additional drilling volume of water than that provided by water injection alone and produced 180% more oil after injection of an additional 3 pore volumes of treated water.
EKSEMPEL C EXAMPLE C
Dette var en klar, homogen, viskøs oppløsning som ble funnet å være et effektivt demulgeringsmiddel for emulsjon dannet i Swan Hills, Alberta feltet og var spesielt nyttig ved at den forårsaket at en klar vannfase separerte fra oljefasen i behandlingsanlegget. This was a clear, homogeneous, viscous solution which was found to be an effective demulsifier for emulsion formed in the Swan Hills, Alberta field and was particularly useful in causing a clear water phase to separate from the oil phase in the processing plant.
EKSEMPEL D EXAMPLE D
I tillegg til å utvise sterk demulgerende virkning på emulsjoner av øst Texas råolje var produktet også et effektivt bakterisid som følge av det kvartærnære ammoniumsalt og kresylsyrene som er tilstrekkelig oppløselige i vannfasen som separerer fra emulsjonen og vil således forhindre bakte-rievekst i vannet og således sikre at det er lett injeser-bart for fjerning eller for forsterket gjenvinning. In addition to exhibiting a strong demulsifying effect on emulsions of East Texas crude oil, the product was also an effective bactericide as a result of the quaternary ammonium salt and the cresylic acids that are sufficiently soluble in the water phase that separates from the emulsion and will thus prevent bacterial growth in the water and thus ensure that it is easily injectable for removal or for enhanced recovery.
I denne blanding fungerer dodecyldimetylbenzoylammonium-kloridet både som celledannende amfipatisk middel og som biosid. Dette produkts evne til å bryte ned en petroleum-oppløsning ble vist ved følgende forsøk. In this mixture, the dodecyldimethylbenzoylammonium chloride functions both as a cell-forming amphipathic agent and as a biocide. The ability of this product to break down a petroleum solution was demonstrated in the following experiment.
100 ml av en emulsjon fra Taching feltet, folkerepublikken Kina, ble innført i hver av to 150 mis måleflasker forsynt med skrukorker. Emulsjonen inneholdt 42 % vann bestemt ved azeotropisk destillasjon med xylen. Flaskene ble plassert i et vannbad og holdt ved en temperatur på 55° C. Etter 30 min. i badet ble en flaske (nr. 1) åpnet og 0,8 ml av en 1 %-ig isopropanoloppløsning av blandingen ifølge eksempel D innført i flasken ved hjelp av en kalibrert 1 mm pipette. 0,8 mm ren isopropanol ble innført i den andre flaske (nr. 2) ved hjelp av en tilsvarende pipette. Begge flaskene ble omhyggelig lukket, rystet i en mekanisk rystemaskin i 5 min. med 134 svingninger pr. min. (utslag 10 cm) og deretter returnert til vannbadet. 100 ml of an emulsion from the Taching field, People's Republic of China, was introduced into each of two 150 mis measuring bottles fitted with screw caps. The emulsion contained 42% water as determined by azeotropic distillation with xylene. The bottles were placed in a water bath and kept at a temperature of 55° C. After 30 min. in the bath, a bottle (no. 1) was opened and 0.8 ml of a 1% isopropanol solution of the mixture according to example D was introduced into the bottle by means of a calibrated 1 mm pipette. 0.8 mm of pure isopropanol was introduced into the second bottle (no. 2) using a corresponding pipette. Both bottles were carefully closed, shaken in a mechanical shaker for 5 min. with 134 oscillations per my. (extension 10 cm) and then returned to the water bath.
Etter 1 h rolig henstand ved 54° C ble flaskene undersøkt. After 1 h of quiet rest at 54° C, the bottles were examined.
I flaske nr. 1 var en klar faseseparasjon synlig med en skarp grenseflate ved ca. 40 ml graderingen. Flaske nr. 2 utviste ikke noe fritt vann eller annen faseseparasjon. Flaskene fikk henstå i ytterligere 1 h hvoretter de ble åpnet og 6 ml prøver ble pipettert ut fra hver flaske ved 60 ml ni-vået og blandet med 6 ml porsjoner av xylen i 12 ml API kaliberte sentrifugerør. Rørene ble rystet noen sekunder for å sikre blanding av olje og xylen og deretter sentrifu-gert i 5 min. ved 1 800 omdr./min. Prøven fra flaske nr. 1 inneholdt 0,2 % fritt vann og 0,1 % sedimentert emulsjon. Prøven fra flaske nr. 2 inneholdt 52 % sedimentert emulsjons-lag og intet fritt vann. In bottle no. 1, a clear phase separation was visible with a sharp interface at approx. The 40 ml graduation. Bottle No. 2 did not exhibit any free water or other phase separation. The bottles were allowed to stand for a further 1 h after which they were opened and 6 ml samples were pipetted out from each bottle at the 60 ml level and mixed with 6 ml portions of xylene in 12 ml API calibrated centrifuge tubes. The tubes were shaken for a few seconds to ensure mixing of oil and xylene and then centrifuged for 5 min. at 1,800 rpm. The sample from bottle no. 1 contained 0.2% free water and 0.1% sedimented emulsion. The sample from bottle no. 2 contained 52% sedimented emulsion layer and no free water.
