NO20130924A1 - Fremgangsmåte for rensing av borekaks - Google Patents
Fremgangsmåte for rensing av borekaks Download PDFInfo
- Publication number
- NO20130924A1 NO20130924A1 NO20130924A NO20130924A NO20130924A1 NO 20130924 A1 NO20130924 A1 NO 20130924A1 NO 20130924 A NO20130924 A NO 20130924A NO 20130924 A NO20130924 A NO 20130924A NO 20130924 A1 NO20130924 A1 NO 20130924A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cake
- surfactant
- cuttings
- stabilizer
- water
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 8
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 7
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical group CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 4
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 4
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004902 Softening Agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 18
- -1 nonionic Chemical group 0.000 description 13
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 5
- 125000003282 alkyl amino group Chemical group 0.000 description 4
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 3
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 150000001860 citric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 2
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N (2r,3r,4s)-2-[(1r)-1,2-dihydroxyethyl]oxolane-3,4-diol Chemical class OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O JNYAEWCLZODPBN-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- HOVAGTYPODGVJG-UVSYOFPXSA-N (3s,5r)-2-(hydroxymethyl)-6-methoxyoxane-3,4,5-triol Chemical class COC1OC(CO)[C@@H](O)C(O)[C@H]1O HOVAGTYPODGVJG-UVSYOFPXSA-N 0.000 description 1
- 239000004475 Arginine Substances 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- ODKSFYDXXFIFQN-UHFFFAOYSA-N arginine Natural products OC(=O)C(N)CCCNC(N)=N ODKSFYDXXFIFQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FNAQSUUGMSOBHW-UHFFFAOYSA-H calcium citrate Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O FNAQSUUGMSOBHW-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 239000001354 calcium citrate Substances 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- VTIIJXUACCWYHX-UHFFFAOYSA-L disodium;carboxylatooxy carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C(=O)OOC([O-])=O VTIIJXUACCWYHX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- TVHALOSDPLTTSR-UHFFFAOYSA-H hexasodium;[oxido-[oxido(phosphonatooxy)phosphoryl]oxyphosphoryl] phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O TVHALOSDPLTTSR-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 150000003904 phospholipids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 description 1
- NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K sodium citrate Chemical compound O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J sodium diphosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H sodium hexametaphosphate Chemical compound [Na]OP1(=O)OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])O1 GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 235000019982 sodium hexametaphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229940045872 sodium percarbonate Drugs 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 235000019818 tetrasodium diphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000001577 tetrasodium phosphonato phosphate Substances 0.000 description 1
- 235000013337 tricalcium citrate Nutrition 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
- E21B21/066—Separating solids from drilling fluids with further treatment of the solids, e.g. for disposal
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
Abstract
Én fremgangsmåte for å behandle kaks fra en undergrunnsformasjon kan inkludere å behandle kaksen med minst én surfaktant og minst ett stabiliseringsmiddel. Fremgangsmåten kan inkludere å bringe kaksen i kontakt med stabiliseringsmidlet( ene) før en bringer kaksen i kontakt med surfaktanten(e). En annen fremgangsmåte for å behandle borekaks inkluderer å returnere borekaksen til en hovedsakelig vann-fuktet tilstand ved anvendelse av minst ett stabiliseringsmiddel for å fjerne minst en andel av et hydrokarbon fra borekaksen
Description
1. Oppfinnelsenes område
Foreliggende oppfinnelse omhandler en fremgangsmåte for å rense naturlig-forekommende materialer så som borekaks.
2. Bakgrunn for redegjørelsen
Ikke-vandige borefluider (NAF), inkludert olje-baserte borefluider, syntetiske borefluider, danner en generell klasse av materialer som minimum kan omfatte oljeløselige additiver, f.eks. emulgatorer, og en blanding av partikulære faststoffer i et hydrokarbonfluid. Disse fluidene blir sirkulert gjennom og rundt borkronen for å smøre og kjøle spissen, tilveiebringe oppheng for å hjelpe til med å støtte vekten av borerøret og brønnrøret, dekke brønnboringsoverflaten med en filterkake for å forhindre kollaps og vekt for å balansere mot uønsket fluidstrøm fra formasjonen, og å føre borekaks til overflaten. Ved overflaten blir borekaksen separert fra det brukte borefluidet. For effektiv avfallshåndtering skulle kaksen bli renset for for-urensninger, så som det olje-baserte boreslammet.
Foreliggende oppfinnelse tar fatt på rensingen av borekaks, så vel som andre naturlig forekommende substanser.
OPPSUMMERING AV REDEGJØRELSEN
I aspekter tilveiebringer foreliggende redegjørelse en fremgangsmåte for å behandle kaks fra en undergrunnsformasjon. Fremgangsmåten kan inkludere å behandle kaksen med minst én surfaktant og minst ett stabiliseringsmiddel. Fremgangsmåten kan inkludere å bringe kaksen i kontakt med stabiliseringsmidlet(ene) før en bringer kaksen i kontakt med surfaktanten(e).
I aspekter tilveiebringer foreliggende redegjørelse også en fremgangsmåte for å behandle borekaks som inkluderer å returnere borekaksen til en hovedsakelig vann-fuktet tilstand ved anvendelse av minst ett stabiliseringsmiddel for å fjerne minst en del av et hydrokarbon fra borekaksen.
I varianter kan fremgangsmåten(e) inkludere å anvende surfaktanten(e) etter at stabiliseringsmidlet(ene) er hovedsakelig homogenisert med kaksen. Vann kan også bli tilsatt med surfaktanten(e). I noen anvendelser forhindrer stabiliseringsmidlet hovedsakelig vekselvirkning mellom vann og en svellbar komponent av kaksen. Stabiliseringsmidlet(ene) kan bli valgt fra én eller flere av en alkohol (f.eks.: n-butanol), et løsemiddel, et felles løsemiddel og en glykol. Surfaktanten(e) kan være valgt fra én eller flere av ikke-ioniske, anioniske, kationiske og amfotære, zwitterioniske og utstrakte surfaktanter. I noen arrangementer, kan frem gangsmåten inkludere å mekanisk fjerne minst en andel av hydrokarbonene fra kaksen etter behandling av kaksen. Fremgangsmåten kan også inkludere videre behandling av borekaksen med et vannmyknende middel.
Eksempler på de viktigere trekkene ved redegjørelsen har blitt oppsummert (om enn ganske bredt) for at den detaljerte beskrivelsen derav som følger kan bli bedre forstått og for at bidragene de representerer til faget kan bli anerkjent. Det er selvsagt, ytterligere trekk ved redegjørelsen som vil bli beskrevet senere heri og som vil danne gjenstanden ifølge kravene vedlagt her.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
For detaljert forståelse av foreliggende redegjørelse, skulle det refereres til den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukne utførelsesformen, tatt i sammenheng med den ledsagende tegningen: Fig. 1 illustrerer et flytskjema som viser én illustrerende fremgangsmåte for behandling ifølge foreliggende redegjørelse; Fig. 2 viser testresultater for en valgt surfaktantformulering anvendt til basisoljer for å redusere grenseflatespenning; og Fig. 3 viser testresultater for en valgt behandling med stabiliseringsmiddel anvendt til borekaks for å redusere retensjonen av olje på kaks.
DETALJERT BESKRIVELSE AV REDEGJØRELSEN
Foreliggende redegjørelse omhandler fremgangsmåter og anordninger for å prosessere borekaks medrevet i olje-basert boreslam. I løpet av boring omformer olje-baserte slam vann-fuktet naturlig-forekommende berg og jord til olje-fuktede kaks. Utførelsesformer ifølge foreliggende redegjørelse behandler olje-fuktet kaks med ett eller flere midler for å returnere en betydelig prosentandel av slike kaks til en vann-fuktet tilstand. I visse utførelsesformer kan en fremgangsmåte for å fjerne olje fra borekaks inkludere en første behandling av en alkohol, glykol, løsemiddel eller felles løsemiddel og en andre behandling med et behandlingsfluid som har minst én surfaktant. Fremgangsmåten kan også inkludere anvendelse av en vannmykgjører. Kombinasjonen avfor-behandling og behandlingsfluider kan fjerne en høy prosentandel av det oljeaktige materialet fra borekaksen og vann-fukte de faste stoffene.