EKSEMPEL E EXAMPLE E
Dette produkt ble funnet å være et effektivt demulgeringsmiddel for emulsjoner produsert i Salem, Illinois feltet og ble ytterligere funnet å gi en klar separert vannfase, fri for olje og andre suspenderte bestanddeler, hvilket kunne gjeninjeseres for å bibeholde trykket med minimal forunren-sning av filteret og produksjonsformasjonene. This product was found to be an effective demulsifier for emulsions produced in the Salem, Illinois field and was further found to provide a clear separated water phase, free of oil and other suspended solids, which could be re-injected to maintain pressure with minimal contamination of the filter. and the production formations.
Dette produkt var høyviskøst og kan anvendes som sådant eller blandes med en tilsvarende mengde vann som drivvæske for sekundær eller tertiær oljeutvinning hvor bevegelighetskon-troll, samt forbedret vannfuktning og oljefjerning er av betydning. This product was highly viscous and can be used as such or mixed with a corresponding amount of water as a propellant for secondary or tertiary oil recovery where mobility control, as well as improved water wetting and oil removal are important.
Claims (2)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US06/082,363 US4342657A (en) | 1979-10-05 | 1979-10-05 | Method for breaking petroleum emulsions and the like using thin film spreading agents comprising a polyether polyol |
US06/082,349 US4326983A (en) | 1979-10-05 | 1979-10-05 | Micellar solutions of thin film spreading agents comprising a polyether polyol |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO802926L NO802926L (en) | 1981-04-06 |
NO161808B true NO161808B (en) | 1989-06-19 |
NO161808C NO161808C (en) | 1989-09-27 |
Family
ID=26767354
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO802926A NO161808C (en) | 1979-10-05 | 1980-10-02 | Means for use in the breakdown of oil emulsions |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
NO (1) | NO161808C (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10214683B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-02-26 | Bp Corporation North America Inc | Systems and methods for producing hydrocarbons from hydrocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding |
-
1980
- 1980-10-02 NO NO802926A patent/NO161808C/en unknown
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10214683B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-02-26 | Bp Corporation North America Inc | Systems and methods for producing hydrocarbons from hydrocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO802926L (en) | 1981-04-06 |
NO161808C (en) | 1989-09-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4342657A (en) | Method for breaking petroleum emulsions and the like using thin film spreading agents comprising a polyether polyol | |
US4306981A (en) | Method for breaking petroleum emulsions and the like comprising resinous polyalkylene oxide adducts | |
US10041007B2 (en) | Demulsifier composition and method of using same | |
US8920656B2 (en) | Low interfacial tension surfactants for petroleum applications | |
CA2791492C (en) | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour | |
AU2016225821B2 (en) | Demulsifier composition and method of using same | |
US9441168B2 (en) | Low interfacial tension surfactants for petroleum applications | |
US4326968A (en) | Method for breaking petroleum emulsions and the like using micellar solutions of thin film spreading agents comprising polyepoxide condensates of resinous polyalkylene oxide adducts and polyether polyols | |
RU2577267C2 (en) | Raw oil and water extraction and separation from emulsions | |
US10647907B2 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
US4316808A (en) | Method for breaking petroleum emulsions and the like using micellar solutions of thin film spreading agents comprising an acylated polyether polyol | |
US8969612B2 (en) | Low interfacial tension surfactants for petroleum applications | |
US4309306A (en) | Micellar solutions of thin film spreading agents comprising resinous polyalkylene oxide adducts | |
CA2986633A1 (en) | Method for environmentally acceptable treatment of emulsions in chemically enhanced oil recovery operations | |
GB2061315A (en) | Micellar Compositions and Their Use in Breaking Petroleum Emulsions | |
CA1152851A (en) | Micellar solutions of thin film spreading agents comprising a polyether polyol | |
US4326984A (en) | Micellar solutions of thin film spreading agents comprising polyepoxide condensates or resinous polyalkylene oxide adducts and polyether polyols | |
NO161808B (en) | Means for use in the breakdown of oil emulsions | |
US4326985A (en) | Micellar solutions of thin film spreading agents comprising an acylated polyether polyol | |
NO162567B (en) | MICELLULAR THIN FILM SPREADING MIX. | |
NO161979B (en) | MICELLULAR THIN FILM MIXTURES MIXTURES AND USE OF IT TO DEGREE PETROLEUM OR BITUMEN EMULSIONS. | |
NO162566B (en) | PROCEDURE FOR DEMOLUTION OF EMULSIONS | |
CA1153272A (en) | Method for breaking petroleum emulsions and the like using micellar solutions of thin film spreading agents comprising polyepoxide condensates of resinous polyalkylene oxide adducts and polyether polyols | |
CA1152853A (en) | Micellar solutions of thin film spreading agents comprising polyepoxide condensates of resinous polyalkylene oxide adducts and polyether polyols | |
CA1153274A (en) | Method for breaking petroleum emulsions and the like using thin film spreading agents comprising a polyether polyol |