Refererer nå til Fig. 1, det er vist et flytskjema som har en borekaks ensen-de fremgangsmåte 10 i henhold til én utførelsesform av foreliggende redegjørelse. Som anvendt heri, referer begrepet borekaks til berget og jorden utvunnet fra et borehull dannet i en undergrunnsformasjon. Fremgangsmåten kan inkludere en første behandling 12 for å stabilisere kaksen og en andre behandling 14 for å rense kaksen for oljeforurensninger. Den andre behandlingen 14 kan inkludere ett eller flere rensende midler som hovedsakelig renser kaksen for oljeforurensninger. Ved "hovedsakelig ren," blir det generelt ment at minst en andel av kaksen er i en vann-fuktet tilstand. Den stabiliserende behandlingen 12 kan inkludere ett eller flere midler formulert for å stabilisere kaksen i løpet av den andre behandlingen 14. Kaksen kan bli blandet med de(t) tilsatte midlet(ene) ved trinn 16 og 18 for å homogenisere kaksen. Det vil si, kaksen blir blandet på en måte som er tilstrekke-lig til å tillate at de(t) tilsatte midlet(ene) dispergeres og vekselvirker med en betydelig andel av kaksen. Ved trinn 20, kan den behandlede kaksen bli fraktet til en separator som mekanisk fjerner oljeforurensningene og / eller andre fluider 24 fra borekaks for å danne de vann-fuktede kaksen 22. For eksempel kan det bli brukt en sentrifugal-type separator. I andre utførelsesformer, kan det bli brukt en destil-lasjonstype separator. Videre detaljer er tilveiebrakt i diskusjonen under.
I én utførelsesform, kan stabiliseringsmidlet(ene) anvendt i løpet av den stabiliserende behandlingen 12 bli valgt for å vekselvirke med forurensningsoljen og/eller kaksen for å forbedre effektiviteten av surfaktanten. For eksempel, kan stabiliseringsmidlet(ene) bli valgt for å redusere den totale viskositeten av forurensningsoljen på kaksen. Stabiliseringsmidlet(ene) kan også bli valgt for å redusere hydrofobisiteten av forurensningen som skal bli fjernet. I andre situasjoner, kan stabiliseringsmidlet(ene) bli valgt for å inhibere eller forhindre at vann anvendt i løpet av den andre behandlingen 14 på ugunstig måte reagerer med materialene i borekaksen. For eksempel kan midlene inhibere eller forhindre at materialer så som leirepartiklene sveller og tilstopper porer i berget. Slik tilstopning kan fange olje innen porene og gjøre dem utilgjengelige for de rensende midlene anvendt i løpet av den andre behandlingen 12. Et stabiliseringsmiddel kan bli anvendt for å isolere materialer så som leirepartikler fra å vekselvirke med vann eller andre valg-te substanser. Som anvendt heri, refererer begrepet "vann" til en hvilken som helst væske hvori vann er minst en komponent (f.eks. saltløsning, saltvann, vandige løsninger, etc). Egnede stabiliseringsmidler inkluderer, men er ikke begrenset til, en alkohol, løsemiddel, felles løsemiddel, glykoler, polyglykoler og polyglyseroler.
I én utførelsesform, kan den andre behandlingen 14 anvende ett eller flere rensende midler formulert for å fjerne uønskede materialer (f.eks. hydrokarboner) fra borekaksen for å gjøre borekaksen vann-fuktet. Fjerningen trenger ikke å være en fullstendig fjerning av alle oljeforurensninger fra kaksen. Snarere kan fjerningen være av en andel av oljeforurensningene på eller i kaksen. Fjerningen trenger hel-ler ikke være av et spesifikt hydrokarbon, men generelt fjerningen av en hvilken som helst substans vurdert som en hydrokarbon- eller oljeløselig forbindelse så som NAF emulgatorer og fuktende midler. I noen ikke-begrensende utførelsesfor-mer, kan de(t) rensende midlet(ene) være et overflateaktivt middel eller surfaktant. I utførelsesformer kan den andre behandlingen også inkludere midler så som vannmykgjørere.
Egnede surfaktanter inkluderer, men er ikke begrenset til, anioniske, ikke-ioniske, kationiske, amfotære, zwitterioniske, utstrakte surfaktanter og blandinger derav. Enda andre egnede ikke-ioniske surfaktanter inkluderer, men er ikke nød-vendigvis begrenset til, alkylpolyglykosider, sorbitanestere, metylglukosidestere, aminetoksylater, diaminetoksylater, polyglyserolestere, alkyletoksylater, alkoholer som har blitt polypropoksylert og/eller polyetoksylert eller begge deler.
Egnede anioniske surfaktanter valgt fra gruppen bestående av alkalimetall alkylsulfater, alkyletersulfonater, alkylsulfonater, alkylarylsulfonater, lineære og forgrenede alkyletersulfater og sulfonater, alkoholpolypropoksylerte sulfater, alko-holpolyetoksylerte sulfater, alkoholpolypropoksylerte polyetoksylerte sulfater, al-kyldisulfonater, alkylaryldisulfonater, alkyldisulfater, alkylsulfosuccinater, alkyletersulfater, lineære og forgrenede etersulfater, alkalimetallkarboksylater, fettsyrekar-boksylater og fosfatestere; egnede kationiske surfaktanter inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, argininmetylestere, alkanolaminer og alkylen- diami-der. Egnede surfaktanter kan også inkludere surfaktanter som inneholder en ikke-ionisk avstandsholder-arm sentral forlengelse og en ionisk eller ikke-ionisk polar gruppe. Andre egnede surfaktanter er dimere eller geminisurfaktanter og spaltbare surfaktanter. Egnede zwitterioniske surfaktanter inkluderer, men er ikke nødven-digvis begrenset til, fosfolipider, alkylbetainer, alkylsultainer, alkylamidopropylbe-tain, alkylsulfobetainer, dihydroksyl alkylglycinat, alkyl amfoacetat, alkyl aminopro-pionsyrer, alkylamino monopropionsyre, alkylamino dipropionsyrer, alkylaminosy-rer eller alkylaminoksider. I visse anvendelser, kan det bli anvendt et pH-reguleringsmiddel for å forbedre effektiviteten av det rensende midlet(ene). Egnede pH-reguleringsmidler inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, na-triumbikarbonat, natriumhydroksid, etanolaminer eller bufrede systemer.
Egnede klasser av vannmykgjørere/ tilsetningsstoffer (builders) inkluderer, men er ikke begrenset til, koordineringsforbindelser, fosfater (komplekse fosfater, polyfosfater), silikater, zeolitter, karbonater og citrater. Illustrerende koordineringsforbindelser inkluderer, men er ikke begrenset til, etylendiamintetraeddiksyre (EDTA); Illustrerende fosfater inkluderer, men er ikke begrenset til, trinatriumfosfat, dinatriumfosfat, tetranatriumpyrofosfat, natriumtripolyfosfat, natriumtetrafosfat, na-triumheksametafosfat; Illustrerende silikater inkluderer, men er ikke begrenset til, natriumsilikat; Illustrerende karbonater inkluderer, men er ikke begrenset til, natri-umkarbonat, kaliumkarbonat, natriumperkarbonat; Illustrerende citrater inkluderer, men er ikke begrenset til, natriumcitrat, kalsiumcitrat, sitronsyre.
Én faktor i valget av et egnet rensende middel er effektiviteten av det midlet for å redusere grenseflatespenning (IFT). Generelt talt er IFT overflatespenningen ved overflaten (grenseflaten) som skiller to ikke-blandbare væsker. I utførelses-former, er et effektivt rensende middel et middel som reduserer IFTen under 1,0 mN/m, fortrinnsvis mindre enn 0,1 mN/m. I én test ble forskjellige konsentrasjoner av surfaktant i løsninger anvendt til en serie av basisoljer. Den testede surfaktanten var DFE-1621 en surfaktant tilgjengelig fra BAKER HUGHES INCORPORA-TED. Basisoljene inkluderte Carbosea 2 og CarboSea 1, som ble tatt ved å sentri-fugere feltkaks forurenset med olje-basert slam, Total DF1, Clairsol 370, Clairsol NS, Diesel, EDC95-11, n-Parafin og GT-3000. Som vist i Fig. 2, utviste de behandlede basisoljene en IFT i området 10"<1>til 10"4 mN/m. Linje 26 illustrerer generelt IFT verdiene for 0,5 % DFE-1621 og linje 28 illustrerer generelt IFT verdiene for 2,0% DFE-1621.
Én faktor relatert til effektiviteten av de(t) anvende rensende midlet(ene) er variasjonene i bergformasjonene og olje-baserte slamsystemene. Som diskutert tidligere, kan ett eller flere stabiliseringsmidler bli anvendt for å inhibere uønskede reaksjoner så som svellingen av leirepartikler som kan forstyrre den rensende pro-sessen. I Fig. 3 er det vist retensjonen på kaks (ROC), som er en definisjon av mengden olje i borekaks definert ved (masse av olje)/(masse av kaks), for tre kaksprøvegrupper 40, 42, 44. Gruppe 44 er illustrerende for alle tre gruppene og vil bli diskutert mer detaljert. Prøvegruppe 44 inkluderer ROCen fortre kaksprøver 46, 48 og 50. Prøve 46 viser ROCen for ubehandlet kaks. Prøve 48 viser ROCen for kaks vasket med bare en surfaktant, som er lavere enn ROCen for den ube-handlede prøven 46. Prøve 46 viser ROCen for kaks vasket med en surfaktant og
et stabiliseringsmiddel, som er lavere enn prøven 48. Som det kan sees, for hver gruppe 40, 42, 44, øker anvendelsen av et stabiliseringsmiddel signifikant effektiviteten av surfaktanten for å redusere ROC.
Selv om den foregående redegjørelsen omhandler de foretrukne utførelses-formene av redegjørelsen, vil ulike modifikasjoner være åpenbare for fagpersone-ne. Det er tenkt at alle variasjoner innen omfanget av de vedlagte kravene er om-favnet ved den foregående redegjørelsen.
Claims (20)
1. Fremgangsmåte for å behandle kaks fra en undergrunnsformasjon, som omfatter å: - behandle kaksen med minst én surfaktant og minst ett stabiliseringsmiddel.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, som videre omfatter å bringe kaksen i kontakt med det minst ene stabiliseringsmidlet før en bringer kaksen i kontakt med den minst ene surfaktanten.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, som videre omfatter å anvende den minst ene surfaktanten etter at det minst ene stabiliseringsmidlet er hovedsakelig homogenisert med kaksen.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori det minst ene stabiliseringsmidlet hovedsakelig forhindrer vekselvirkning mellom vann og en svellbar komponent av kaksen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori det minst ene stabiliseringsmidlet er valgt for å vekselvirke med fluidet ved én av å: (i) redusere en viskositet av en for-urensningsolje og (ii) redusere en hydrofobisitet av forurensningen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvori vannet blir tilsatt med den minst ene surfaktanten.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori det minst ene stabiliseringsmidlet er valgt fra en gruppe bestående av: (i) en alkohol, (ii) et løsemiddel, (iii) et felles lø-semiddel og (iv) en glykol.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori det minst ene stabiliseringsmidlet er n-butanol.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den minst ene surfaktanten er valgt fra en gruppe bestående av: (i) ikke-ioniske, (ii) anioniske, (iii) kationiske og (iv) amfotære og (v) zwitterioniske surfaktanter.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, som videre omfatter mekanisk fjerning av minst en andel av hydrokarbonene fra kaksen etter behandling av kaksen.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, som videre behandler borekaksen med et vannmyknende middel.
12. Behandlingsfremgangsmåte for å behandle borekaks utvunnet fra en undergrunnsformasjon, som omfatter å: - returnere borekaksen til en hovedsakelig vann-fuktet tilstand ved anvendelse av minst ett stabiliseringsmiddel for å fjerne minst en andel av et hydrokarbon fra borekaksen.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, som omfatter å bringe kaksen i kontakt med minst én surfaktant.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvori den minst ene surfaktanten er valgt fra en gruppe bestående av: (i) ikke-ioniske, (ii) anioniske, (iii) kationiske (iv) amfotære og (V) zwitterioniske surfaktanter.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 13, som videre omfatter å anvende den minst ene surfaktanten etter at det minst ene stabiliseringsmidlet er hovedsakelig homogenisert med kaksen.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvori det minst ene stabiliseringsmidlet in-hiberer en reaksjon mellom minst ett materiale i borekaksen og vann.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16, hvori vannet blir tilsatt med den minst ene surfaktanten.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvori det minst ene stabiliseringsmidlet er valgt fra en gruppe bestående av: (i) en alkohol, (ii) et løsemiddel, (iii) et felles lø-semiddel og (iv) en glykol.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 12, som videre omfatter mekanisk fjerning av minst en andel av hydrokarbonene fra kaksen etter behandling av kaksen.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 12, som videre behandler borekaksen med et vannmyknende middel.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161432929P | 2011-01-14 | 2011-01-14 | |
| US13/345,920 US20120181085A1 (en) | 2011-01-14 | 2012-01-09 | Method for cleaning drill cuttings |
| PCT/US2012/020757 WO2012096945A2 (en) | 2011-01-14 | 2012-01-10 | Method for cleaning drill cuttings |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20130924A1 true NO20130924A1 (no) | 2013-10-01 |
Family
ID=46489922
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20130924A NO20130924A1 (no) | 2011-01-14 | 2013-07-02 | Fremgangsmåte for rensing av borekaks |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120181085A1 (no) |
| GB (1) | GB2502452A (no) |
| NO (1) | NO20130924A1 (no) |
| WO (1) | WO2012096945A2 (no) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107030097A (zh) * | 2017-06-09 | 2017-08-11 | 西南石油大学 | 一种水基泥浆钻屑绿色处理及回用方法 |
| US11655433B2 (en) * | 2019-05-29 | 2023-05-23 | Green Drilling Technologies Llc | Method, system and product of ultrasonic cleaning of drill cuttings |
| GB202015615D0 (en) * | 2020-10-01 | 2020-11-18 | Turbulentus Tech Limited | Process for cleaning hydrocarbon-containing waste |
| CN115075755A (zh) * | 2022-08-09 | 2022-09-20 | 中海油田服务股份有限公司 | 新型高效油基钻屑处理方法 |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2306523A1 (en) * | 1999-10-22 | 2001-04-22 | Lirio Quintero | Low shear treatment for the removal of free hydrocarbons, including bitumen, from cuttings |
| US6981560B2 (en) * | 2003-07-03 | 2006-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for treating a productive zone while drilling |
| US20080110624A1 (en) * | 2005-07-15 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells |
| US7935662B2 (en) * | 2006-12-12 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for injection well clean-up operations |
| US8356667B2 (en) * | 2009-06-12 | 2013-01-22 | Baker Hughes Incorporated | Liquid crystals for drilling, completion and production fluids |
-
2012
- 2012-01-09 US US13/345,920 patent/US20120181085A1/en not_active Abandoned
- 2012-01-10 WO PCT/US2012/020757 patent/WO2012096945A2/en active Application Filing
- 2012-01-10 GB GB1311798.1A patent/GB2502452A/en not_active Withdrawn
-
2013
- 2013-07-02 NO NO20130924A patent/NO20130924A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB201311798D0 (en) | 2013-08-14 |
| WO2012096945A2 (en) | 2012-07-19 |
| GB2502452A (en) | 2013-11-27 |
| US20120181085A1 (en) | 2012-07-19 |
| WO2012096945A3 (en) | 2012-09-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7902123B2 (en) | Microemulsion cleaning composition | |
| JP4824891B2 (ja) | 酸を基剤とするマイクロエマルジョン | |
| RU2476254C2 (ru) | Способ разделения эмульсий сырой нефти | |
| EP2561035B1 (en) | Process for the removal of deposits from an oil or gas well, and/or from the surface structures, and/or from the equipment connected therewith, and/or from hydrocarbon bearing formations | |
| EP1814652B1 (en) | Surfactant system method | |
| US6972274B1 (en) | Method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation | |
| US7312184B2 (en) | Recovery composition and method | |
| WO2009155442A1 (en) | A composition comprising peroxygen and surfactant compounds and method of using the same | |
| NO20130924A1 (no) | Fremgangsmåte for rensing av borekaks | |
| US10174596B2 (en) | Surfactant composition | |
| NO322161B1 (no) | Fremgangsmåte for å forbedre permeabiliteten i en petroleumsinneholdende undergrunnsformasjon | |
| CA1203450A (en) | Composition and method for cleaning oil from hard surfaces | |
| MX2012000253A (es) | Composicion de surfactantes biodegradables para la separacion de impurezas de hidrocarburos. | |
| RU2309979C1 (ru) | Моющее средство "пан" для очистки поверхности от органических загрязнений (варианты) и способ его использования для очистки скважин, трубопроводов и емкостей от осадков нефтепродуктов и их отложений | |
| TW201715032A (zh) | 化學強化採油操作中之乳液的環保處理方法 | |
| US20110036750A1 (en) | Composition comprising peroxygen and surfactant compounds and method of using the same | |
| US20140367501A1 (en) | Systems and methods to remove hydrocarbon oils from contaminated drill cuttings | |
| RU1110152C (ru) | Состав для добычи и транспорта нефти | |
| CN117957053A (zh) | 乳化剂组合物 | |
| WO2022128173A1 (en) | Degreasing compositions, process for producing and uses thereof | |
| FR2763595A1 (fr) | Composition aqueuse contenant des composes tensio-actifs et un alcool, et procede de decontamination in situ d'un milieu poreux pollue par des hydrocarbures |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |