NO332918B1 - Kjemisk sammensetning omfattende emulgert blanding, fremgangsmate for a fremstille en mikroemulsifisert godt rensende sammenheng. - Google Patents
Kjemisk sammensetning omfattende emulgert blanding, fremgangsmate for a fremstille en mikroemulsifisert godt rensende sammenheng.Info
- Publication number
- NO332918B1 NO332918B1 NO20022749A NO20022749A NO332918B1 NO 332918 B1 NO332918 B1 NO 332918B1 NO 20022749 A NO20022749 A NO 20022749A NO 20022749 A NO20022749 A NO 20022749A NO 332918 B1 NO332918 B1 NO 332918B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acid
- weight
- composition
- accordance
- mixture
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 124
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims description 27
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims abstract description 79
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 38
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 31
- -1 aliphatic alcohols Chemical class 0.000 claims description 27
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 27
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 15
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 claims description 14
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 9
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims description 9
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 claims description 9
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 claims description 9
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 9
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 claims description 8
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims description 8
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 7
- PUPZLCDOIYMWBV-UHFFFAOYSA-N (+/-)-1,3-Butanediol Chemical compound CC(O)CCO PUPZLCDOIYMWBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- SVTBMSDMJJWYQN-UHFFFAOYSA-N 2-methylpentane-2,4-diol Chemical compound CC(O)CC(C)(C)O SVTBMSDMJJWYQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 claims description 6
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- DUFKCOQISQKSAV-UHFFFAOYSA-N Polypropylene glycol (m w 1,200-3,000) Chemical compound CC(O)COC(C)CO DUFKCOQISQKSAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N cumene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC=C1 RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N hexan-1-ol Chemical compound CCCCCCO ZSIAUFGUXNUGDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N limonene Chemical compound CC(=C)C1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 6
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims description 6
- RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 1-methylsulfonylpiperidin-4-one Chemical compound CS(=O)(=O)N1CCC(=O)CC1 RTBFRGCFXZNCOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N anhydrous glutaric acid Natural products OC(=O)CCCC(O)=O JFCQEDHGNNZCLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000004220 glutamic acid Substances 0.000 claims description 5
- 235000013922 glutamic acid Nutrition 0.000 claims description 5
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims description 5
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 2-butylphenol Chemical compound CCCCC1=CC=CC=C1O GJYCVCVHRSWLNY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N Glutamic acid Natural products OC(=O)C(N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N L-glutamic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O WHUUTDBJXJRKMK-VKHMYHEASA-N 0.000 claims description 4
- IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N Nonylphenol Natural products CCCCCCCCCC1=CC=C(O)C=C1 IGFHQQFPSIBGKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 4
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- BJEPYKJPYRNKOW-REOHCLBHSA-N (S)-malic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-REOHCLBHSA-N 0.000 claims description 3
- LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-hydroxypropoxy)propoxy]propan-1-ol Chemical compound CC(O)COC(C)COC(C)CO LCZVSXRMYJUNFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QJRVOJKLQNSNDB-UHFFFAOYSA-N 4-dodecan-3-ylbenzenesulfonic acid Chemical compound CCCCCCCCCC(CC)C1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 QJRVOJKLQNSNDB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N adipic acid Chemical class OC(=O)CCCCC(O)=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 3
- BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N alpha-hydroxysuccinic acid Natural products OC(=O)C(O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940072049 amyl acetate Drugs 0.000 claims description 3
- PGMYKACGEOXYJE-UHFFFAOYSA-N anhydrous amyl acetate Natural products CCCCCOC(C)=O PGMYKACGEOXYJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000004648 butanoic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 claims description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims description 3
- MNWFXJYAOYHMED-UHFFFAOYSA-M heptanoate Chemical compound CCCCCCC([O-])=O MNWFXJYAOYHMED-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- MNWFXJYAOYHMED-UHFFFAOYSA-N heptanoic acid Chemical compound CCCCCCC(O)=O MNWFXJYAOYHMED-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940051250 hexylene glycol Drugs 0.000 claims description 3
- 235000001510 limonene Nutrition 0.000 claims description 3
- 229940087305 limonene Drugs 0.000 claims description 3
- 239000001630 malic acid Substances 0.000 claims description 3
- 235000011090 malic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-M octanoate Chemical class CCCCCCCC([O-])=O WWZKQHOCKIZLMA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000004817 pentamethylene group Chemical class [H]C([H])([*:2])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:1] 0.000 claims description 3
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 claims description 3
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 claims description 3
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 claims description 3
- 239000000344 soap Substances 0.000 claims description 3
- RBNWAMSGVWEHFP-UHFFFAOYSA-N trans-p-Menthane-1,8-diol Chemical compound CC(C)(O)C1CCC(C)(O)CC1 RBNWAMSGVWEHFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 2,3-di(nonyl)phenol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC(O)=C1CCCCCCCCC JKTAIYGNOFSMCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SIWNEELMSUHJGO-UHFFFAOYSA-N 2-(4-bromophenyl)-4,5,6,7-tetrahydro-[1,3]oxazolo[4,5-c]pyridine Chemical compound C1=CC(Br)=CC=C1C(O1)=NC2=C1CCNC2 SIWNEELMSUHJGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- JYLNVJYYQQXNEK-UHFFFAOYSA-N 3-amino-2-(4-chlorophenyl)-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(CN)C1=CC=C(Cl)C=C1 JYLNVJYYQQXNEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 2
- SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N dipropylene glycol Chemical compound OCCCOCCCO SZXQTJUDPRGNJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- KQNPFQTWMSNSAP-UHFFFAOYSA-N isobutyric acid Chemical class CC(C)C(O)=O KQNPFQTWMSNSAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HFPZCAJZSCWRBC-UHFFFAOYSA-N p-cymene Chemical compound CC(C)C1=CC=C(C)C=C1 HFPZCAJZSCWRBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 2
- XOOUIPVCVHRTMJ-UHFFFAOYSA-L zinc stearate Chemical class [Zn+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O XOOUIPVCVHRTMJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 235000011007 phosphoric acid Nutrition 0.000 claims 9
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 claims 8
- 235000015165 citric acid Nutrition 0.000 claims 7
- 150000003016 phosphoric acids Chemical class 0.000 claims 6
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- XUPYJHCZDLZNFP-UHFFFAOYSA-N butyl butanoate Chemical compound CCCCOC(=O)CCC XUPYJHCZDLZNFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 claims 3
- RWNUSVWFHDHRCJ-UHFFFAOYSA-N 1-butoxypropan-2-ol Chemical compound CCCCOCC(C)O RWNUSVWFHDHRCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- JCTXKRPTIMZBJT-UHFFFAOYSA-N 2,2,4-trimethylpentane-1,3-diol Chemical compound CC(C)C(O)C(C)(C)CO JCTXKRPTIMZBJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FOKDITTZHHDEHD-PFONDFGASA-N 2-ethylhexyl (z)-octadec-9-enoate Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(=O)OCC(CC)CCCC FOKDITTZHHDEHD-PFONDFGASA-N 0.000 claims 1
- LBLYYCQCTBFVLH-UHFFFAOYSA-M 2-methylbenzenesulfonate Chemical compound CC1=CC=CC=C1S([O-])(=O)=O LBLYYCQCTBFVLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- NTKBNCABAMQDIG-UHFFFAOYSA-N trimethylene glycol-monobutyl ether Natural products CCCCOCCCO NTKBNCABAMQDIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 47
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 239000010802 sludge Substances 0.000 abstract description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 50
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 48
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 37
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 description 21
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 7
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 7
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 6
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 6
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 4
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 4
- DAFHKNAQFPVRKR-UHFFFAOYSA-N (3-hydroxy-2,2,4-trimethylpentyl) 2-methylpropanoate Chemical compound CC(C)C(O)C(C)(C)COC(=O)C(C)C DAFHKNAQFPVRKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 239000002304 perfume Substances 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000484 butyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000000368 destabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- IEORSVTYLWZQJQ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-nonylphenoxy)ethanol Chemical compound CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1OCCO IEORSVTYLWZQJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NPQPNSNHYJTUSA-UHFFFAOYSA-N 3-ethyloctan-3-ol Chemical compound CCCCCC(O)(CC)CC NPQPNSNHYJTUSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-M Butyrate Chemical compound CCCC([O-])=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N Butyric acid Natural products CCCC(O)=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000207199 Citrus Species 0.000 description 1
- 235000019499 Citrus oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000779819 Syncarpia glomulifera Species 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 235000020971 citrus fruits Nutrition 0.000 description 1
- 239000010500 citrus oil Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000306 component Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000004064 cosurfactant Substances 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 description 1
- POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N dodecanoic acid Chemical class CCCCCCCCCCCC(O)=O POULHZVOKOAJMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 1
- 239000004210 ether based solvent Substances 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 150000002307 glutamic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011499 joint compound Substances 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 1
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical group O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- NIXKBAZVOQAHGC-UHFFFAOYSA-N phenylmethanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC1=CC=CC=C1 NIXKBAZVOQAHGC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000001739 pinus spp. Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 1
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229940036248 turpentine Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/929—Cleaning organic contaminant
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
- Y10S507/929—Cleaning organic contaminant
- Y10S507/931—Organic contaminant is paraffinic
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/933—Acidizing or formation destroying
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Cleaning Or Drying Semiconductors (AREA)
Abstract
Det omtales syrebaserte mikroemulsjoner omfattende vann, en syreblanding, en anionisk surfaktant, en ikke-ionisk surfaktant, et ko-løsningsmiddel og et oksidasjonsmiddel. Mikroemulsjonene er særlig velegnet til å rengjøre oljeslam og rester av borevæskeslam fra brønnkutting, brønnformasjoner og ned-i-hullsutstyr og overflatebasert oljebore- og produksjonsutstyr.
Description
Oppfinnelsens område
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en kjemisk sammensetning omfattende en emulgert blanding slik det er angitt i innledningen i krav 1, samt en fremgangsmåte for å fremstille en mikroemulsifisert godt rensende sammensetning slik det er angitt i innledningen i krav 25.
Oppfinnelsens bakgrunn
Det vurderes at denne oppfinnelse vil kunne anvendes i kompletteringsfasen av olje- og gassbrønner, noe som krever anvendelse av stort sett kompletterings-og/eller pakningsfluider som er uten faste stoffer. Dersom det er faste stoffer tilstede i fluidet kan disse medføre alvorlig skade på produksjonsformasjonen ved at formasjonens porerom eller perforeringer og kanaler som er frembrakt for å muliggjøre at fluid kan strømme mellom formasjonen og brønnboringen, plugges igjen, tilstoppes. Faststoffer i et pakningsfluid vil til slutt felle ut på pakningen, noe som gjør det vanskelig å tilkoble eller frakoble rør fra pakningen, noe som fører til en kostbar brønnoverhaling. For å opprettholde et fluid uten faststoffer må overflateutrustningen, brønnboringen, foringen og lignende rengjøres før den tørrstoffrie paknings- eller kompletteringsfluidet introduseres i brønnboring.
Miljøvernreguleringer, som styrer deponeringen av borefluider i olje- og gass-brønner, er blitt mer og mer restriktive. Slike reguleringer har begrenset anvendelsen av konvensjonelle oljebaserte borevæsker ("OBM") som er basert på petroleumsprodukter så som diesel eller mineraloljer og har ført til at det er blitt utviklet syntetiske borevæsker ("SBM"). Syntetiske borevæsker er sikrere for arbeidernes helse og for miljøet. SBM-væskene er lettere bionedbrytbare og lettere dispergerbare i sjøvann eller saltvann, enn tradisjonelle oljebaserte borevæsker. Imidlertid er de vanskeligere å fjerne fra boreutrustningens metalloverflater. Betegnelsene "olje" og "petroleum" som anvendes i hele denne beskrivelse og i patentkravene, skal innbefattes av deres syntetiske ekvivalenter som anvendes lunder brønnboringsoperasjoner, SBM-væsker, etc.
Det er utviklet enkelte løsningsmiddelblandinger i et forsøk på å fjerne SBM-væsker under fluidfortrengning og under brønnrengjøringsprosesser, som omtalt i US-patentskrift 5.678.631 (Salisbury et al 1997 og andre). Imidlertid er restforurensningene vanskelige å fjerne som følge av at eventuelle medfølgende tørrstoffer eller metalloverflater er belagt med en film av et klebrig syntetisk basert fluid. I enkelte brønner bygger tørrstoffer seg opp på forings-røret. Parafintørrstoffer bidrar i enkelte tilfeller til den oppbygning av faste stoffer og kan være vanskelig å fjerne.
Tidligere rengjøringsoperasjoner, som typisk er utført under fortrengnings-prosesser, gjorde anvendelse av ulike overflateaktive stoffer og/eller løsnings-midler for fjerning av borevæsker og for rengjøring av bore- og brønnbore-utstyret. US-patentskrifter (4.453.598 (Singer et al., 12. juni 1984); 4,474,240 (Oliver, et al., 2. oktober 1984); 4.528.102 (Oliver et al., 9. juli 1985); 4.588.445 (Oliver et al., 13. mai 1986); og 4.592.425 (Oliver et al., 3. juni 1986) omtaler prosesser for rengjøring av borevæsker fra boresystemer under anvendelse av overflateaktive midler/surfaktanter og en alkohol. Kombinasjonene av alkoholer og overflateaktive stoffer som er omtalt, har en lang rekke ulemper ved de kun er overflateaktive og ikke destabiliserer den oljebaserte borevæskeemulsjon i OBM-væsken. Derfor blir rengjøringen ineffektiv siden den krever at oljen fra OBM- eller SBM-væsken blir fysisk absorbert eller emulgert i rengjørings-løsningen. Disse kombinasjonene er også mindre effektive til å fjerne syntetiske borevæsker fra boreutstyr og brønnboringer. Strengt løsningmiddelbaserte eller strengt vannbaserte formuleringer lider av denne mangel.
Det vurderes videre at de syrebaserte mikroemulsjoner som beskrives heri kan anvendes for rengjøring av OBM- og SBM-borekutt. Under boreprosessen dannes det store mengder borekutt (spon) som bringes til overflaten når OBM-eller SBM-væsken returneres til overflaten. Disse borekutt er belagt med oljeaktig OBM- eller SBM-emulsjoner og må deponeres på en miljømessig forsvarlig måte. De nåværende miljørestriksjoner begrenser operatørene til et lite antall deponeringsmuligheter innbefattende, men ikke begrenset til landbruk, termisk desorpsjon, en omfattende bionedbrytning, solidifisering og borekuttinjeksjon. Det er miljømessig akseptabelt å vaske borekutt, men er ikke gjennomførbart siden de nåværende vaskekjemikalier ikke kan fjerne hovedmengden av olje fra OBM-kutting.
Under utforskningen av de syrebaserte mikroemulsjoner som beskrevet i foreliggende søknad, har det vist seg at slike syrebaserte mikroemulsjoner anvendt i en vannvaskeoperasjon destabiliserer OBM- og SBM-væsker og deres emulsjoner som belegger kuttingoverflaten og vannfukter tørrstoffene, noe som muliggjør en lettvint separasjon av olje, vann og borekutt. Deretter kan oljen resirkuleres tilbake til operasjonene, vannet kan resirkuleres for ny anvendelse, og de rensede faststoffer vil være klar for deponering på en ikke-restriktiv miljømessig forsvarlig måte.
Det vurderes videre at oppfinnelsen kan anvendes til rengjøring av overflaten på oljefeltutrustning innbefattende, men ikke begrenset til, lagertanker, sand-fjerningsutrustning, produsert sand og urenheter og raffinerislam. Etter at boreprosessen er fullført fører produksjonen av råoljehydrokarboner til produksjon av sand, skitt, leire og faststoffer i ulike blandinger. Disse faststoffer er naturlige i det underjordiske miljø og holdes generelt i suspensjon i en olje-ekstern emulsjon som produseres naturlig som en del av produksjonsprosessen. Disse faststoffer er uønsket og fjernes ved flere metoder som er velkjent innenfor industrien. Disse metoder innbefatter, men er ikke begrenset til, kjemisk emulsjonsnedbrytning, mekanisk separasjon, filtrering, sentrifugering, og anvendelse av hydrosykloner og gravitasjonsseparasjon. Under utforskningen av de syrebaserte mikroemulsjoner ifølge foreliggende oppfinnelse, har det vist seg at denne oppfinnelse har fordeler som en emulsjonsnedbryter, faststoffukter, sandrenser og som tankrengjøringsmiddel under råoljeoperasjoner på overflaten.
Mikroemulsjoner er rengjøringsblandinger som generelt omfatter en kontinuerlig fase av minst én vandig overflateaktiv komponent og en dispergert fase av én eller flere vannublandbare bestanddeler, så som olje, fettalkoholer og/eller terpentiner. Det er kjent at systemer som omfatter et overflateaktivt stoff, vann og disse vannublandbare bestanddeler kan innta forskjellige fasestrukturer. Tre fasetyper som omfatter overflateaktivt stoff og vann, er generelt velkjent: en st a vf ase, den laminære fase og den sfæriske micellefase.
I den kuleformige micellefase innstilles de overflateaktive molekylene seg i kuleform (sfærer) med en diameter tilnærmet to ganger molekylets lengde. For anioniske overflateaktive stoffer som er vanlig i bruk, har disse strukturer en diameter på mindre enn 10 nm. Systemer som oppviser denne fasestruktur er klare, har en viskositet tilsvarende som for vann og kan ikke suspendere partikler.
Stavfasen kan betraktes som en kuleformig fase, som er ansporet til å vokse langs en dimensjon. Det er kjent at denne kan frembringes ved tilsats av olje. Typisk vokser stavene til svært store dimensjoner som fører til sterkt viskøse løsninger. Selv om viskositeten til disse systemene er høy, vil suspenderte partikler til slutt faseseparere.
Den laminære fase er (antas å være)karakterisert vednærværet av omfattende bisjikt av innrettede overflateaktive molekyler separert av vannsjikt. Disse systemer har generelt lavere viskositet enn stavfasesystemene, de kan være opake og kan suspendere partikler. Når en olje eller et løsningsmiddel tilsettes til et system av overflateaktivt stoff (surfaktant) og vann, kan oljen bli igjen i en separat fase eller utgjøre en del av en blandingsfase. De såkalte mikroemulsjoner antas å være olje-i-vann-emulsjoner hvori de dispergerte oljedråper er tilstrekkelig små til at det frembringes et hovedsakelig synlig klart system. Disse systemer har en lav viskositet og vil ikke suspendere partikler, men skiller seg fra de sfæriske miceller ved at de oppviser lav grenseflatespenning i nærvær av andre oljeaktige materialer så som oljebaserte borevæsker. Det antas at den lave overflatespenning muliggjør at mikroemulsjonene spontant emulgerer tilsatte oljeaktige materialer noe som gir en særlig rengjøringsfordel sammenlignet med sfæriske miceller.
Slik det skal forstås har mikroemulsjoner en tilsvarende totalsammensetning som stavmicellesystemene som kan frembringes ved å tilsette olje til et sfærisk micellesystem, men har fullstendig forskjellig fasestruktur og distinkte fysiske egenskaper. Det antas at i mikroemulsjonene vil den dispergerte oljefase segregere indiskrete sfæriske dråper som hver stabiliseres av et overflateaktivt skall, mens i stavfasen blir oljefasen blandet med surfaktanten til dannelse av en sylindrisk blandet micellestruktur.
Patentskriftene GB-2190681 (Colgate, 1987) og EP-316726 (Colgate, 1987) omtaler systemer som omfatter både anioniske og ikke-ioniske overflateaktive stoffer sammen med en ko-surfaktant, et vannublandbart hydrokarbon så som en oljeaktig parfyme og vann. Overflateaktive stoffer kan omfatte utelukkende anionisk overflateaktive stoffer, selv om blandinger av anioniske og ikke-ioniske stoffer foretrekkes. Ifølge disse beskrivelser (se GB-2190681), side 5, liner 31 osv.) er ko-surfaktanten essensiell ved at i fravær av denne bestanddel vil surfaktantene og hydrokarbonet danne en ikke-mikroemulsjonsfasestruktur. Velegnede ko-surfaktanter er sagt å innbefatte glykol eterløsningsmidler så som butylkarbitol, som er blandbart med vann, og butylcellosolv som er sterkt vannløselig.
GB-patentskrift 2144763 (P&G, 1983) vedrører mikroemulsjonssystemer som inneholder magnesiumsalter. Eksempler demonstrerer at vandige væske-blandinger kan fremstilles med anioniske overflateaktive stoffer alene og med blandinger av anioniske og ikke-ioniske overflateaktive stoffer.
US-patentskrift 4.511.488 (Penetone, 1985) vedrører blandinger som er beskrevet som klare strømbare (flowable) bestanddeler og som omfatter 10-60 vekt% d-limonen (en sitrusolje), og 10-30 vekt% surfaktant, og 2-7 vekt% vann, i nærvær av et bindingsmiddel så som et glykoleterløsningsmiddel, særlig butylkarbitol. Det har vist seg ved eksperimenter at disse blandinger er ustabile og faseseparerer hurtig ved henstand. Det skal herved refereres til omtalen i de ovennevnte publikasjoner og patenter.
Fra det ovennevnte vil det sees at mikroemulsjoner generelt omfatter vann, en surfaktantblanding, en olje og et løsningsmiddel. Surfaktantene er typiske blandinger av anioniske og ikke-ioniske surfaktanter. Oljen er generelt en parfymeolje, så som d-limonen. Ko-løsningsmidlet blir ofte betegnet som koblingsmidlet og er generelt en glykoleter.
Det er ikke kjent tidligere arbeider som har frembrakt stabile syrebaserte mikroemulsjoner som egner seg til rengjøringsoperasjoner så som i olje-feltbehandlinger som her er beskrevet.
Oppsummering av oppfinnelsen
Den foreliggende oppfinnelse vedrører således en kjemisk sammensetning omfattende en emulgert blanding av fra 10 til 70 vekt% vann; fra 1 til 40 vekt% surfaktant, hvor surfaktanten omfatter en kombinasjon av 1 til 25 vekt% ikke-ionisk surfaktant og 1 til 25 vekt% anionisk surfaktant; fra 0,5 til 40 vekt% oppløsningsmiddel, kjennetegnet ved at sammensetningen omfatter fra 1 til 60 vekt% av en syreblanding omfattende to eller flere syrer valgt blant gruppen som består av saltsyre, fosforsyre, svovelsyre, hydrofluorsyre, ammoniumbifluorid, nitrogensyre, sitronsyre, oksalsyre, maleinsyre, eddiksyre, maursyre, malisk syre, glutarsyre eller glutaminsyre, og blandinger derav.
Ytterligere utførelser av dette aspekt er angitt i kravene 2-24. Spesielt tilveiebringes en mikroemulsjon av et syrebasert kjemisk additiv for rengjøring av brønnboringer, formasjonskutting og tilhørende utstyr. Mikroemulsjonen omfatter en emulgert blanding av vann, en syreblanding, en anionisk surfaktant, en ikke-ionisk surfaktant, et ko-løsningsmiddel, et løsningsmiddel og eventuelt et oksidasjonsmiddel.
Mikroemulsjoner fremstilles ut i fra disse ingrediensene ved at ingrediensene blandes i et konvensjonelt blandeapparat med medium eller høy skjærkraft slik det er vanlig innenfor kjemisk industri. Fortrinnsvis blandes vannet, syren, surfaktantene og ko-løsningsmidlene først med skjærkraft for å frembringe en mellomblanding, før løsningsmidlet og andre bestanddeler tilsettes, og løs-ningsmidlet eller oljen tilsettes generelt til slutt. Det har blitt fremstilt utmerkede mikroemulsjoner med løsningsmiddeladdisjon forut for den mikroemulgerende surfaktant. Resultatet er en hovedsakelig klar (fravær av tilsatte fargestoffer) oljeintern mikroemulsjon i motsetning til en konvensjonell opak eller translucent homogen blanding av løsningsmiddel og vann som vanligvis betegnes som en "regulær" eller vannintern emulsjon.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte for å fremstille en mikroemulsifisert godt rensende sammensetning omfattende å sammenblande med kontinuerlig miksing fra 10 til 70 vekt% vann, fra 1 til 60 vekt% syreblanding omfattende to eller flere syrer valgt blant gruppen som består av saltsyre, fosforsyre, svovelsyre, hydrofluorsyre, ammonium bifluorid, nitrogensyre, sitronsyre, oksalsyre, maleinsyre, eddiksyre, fumarsyre, maleinsyre, glutarsyre eller glutaminsyre, og blandinger derav, fra 1 til 25 vekt% ikke-ionisk surfaktant, fra 1 til 25 vekt% anionisk surfaktant og fra 1 til 25 vekt% av et ko-oppløsningsmiddel for å tilveiebringe en første intermediat blanding; og tilsette til nevnte første intermediate blanding, med kontinuerlig miksing, fra 0,5 til 40 vekt% oppløsningsmiddel og fra 0,05 til 1 vekt% oksiderende middel, basert på den finale vekt av nevnte emulsjon, og fortsette blanding inntil nevnte komponenter utgjør en mikroemulsjon.
De syrebaserte mikroemulsjonsblandinger kan benyttes for rengjøring av brønnboresystemer innbefattende borevæskesjakter (pits), overflate utstyr, nedihullsutstyr, brønnkutting og brønnboringer.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Brønnborefluider og brønnsystemer og utrustning blir forurenset med bore-væsketyngdestoffer, slam, parafin, borkronefinstoffer, rørgjengesmøremidler, faststoffer avsatt på foringsrørog andre borerester. In situ-dannete emulsjoner av petroleumsbaserte komponenter og vann så vel som emulsjoner introdusert med OBM- eller SBM-borevæsker, vil ofte belegge disse rester. Når det bores med OBM- eller SBM-væsker, blir faststoffene tilstede generelt betegnet "olje-fuktet" (oil wet). Partiklenes oljefuktingsegenskaper er foretrukket for å frembringe tyngde, smøreemne, filterkakedeponering, skiferstabilitet og fjerning av kutting. Imidlertid foretrekkes det, og det er ofte nødvendig, at brønnsystemet rengjøres for brukte borevæsker og borevæskefaststoffer, oljer og andre borerester som del av kompletteringsprosessen. Under brønnrengjørings-operasjoner foretrekkes det at disse faststoffer er vannfuktbare for å lette fjerningen og for å frembringe en grundig rengjøring. Når faststoffene og restene er fjernet kan en faststoffri komplettering- og/eller pakningssaltløsning introduseres inn i brønnhullet. I enkelte tilfeller må faststoffene og restene fjernes og overflatene holdes vannfuktet når det anvendes sementering for å separere soner eller stabilisere rørene (tubulars). Etter komplettering kan det fra tid til annen være ønskelig å rengjøre brønnsystemet på nytt.
Foreliggende oppfinnelse frembringer et kjemisk tilsatsstoff av en syre basert mikroemulsjon og en fremgangsmåte for anvendelse av denne til rengjøring av en brønnboring og dens tilhørende overflate- og nedihullsutstyr. I den foretrukne utførelse tilsettes mikroemulsjonen til brønnen etter at hovedfjerningen av OBM- eller SBM-væskene og andre løse rester ved vannspyling eller andre metoder som er kjent innen for industrien. Emulsjonene anvendes fortrinnsvis i en ufortynnet 100% aktiv tilstand, men kan om ønskelig fortynnes. Mikroemulsjonen har den fordelaktige egenskap at den destabiliserer rester av oljebore-væskeemulsjoner og vannfukter de fjernede faststoffer simultant. Dagens konkurransedyktige produkter destabiliserer ikke restoljeborevæskeemulsjoner, men prøver ganske enkelt å solvatisere eller vaske faststoffene. Det antas at mikroemulsjonen ifølge foreliggende oppfinnelse utfører to nøkkelroller. Den ene er destabilisering av de in situ-dannete og menneskefremtilte oljeeksterne emulsjoner (innbefattende syntetisk olje i SBM-væsker) ved syrenøytralisasjon av stabiliseringsmidlene som føres gjennom oljesjiktet av mikroemulsjonen. Det er en viktig nyhet at innbefattende i den foretrukne utførelse er at et sterkt oksidasjonsmiddel syntes å virke som en katalysator på destabiliseringen av emulsjonen.
En andre funksjon som utføres av mikroemulsjonen er å føre sterke surfaktanter på et molekylærnivå, til faststoffoverflaten, slik at disse vannfuktes og blir lettere å fjerne. Gjennom denne kombinasjon av destabilisering av de in situ-dannete og selvblandete emulsjonsbelegg på brønn komponenter, formasjonskutting, etc. og den etterfølgende vannfukting av tørrstoffene, muliggjør mikroemulsjonene ifølge den foreliggende oppfinnelse fjerningen av stort sett alle forurensende faststoffer, så som slam, rørsmøremidler, parafin, borevæskefaststoffer og faste borerester fra brønnboringen, boreutrustning og overflateutrustningen. Mikroemulsjonen ifølge foreliggende oppfinnelse kan også anvendes til rengjøring av borevæsketanker, blandeapparater, manifolder og lignende.
Testing av syrebaserte mikroemulsjoner ifølge foreliggende oppfinnelse har bekreftet deres anvendelse som en emulsjonsnedbryter, faststoffukter, sand-rengjører og tankrengjører under petroleumoperasjoner.
Mikroemulsjonen er fortrinnsvis en blanding av vann, en syreblanding, en anionisk surfaktant, en ikke-ionisk surfaktant, et ko-løsningsmiddel, et løs-ningsmiddel og et oksidasjonsmiddel. Vann omfatter 10-70 vekt%. Syrebland-ingen er til stede ved fra tilnærmet 1 til 60 vekt% og mere foretrukket ved 8% til 16% basert på vekt av mikroemulsjonen. Surfaktantene er til stede ved fra ca. 1 til 40 vekt% samlet, idet den anioniske surfaktant omfatter fra ca. 1 til 25 vekt% og mere foretrukket 12% til 16% basert på vekten av mikroemulsjonen, og den ikke ioniske surfaktant omfatter fra ca. 1 til 25 vekt% og mere foretrukket 2% til 6% basert på vekten av mikroemulsjonen. Ko-løsningsmidlet er til stede ved fra ca. 1 til 25 vekt.% og mer foretrukket 3% til 16% basert på vekten av mikroemulsjonen. Oksidasjonsmidlet er til stede ved fra ca. 0,05% til 1% basert på vekten av mikroemulsjonen. Løsningsmidlet er til stede ved fra ca. 0,5 til 40 vekt% og mer foretrukket 5% til 10% basert på vekten av mikroemulsjonen.
Velegnete syrer for anvendelse under fremstillingen av mikroemulsjonen omfatter saltsyre, fosforsyre, svovelsyre, flussyre, ammoniumbifluoridsyre, salpetersyre, sitronsyre, oksalsyre, maleinsyre, eddiksyre, fumarsyre, eplesyre, glutarsyre, eller glutaminsyrer, så vel som blandinger av slike syrer.
Anioniske surfaktanter som er egnet til anvendelse under fremstilling av mikroemulsjonene ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter fettsyresåper, alfaolefinsulfonat, sulfonater, aminetoksylater, aminsalter av lineære alkyl-benzensulfonsyre, aromatiske sulfonater omfattende kumen-, xylen- og toluensulfonat, jordalkalimetallsalter av olefinsulfonat og alkoholsulfater og sulfonater, så vel som blandinger av slike anioniske surfaktanter.
Ikke-ioniske surfaktanter som er egnet for anvendelse under fremstilling av mikroemulsjonene ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter etoksylerte ikke-ioniske surfaktanter valgt blant gruppen bestående av kondensasjonsprodukter av etylenoksid med alifatiske alkoholer med fra 8 til 22 karbonatomer enten i rett linje eller forgrenet kjede-konfigurasjon så vel som etoksylerte ikke-ioniske surfaktanter valgt fra gruppen bestående av kondensasjonsprodukter av etylenoksid med nonylfenol, fenol, butylfenol, di-nonylfenol, oktylfenol eller andre fenoler, såvel som blandinger av slike ikke-ioniske surfaktanter. Uten å begrense generaliteten til foregående, vil mikroemulsjoner som omfatter en anionisk og to ikke-ioniske surfaktanter gi mikroemulsjonene forbedret stabilitet.
Ko-løsningsmidler (også noen ganger betegnet som koblingsmidler) som er egnet for anvendelse under fremstilling av mikroemulsjonene ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter n-butanol, isobutanol, n-butoksylpropanol, etere, dipropylenglykol, monobutyleter, glykoler innbefattende propylenglykol, etylenglykol, butylenglykol, heksylenglykol, di-propylenglykol, di-etylenglykol, tri-propylenglykol, tri-etylenglykol, polyglykoler; etere innbefattende mono-metyleter, og blandinger av slike ko-løsningsmidler. Mikroemulsjoner som omfatter to eller flere ko-løsningmidler har vist seg å oppvise forbedret stabilitet.
Løsningsmidler som er egnet under fremstilling av mikroemulsjonene ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter limonen, d-limonen, terpener, terpinol, pinener, pentener, para-cymen, di-butyleter, butyl/butyrat, amylacetat, acetater, oleater, stearater, heptanoat, laurater, kaprylater, adipater, butyrater, iso-butyrater, estere, dietere, olefiner, alfaolefiner, xylen, toluen, isoparafiner, to-etylheksanol, heksanol og blandinger derav.
Oksidasjonsmidler som er egnet for fremstilling av mikroemulsjonene ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter kaliumpermanganat, natriumpermanganat, kalsiumpermanganat, peroksider og blanding derav.
Ytterligere ingredienser som ikke reduserer mikroemulsjonens effektivitet kan også inkluderes i blandingen. F.eks. kan det anvendes kationiske surfaktanter i tillegg til de anioniske og ikke-ioniske surfaktanter. En liste av mulige kationiske surfaktanter omfatter enkelte kvaternarier, halogenerte aminer, komplekse amider og amido-aminer og blandinger derav.
Ifølge den foretrukne fremgangsmåte for rengjøring av brønnboringer ved fjerning av slam, borevæsker, borefaststoffer, parafiner og andre brønn-boringsrestfaststoffer, vil mikroemulsjonen tilsettes til brønnen som en ufortynnet plugg eller pille enten som den eksisterer eller med et viskositet regulerende middel som tilsettes for å frembringe en mer viskøs tilstand, etter at mesteparten av OBM- eller SBM-væskene er erstattet ved hjelp av konvensjonelle midler som er vanlige innenfor industrien. Saltvannspyling er en slik vanlig anvendt metode. Rengjøringseffektene til mikroemulsjonen vi kunne sees i brønnboringen gjennom destabilisering av restoljeborevæsken som har vist seg å klebe seg til borerøret selv etter fortrengningen med klar saltløsning. Fjerning av denne borevæske gir en tilleggsfordel siden restoljeborevæsken har vist seg å medføre problemer under sementeringsprosessen så vel som under kompletteringsprosessen, noe som fører til oppbygning i produksjonssonen. Ifølge den foretrukne fremgangsmåte fortrenges boreslammet først av salt-løsning og deretter pumpes rengjøringsadditivet av mikroemulsjonen som en plugg for å erstatte saltløsningen. Et viskositetsregulerende middel så som hydroksyetylcellulose kan tilsettes for å frembringe et medium for øking av rengjøringsmidlet vekt.
Når den syrebaserte mikroemulsjon møter rester av OBM eller SBM destabiliseres disse og restene av tørrstoffer fuktes av vann og blir lettere å fjerne.
Når mikroemulsjonen når frem til en produksjonssone hvor filterkaken er avsatt vil den destabilisere eksisterende oljebaserte emulsjoner (inkludert syntetisk olje) på filterkaken og trenger inn i filterkaken under videre påvirkning av faststoffene. Denne funksjonen er todelt, først gjennomtrenging av oljesjiktet via mikroemulsjonens løsningsmekanisme og deretter vannfukting av de underliggende faststoffer via syre- og surfaktantvirkningen.
Tidslengden og volumet til den mikroemulsjon som er nødvendig for å rengjøre bestemte boresystem kan bestemmes empirisk basert på en antakelse av restene av oljeborevæske som er tilbake i brønnboringen, en estimert mengde av filterkaker etc. Andre variabler kan innbefatte typen av anvendt OBM- eller SBM-væske, tidslengden som boreprosessen tok, andre forurensninger som kan være til stede i brønnen, formasjonstypen, det anvendte kompletterings-fluid, brønnens totale dybde og brønnkonfigurasjon.
Så snart mikroemulsjonen har hatt en sjanse til å påvirke brønnboreoverflatene, filterkaken og andre forurensninger, blir mikroemulsjonen sammen med løsnet og oppløste faststoffer og oljekomponenter fortrinnsvis vaske ut fra brønnen med vann, enten alene eller blandet med en fortynnet surfaktant. En egnet surfaktant for et slikt vannvasketrinn kan innbefatte Witco 1017, som er tilgjengelig fra Witco Chemical Company, Houston, Texas. Witco 1017 omfatter en blanding av kokusnøttoljesyreestere og ikke-ioniske surfaktanter.
I tillegg til dens nedihullsapplikasjon kan mikroemulsjonene ifølge foreliggende oppfinnelse anvendes batchvis eller i kontinuerlige prosesser for rengjøring av OBM- og SBM-belagte brønnkutting. I en slik prosess kan de belagte brønn-kuttinger og mikroemulsjonen ifølge foreliggende oppfinnelse blandes sammen i en egnet beholder under agitering. Emulsjonens destabiliseringsvirkning er umiddelbar og oljen vil begynne å separere og bevege seg til overflaten som følge av den forskjellige spesifikke gravitasjon. Tørrstoffene blir fuktet med vann og føres ved hjelp av en pumpe til en høyhastighetsseparasjonsanordning så som en sentrifuge eller hydrosyklon for ytterligere separasjon. De rengjorte faststoffer blir så tilgjengelige for uskadelig deponering eller disponering.
Annet overflatebasert boreutstyr som er forurenset med oljeslam, OBM- eller SBM-rester, etc. kan rengjøres under anvendelse av syrebaserte mikroemulsjoner. Slike rengjøringsoperasjoner kan gjennomføres enten ved at utrustningen neddykkes i en tank med mikroemulsjonsproduktet eller, dersom det ikke er praktisk gjennomførbart med neddykking, ved at utrustningen vaskes under anvendelse av en slangesprøyte, trykkvask etc. enten med det ufortynnete mikroemulsjonsprodukt eller med en blanding av mikroemulsjonsproduktet og vann.
Mikroemulsjonen ifølge foreliggende oppfinnelse kan også anvendes som en emulsjonsbryter i fremstilte hydrokarboner. Den kan tilsettes som et konsentrat via en pumpe direkte i det produserte hydrokarbonfluid. Emulsjonens destabiliseringsvirkninger er umiddelbar og oljen vil begynne å separere og bevege seg til overflaten som følge av ulik spesifikk gravitasjon.
Forskjellige ikke-viktige komponenter kan anvendes i mikroemulsjons-blandingen ifølge foreliggende oppfinnelse hvor disse er tilpasset til spesielle anvendelser. Disse kan velges fra vanlige bestanddeler som anvendes så som parfyme, preserveringsmidler, fargestoffer, antiskumbestanddeler, viskositets-fremmere, tyngdemidler, polymerer og lignende under forutsetning av at mikroemulsjonsrengjøringspreparatet beholder sin mikroemulsjonsform når disse komponentene tilsettes.
Eksempler
For at forbindelsen bedre skal forstås skal det i det etterfølgende beskrives utførelser av oppfinnelsen og sammenlignende eksempler.
I det følgende eksempler er:
ME-29 en blanding av anioniske aminsalter av lineære alkylbenzen-sulfonsyresulfonat og alkoholsulfat som selges under navnet ME-29 Terpene emulsifier av Expo Chemical Company, Inc. i Houston, Texas.
HFT-1 er et "high-flash" terpen-løsningsmiddel som selges under handelsnavnet av Expo Chemical Company Inc., Houston, Texas.
DGMBE er di-etylenglykolmonobutyleter som er tilgjengelig fra et stort antall distributører over hele verden.
DPG er di-propylenglykol som er tilgjengelig fra et stort antall distributører over hele verden.
NP-10 er ikke-ionisk nonylfenol med ti mol etoksylat som er tilgjengelig fra et stort antall distributører over hele verden. CI-72 er en merkevare eddik-vann-løselig korrosjonsinhibitor som selges av Integrity Industries, Inc., Kingsville, Texas.
Megasurf S 100 er en ikke-ionisk blanding av kondensasjonsproduktene av etylenoksid med alifatisk alkohol distribuert av Shrieve Chemicals, Inc. for Shall Chemical Co., Inc. Houston, Texas.
NP-101 NP-101 er et ikke-ionisk nonylfenoletoksylat som er tilgjengelig fra et stor antall distributører over hele verden.
ME-91 er en blanding av et anionisk aminsalt av lineært alkylbenzensulfonsyresulfat og alkoholsulfat som selges under handelsnavnet ME-91 Terpene emulsifier av Expo Chemical Company, Inc. i Houston, Texas.
D-Limonen er et naturlig terpen avledet fra sitrus som er tilgjengelig fra et stort antall distributører over hele verden.
Texanol er 2,2,4-trimetyl-1,3-pentandiol-mono-isobuteryat som selges under handelsnavnet Texanol av Eastman Chemical Company, Kingsport, Tennessee.
Tabell 1 viser blandingene i vekt% av seks syrebaserte mikroemulsjonsprodukter fremstilt i samsvar med foreliggende oppfinnelse.
Slike blandinger fremstilles ved å blande bestanddelene, fortrinnsvis i et konvensjonelt blandeapparat med medium eller høy skjærkraft, og som er vanlig anvendt i kjemisk industri. Fortrinnsvis blandes vann, syrene, surfaktantene og ko-løsningsmidlene for å danne en første mellomblanding, hvortil løsningsmidlet, oksidantene og andre komponenter som anvendes, deretter tilsettes, idet miksingen fortsetter med en medium til høy skjærkraft inntil det er frembrakt et hovedsakelig klart væskeformig mikroemulsjonsprodukt.
Formuleringen (2) er særlig tilpasset for rengjøring av rør og filterkaker under drilling med et oljebasert borefluid på bakgrunn av dens egenskaper hva gjelder temperaturstabilitet, viskositet, og emulsjonsdestabilisering. Blandingen 3 og 4 er særlig egnet for anvendelse i offshoremiljøer som følge av at de har en miljø-messig bionedbrytbarhet og representerer løsningsmiddel/ surfaktant-system med lav toksitet. Blandingene 5 og 6 er særlig tilpasset for kommersielle ren-gjøringsanvendelser (f.eks. tankbunner, oljesand og boreutrustning) som følge av at de innbefatter løsningsmiddel og surfaktanter som er kjent for å kunne fjerne smøremidler og såkalt "weathered" olje.
Siden mikroemulsjonene er fremstilt ifølge foreliggende oppfinnelse er sterkt sure vil anvendelse av disse utgjøre en viss risiko for personalet og man må iverksette tiltak for å beskytte personalet fra direkte eksponering overfor mikroemulsjonen. De syrebaserte mikroemulsjoner kan også ha en tendens til å korrodere jern eller stålbaserte metaller, en faktor som bør tas i betraktning når man evaluerer de lokasjoner hvor de skal anvendes, varigheten og kontakt, etc. Om ønskelig kan syrene som anvendes under fremstillingen av mikroemulsjonene blandes med en merkebeskyttet prosess kjent ACID SHILD som er tilgjengelig via Integrity Industries, Inc., San Antonio, Texas. ACID SHIELD-prosessen produserer en ikke-flyktig sterk syreblanding som hovedsakelig reduserer dens korrosive virkning på jernbaserte metaller og gjør syre-blandingen hovedsakelig inert overfor menneskehud uten at dens effektive egenskaper nedsettes. ACID SHIELD er ikke nødvendig for mikroemulsjon ens effekt, den er utelukkende frembrakt for å øke sikkerheten.
Effektiviteten til mikroemulsjonene ifølge foreliggende oppfinnelse ved ned-brytning av preeksisterende oljer og syntetiske oljebasert emulsjoner og vannfuktingen av de underliggende tørrstoffer er blitt demonstrert i laboratoriet. Dessuten er det gjennomført en storskala raffineringsbasert test hvor et lastebillass med 100 tønner med oljebaserte bunnfaststoffer og slam fra lagertanker i raffineriet hver ble blandet med 100 til 200 tønner vann. Til denne blandingen ble det tilsatt 300 ppm (parts per million) av syrebasert mikroemulsjon ifølge formulerings 1 i tabell 1 og den resulterende blanding ble agitert i en 400 "barrel" blandetank med konisk bunn. Slamemulsjonene ble oppbrutt umiddelbart og faststoffene ble vannfuktet og begynte å synke som følge av gravitasjonsseparasjonen til bunnen av blandesonen. Faststoffene ble så ført frem til en trefase sentrifuge hvor faststoffene ble fjernet. Disse faststoffer viste seg å være 99,9% vannfuktet og velegnet for injeksjon direkte i raffinerings-forkoksingsenheten uten ytterligere behandling.
Den foranstående omtale og beskrivelse av oppfinnelsen er kun illustrativ, og det kan utføres forskjellige endringer i komponenter, prosentandeler og anvendelsesmetoder av mikroemulsjonene innenfor rammen for de etter-følgende patentkrav.
Claims (25)
1. Kjemisk sammensetning omfattende en emulgert blanding av: fra 10 til 70 vekt% vann; fra 1 til 40 vekt% surfaktant, hvor surfaktanten omfatter en kombinasjon av 1 til 25 vekt% ikke-ionisk surfaktant og 1 til 25 vekt% anionisk surfaktant; fra 0,5 til 40 vekt% oppløsningsmiddel;karakterisert vedat sammensetningen omfatter fra 1 til 60 vekt% av en syreblanding omfattende to eller flere syrer valgt blant gruppen som består av saltsyre, fosforsyre, svovelsyre, hydrofluorsyre, ammoniumbifluorid, nitrogensyre, sitronsyre, oksalsyre, maleinsyre, eddiksyre, maursyre, malisk syre, glutarsyre eller glutaminsyre, og blandinger derav.
2. Sammensetning i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den ytterligere omfatter 1 til 25 vekt% av et ko-oppløsningsmiddel.
3. Sammensetning i samsvar med krav 2,karakterisert vedat den omfatter 3 til 16 vekt% av nevnte ko-oppløsningsmiddel.
4. Sammensetning i samsvar med et av kravene 1-3,karakterisert vedat den ytterligere omfatter fra 0,05 til 1,0 vekt% av et oksidasjonsmiddel.
5. Sammensetning i samsvar med krav 4,karakterisert vedat nevnte oksidasjonsmiddel er valgt blant gruppen som består av kaliumpermanganat, natriumpermanganat, kalsiumpermanganat, peroksid og blandinger derav.
6. Sammensetning i samsvar med et av kravene 1-5,karakterisert vedat surfaktanten omfatter fra 1 til 25 vekt% ikke-ionisk surfaktant og fra 1 til 25 vekt% anionisk surfaktant.
7. Sammensetning i samsvar med et av kravene 1-6,karakterisert vedat nevnte syreblanding omfatter fra 8 til 16 vekt% av nevnte sammensetning.
8. Sammensetning i samsvar med et av kravene 1-7,karakterisert vedat nevnte anioniske surfaktant omfatter fra 12 til 16 vekt% av nevnte sammensetning; og/eller nevnte ikke-ioniske surfaktant omfatter fra 2 til 6 vekt% av nevnte sammensetning; og/eller nevnte oppløsningsmiddel omfatter fra 5 til 10 vekt% av nevnte sammensetning.
9. Sammensetning i samsvar med et av de foregående krav,karakterisertved at den ytterligere omfatter en kationisk surfaktant.
10. Sammensetning i samsvar med et av de foregående krav,karakterisertved at nevnte sammensetning omfatter en mikroemulsjon.
11. Kjemisk sammensetning i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte ikke-ioniske surfaktant er valgt blant gruppen som består av (1) kondenseringsprodukter av etylenoksid med alifatiske alkoholer som har fra 8 til 22 karbonatomer i enten rett kjede eller forgrenet kjede konfigurasjon, (2) kondenseringsprodukter av etylenoksid med en fenol og (3) blandinger derav; hvor nevnte anioniske surfaktant er valgt blant gruppen som består av fettsyre såper, alfa olefinsulfonat, sulfonater, aminetoksylater, aminsalter av lineære alkylbenzensulfosyrer, aromatiske sulfonater, omfattende kumen, xylen og toluensulfonat, jordmetallsalter av olefinsulfonat og alkoholsulfater og sulfonater og blandinger derav; hvor nevnte oppløsningsmiddel er valgt blant gruppen som består av limonen, d-limonen, terpener, terpinol, pinener, pentener, para-cymen, di-butyleter, butylbutyrat, amylacetat, acetater, oleater, sterater, heptanoat, laureater, kaprylater, adipater, butyrater, iso-butyrater, estere, dietere, olefiner, alfaolefiner, xylen, toluen, iso-parafiner, 2-etylheksanol, heksanol og blandinger derav.
12. Kjemisk sammensetning i samsvar med krav 11,karakterisert vedat den ytterligere omfatter fra 1 til 25 vekt% av et ko-oppløsningsmiddel valgt blant gruppen som består av n-butanol, iso-butanol, n-butoksypropanol, etere, di-propylenglykol, monobutyleter, glykoler så som propylenglykol, etylenglykol, butylener glykol, heksylenglykol, di-propylenglykol, di-etylenglykol, tripropylenglykol, trietylenglykol, polyglykoler; etere, så som monometyleter og blandinger derav.
13. Kjemisk sammensetning i samsvar med krav 11 eller 12,karakterisertved at den ytterligere omfatter fra 0,05 til 1 vekt% av et oksidasjonsmiddel.
14. Kjemisk sammensetning i samsvar med et av kravene 11-13,karakterisert vedat det ytterligere omfatter fra 0 til 10 vekt% av en kationisk surfaktant valgt blant gruppen som består av kvarterære, halogenerte aminer, komplekse amider og amidoaminer og blandinger derav.
15. Kjemisk sammensetning i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den omfatter: fra 1 til 5 vekt% av nevnte ikke-ioniske surfaktant valgt blant gruppen som omfatter kondenseringsprodukter av etylenoksid med alifatiske alkoholer som har fra 8 til 22 karbonatomer i enten rett kjede eller forgrenet kjede konfigurasjon; fra 1 til 5 vekt% av en ytterligere surfaktant valgt blant gruppen som omfatter kondenseringsprodukter av etylenoksid og en fenol; fra 8 til 15 vekt% av nevnte anioniske surfaktant valgt blant gruppen som består av fettsyresåper, alfaolefinsulfonat, sulfonater, aminetoksylater, aminsalter av lineær alkylbenzen, sulfonisk syre, aromatiske sulfonater av kumen, xylen og toluen, jordmetallsalter av olefinsulfonater og blandinger derav; fra 3 til 16 vekt% av et ko-oppløsningsmiddel valgt blant gruppen som består av n-butanol, iso-butanol, n-butoksylpropanol, etere, di-propylenglykol, monobutyleter, glykoler, så som propylenglykol, etylenglykol, butylenglykol, heksylenglykol, di-propylenglykol, di-etylenglykol, tri-propylenglykol, trietylenglykol, polyglykoler; andre, så som mono-metyleter og blandinger derav; fra 5 til 10 vekt% av nevnte oppløsningsmiddel valgt blant gruppen som består av limonen, d-limonen, terpener, terpinol, pinener, pentener, para-kumen, di-butyleter, butylbutyrat, amylacetat, acetater, oleater, sterater, heptanoat, laureater, kaprylater, adipater, butyrater, iso-butyrater, estere, dietere, olefiner, alfaolefiner, xylen, toluen, isoparaffiner, 2-etylheksanol, heksanol og blandinger derav; fra 8 til 16 vekt% av nevnte syreblanding.
16. Sammensetning i samsvar med krav 15,karakterisert vedat den ytterligere omfatter fra 0,05 til 1 vekt% av et oksiderende middel (som fortrinnsvis er kaliumpermanganat); og/eller fra 0,1 til 5 vekt% av en syreinhibitor.
17. Sammensetning i samsvar med krav 15 eller 16,karakterisert vedat den ytterligere omfatter en surfaktant valgt blant gruppen som består av kondenseringsprodukter av etylenoksid med nonylfenol, fenol, butylfenol, di-nonylfenol og oktylfenol; og/eller nevnte ikke-ioniske surfaktant er en etoksylert fettalkohol inne-holdende fra 11 til 14 karbonatomer.
18. Sammensetning i samsvar med krav 15 eller 16,karakterisert vedat nevnte ytterligere surfaktant er nonylfenol 10 mol etoksylat.
19. Sammensetning i samsvar med et av kravene 15 til 18,karakterisertved at nevnte anioniske surfaktant er en alfaolefinsulfonat; og/eller nevnte tredje surfaktant er en blanding av en aminetoksylat og et aminsalt av en lineær alkylbenzen sulfonisk syre; og/eller nevnte anioniske surfaktant er en blanding av en aminetoksylat og en alfa olefinsulfonat.
20. Sammensetning i samsvar med et av kravene 15-19,karakterisertved at nevnte ko-oppløsningsmiddel er valgt blant gruppen som består av butylenglykol, di-propylenglykol, blandinger av butylenglykol og butoksyletanol og blandinger av butylenglykol og propylen mono-butyleter.
21. Sammensetning i samsvar med et av kravene 15-20,karakterisertved at nevnte oppløsningsmiddel er valgt blant gruppen som består av terpen, d-limonen, dipenten, 2,2 4-trimetyl-1, 3-pentandiol mono-isobuteryat, blandinger av terpen og 2,2, 4-trimetyl-1, 3-pentandiol, mono-isobuteryat, isoparaffiner, alfaolefiner, 2-etylheksyloleat og blandinger derav.
22. Sammensetning i samsvar med et av kravene 15-21,karakterisertved at nevnte syreblanding omfatter to eller flere syrer valgt blant gruppen som består av saltstyre, fosforsyre og svovelsyre og blandinger derav.
23. Sammensetning i samsvar med et av kravene 15-22,karakterisertved at nevnte syreblanding omfatter: en blanding av sitronsyre, oksalsyre, saltsyre og fosforsyrer; og/eller en blanding av svovlesyre, sitronsyre, maleinsyre, saltsyre og fosforsyrer, og/eller en blanding av sitronsyre, maleinsyre, saltsyre og fosforsyrer; og/eller en blanding av svovelsyre, sitronsyre, oksalsyre, saltsyre og fosforsyrer; og/eller en blanding av svovelsyre, sitronsyre, oksalsyre, saltsyre, ammonium bifluorid og fosforiske syrer; og/eller en blanding av svovelsyre, sitronsyre, oksalsyre, saltsyre, hydrofluorisk og fosforsyrer.
24. Sammensetning i samsvar med et av kravene 11-23,karakterisertved at nevnte emulgerte blanding omfatter en visuelt klar emulsjon som har en kontinuerlig fase og en dispergert fase, ved nevnte vann, syre, surfaktanter og ko-oppløsningsmiddel (dersom disse anvendes) omfattende den kontinuerlige fase og nevnte oppløsningsmiddel omfatter den dispergerte fase.
25. Fremgangsmåte for å fremstille en mikroemulsifisert godt rensende sammensetning omfattende å sammenblande med kontinuerlig miksing fra 10 til 70 vekt% vann, fra 1 til 60 vekt% syreblanding omfattende to eller flere syrer valgt blant gruppen som består av saltsyre, fosforsyre, svovelsyre, hydrofluorsyre, ammonium bifluorid, nitrogensyre, sitronsyre, oksalsyre, maleinsyre, eddiksyre, fumarsyre, maleinsyre, glutarsyre eller glutaminsyre, og blandinger derav, fra 1 til 25 vekt% ikke-ionisk surfaktant, fra 1 til 25 vekt% anionisk surfaktant og fra 1 til 25 vekt% av et ko-oppløsningsmiddel for å tilveiebringe en første intermediat blanding; og tilsette til nevnte første intermediate blanding, med kontinuerlig miksing, fra 0,5 til 40 vekt% oppløsningsmiddel og fra 0,05 til 1 vekt% oksiderende middel, basert på den finale vekt av nevnte emulsjon, og fortsette blanding inntil nevnte komponenter utgjør en mikroemulsjon.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/459,213 US6593279B2 (en) | 1999-12-10 | 1999-12-10 | Acid based micro-emulsions |
PCT/US2000/032423 WO2001042387A1 (en) | 1999-12-10 | 2000-12-05 | Acid based micro-emulsions |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20022749D0 NO20022749D0 (no) | 2002-06-10 |
NO20022749L NO20022749L (no) | 2002-08-09 |
NO332918B1 true NO332918B1 (no) | 2013-02-04 |
Family
ID=23823864
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20022749A NO332918B1 (no) | 1999-12-10 | 2002-06-10 | Kjemisk sammensetning omfattende emulgert blanding, fremgangsmate for a fremstille en mikroemulsifisert godt rensende sammenheng. |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6593279B2 (no) |
EP (1) | EP1242556B1 (no) |
JP (1) | JP4824891B2 (no) |
AT (1) | ATE425233T1 (no) |
AU (1) | AU783631B2 (no) |
BR (1) | BR0016281B1 (no) |
CA (1) | CA2394858C (no) |
DE (1) | DE60041779D1 (no) |
MX (1) | MXPA02005718A (no) |
NO (1) | NO332918B1 (no) |
NZ (1) | NZ519544A (no) |
WO (1) | WO2001042387A1 (no) |
Families Citing this family (124)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6593279B2 (en) * | 1999-12-10 | 2003-07-15 | Integrity Industries, Inc. | Acid based micro-emulsions |
US6776234B2 (en) * | 2001-12-21 | 2004-08-17 | Edward L. Boudreau | Recovery composition and method |
US7380606B2 (en) | 2002-03-01 | 2008-06-03 | Cesi Chemical, A Flotek Company | Composition and process for well cleaning |
US20060107972A1 (en) * | 2002-06-18 | 2006-05-25 | Awazel Waterproofing Company | Extraction methods and apparatus |
DE10354564B3 (de) * | 2003-11-21 | 2005-07-07 | Henkel Kgaa | Emulgierte Parfümöle |
US8951951B2 (en) * | 2004-03-02 | 2015-02-10 | Troxler Electronic Laboratories, Inc. | Solvent compositions for removing petroleum residue from a substrate and methods of use thereof |
US7429620B2 (en) * | 2004-08-10 | 2008-09-30 | Inteveo, S.A. | Surfactant package for well treatment and method using same |
WO2006029019A2 (en) * | 2004-09-03 | 2006-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing an invert emulsion filter cake after the drilling process using a single phase microemulsion |
US7709421B2 (en) * | 2004-09-03 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsions to convert OBM filter cakes to WBM filter cakes having filtration control |
US8091644B2 (en) * | 2004-09-03 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsion or in-situ microemulsion for releasing stuck pipe |
US7547672B2 (en) * | 2004-10-12 | 2009-06-16 | Pantheon Chemical, Inc. | Composition for cleaning and degreasing, system for using the composition, and methods of forming and using the composition |
US8367739B2 (en) * | 2004-12-29 | 2013-02-05 | Troxler Electronic Laboratories, Inc. | Asphalt release agent |
US7296627B2 (en) * | 2005-03-29 | 2007-11-20 | Dyer Richard J | Method for simultaneous removal of asphaltene, and/or paraffin and scale from producing oil wells |
US20060223714A1 (en) * | 2005-04-05 | 2006-10-05 | M-L L.L.C. | Invert emulsion based completion and displacement fluid and method of use |
US8105989B2 (en) | 2005-04-05 | 2012-01-31 | M-I L.L.C. | Water based completion and displacement fluid and method of use |
GB0507507D0 (en) * | 2005-04-14 | 2005-05-18 | Surfactant Technologies Ltd | A surfactant system |
US20060264335A1 (en) * | 2005-05-17 | 2006-11-23 | Bj Services Company | Corrosion inhibitor intensifier and method of using the same |
US20070086971A1 (en) * | 2005-10-19 | 2007-04-19 | Patrick Diet | Acidic Cleaning Compositions |
US7553105B1 (en) * | 2005-10-21 | 2009-06-30 | Colorado School Of Mines | Method and compositions for treatment of subsurface contaminants |
US8567504B2 (en) | 2006-08-04 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage |
US9127194B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof |
US9120964B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof |
US9027647B2 (en) | 2006-08-04 | 2015-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof |
US7923425B2 (en) * | 2006-08-21 | 2011-04-12 | Henkel Ag & Co. Kgaa | Low-foaming, acidic low-temperature cleaner and process for cleaning surfaces |
MX2009003233A (es) * | 2006-10-11 | 2009-04-06 | Baker Hughes Inc | Formacion de fluido in situ para limpiar lodo basado en aceite o en aceite sintetico. |
ES2299381B1 (es) * | 2006-11-06 | 2009-04-01 | Javier Diaz Rodriguez | Producto limpiador acido de multiples aplicaciones. |
FR2912756B1 (fr) * | 2007-02-21 | 2012-08-10 | Inst Francais Du Petrole | Fluide de traitement pour puits fores en boue a l'huile, sous forme d'une emulsion de type eau dans huile a effet retarde |
US7618495B2 (en) * | 2007-03-09 | 2009-11-17 | Albert F. Chan | Method for pickling a work string using dispersed solvent-in-acid fluid design |
US8871695B2 (en) * | 2007-04-25 | 2014-10-28 | Baker Hughes Incorporated | In situ microemulsions used as spacer fluids |
US8413721B2 (en) * | 2007-05-22 | 2013-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified fluids for remediating subterranean damage |
US8091646B2 (en) * | 2007-07-03 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Single phase microemulsions and in situ microemulsions for cleaning formation damage |
US8235120B2 (en) * | 2007-07-03 | 2012-08-07 | Baker Hughes Incorporated | Mesophase fluids with extended chain surfactants for downhole treatments |
US8210263B2 (en) * | 2007-07-03 | 2012-07-03 | Baker Hughes Incorporated | Method for changing the wettability of rock formations |
US8101812B2 (en) | 2007-09-20 | 2012-01-24 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
US8272442B2 (en) | 2007-09-20 | 2012-09-25 | Green Source Energy Llc | In situ extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials |
US8404108B2 (en) | 2007-09-20 | 2013-03-26 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials and/or processing of hydrocarbon-containing materials |
CA2709454C (en) | 2007-12-28 | 2014-09-23 | Colgate-Palmolive Company | Acidic cleaning compositions comprising a polymer |
US7748452B2 (en) | 2008-02-19 | 2010-07-06 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications |
US8415279B2 (en) * | 2008-04-22 | 2013-04-09 | Baker Hughes Incorporated | Microemulsions used as spacer fluids |
US7893010B2 (en) * | 2008-05-08 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Composition and method for fluid recovery from well |
US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
WO2010029091A1 (en) * | 2008-09-12 | 2010-03-18 | Akzo Nobel N.V. | A method of cleaning oil contaminated solid particulates |
US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
US20100096139A1 (en) * | 2008-10-17 | 2010-04-22 | Frac Tech Services, Ltd. | Method for Intervention Operations in Subsurface Hydrocarbon Formations |
US9222013B1 (en) | 2008-11-13 | 2015-12-29 | Cesi Chemical, Inc. | Water-in-oil microemulsions for oilfield applications |
CA2755215C (en) * | 2009-03-13 | 2014-02-25 | Green Source Energy Llc | Extraction of hydrocarbons from hydrocarbon-containing materials and/or processing of hydrocarbon-containing materials |
DE102009014119A1 (de) * | 2009-03-24 | 2010-09-30 | Emery Oleochemicals Gmbh | Emulsionsbasierte Reinigungszusammensetzung für Ölfeldanwendungen |
US20110021386A1 (en) * | 2009-07-27 | 2011-01-27 | Ali Syed A | Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition |
US8207096B2 (en) | 2009-12-30 | 2012-06-26 | Halliburton Energy Services Inc. | Compressible packer fluids and methods of making and using same |
US8517100B2 (en) * | 2010-05-12 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for cleaning a wellbore prior to cementing |
US8148303B2 (en) | 2010-06-30 | 2012-04-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
US8592350B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant additives used to retain producibility while drilling |
US8371376B2 (en) | 2010-07-09 | 2013-02-12 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
US8403040B2 (en) | 2010-07-09 | 2013-03-26 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
US8371378B2 (en) | 2010-07-09 | 2013-02-12 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
US8403041B2 (en) | 2010-07-09 | 2013-03-26 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
US8408292B2 (en) | 2010-07-09 | 2013-04-02 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
US8371377B2 (en) | 2010-07-09 | 2013-02-12 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
US8397805B2 (en) | 2010-07-09 | 2013-03-19 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
US8397806B2 (en) | 2010-07-09 | 2013-03-19 | E.I. Du Pont De Nemours And Company | Method for pre-treatment of subterranean sites adjacent to water injection wells |
US8453741B2 (en) | 2010-09-23 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tethered polymers used to enhance the stability of microemulsion fluids |
US20120208726A1 (en) * | 2011-02-16 | 2012-08-16 | Kern Smith | Composition and method for removing filter cake |
WO2012128819A1 (en) * | 2011-03-15 | 2012-09-27 | Dyer Richard J | Oil well cleaning compositions |
US8881823B2 (en) | 2011-05-03 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods |
US9102860B2 (en) * | 2011-06-16 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of inhibiting or controlling release of well treatment agent |
US20130133886A1 (en) * | 2011-06-17 | 2013-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Time-delay Fluids for Wellbore Cleanup |
MX2014003507A (es) * | 2011-09-21 | 2015-03-11 | Blue Eagle Holdings Llc | Sistema y método de clarificación de lodo de perforación, y un líquido o solución hidrofílico para su uso en la clarificación de lodo de perforación. |
US20130247939A1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-09-26 | Turnkey Cleaning Services, Llc | Method for automated, closed loop cleaning of tanks |
AR090481A1 (es) * | 2012-03-26 | 2014-11-12 | Univ Texas | Uso de un agente alcalino suave en la recuperacion de petroleo |
US9334716B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof |
CA2874593C (en) | 2012-04-15 | 2017-05-09 | Glenn S. Penny | Surfactant formulations for foam flooding |
US9200192B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-12-01 | Cesi Chemical, Inc. | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
US11407930B2 (en) | 2012-05-08 | 2022-08-09 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons |
CA2889422A1 (en) * | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods for completing subterranean wells |
US9528044B2 (en) | 2013-01-04 | 2016-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods using stimulation-capable drill-in and completion fluids |
CN103965845B (zh) * | 2013-02-05 | 2017-04-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井固井冲洗液 |
US10053619B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-08-21 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
US9884988B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-02-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US11254856B2 (en) | 2013-03-14 | 2022-02-22 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US10000693B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-06-19 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US10421707B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-09-24 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
US10941106B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-03-09 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells |
US10287483B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-05-14 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol |
US10717919B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-07-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US11180690B2 (en) | 2013-03-14 | 2021-11-23 | Flotek Chemistry, Llc | Diluted microemulsions with low surface tensions |
US9868893B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-01-16 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US10590332B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-17 | Flotek Chemistry, Llc | Siloxane surfactant additives for oil and gas applications |
US9428683B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-08-30 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
US9464223B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-10-11 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US9321955B2 (en) | 2013-06-14 | 2016-04-26 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
US10577531B2 (en) | 2013-03-14 | 2020-03-03 | Flotek Chemistry, Llc | Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells |
US9068108B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-06-30 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
US9670399B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid |
US20160068742A1 (en) | 2013-05-29 | 2016-03-10 | Huntsman Petrochemical Llc | Use of Organic Acids or a Salt Thereof in Surfactant-Based Enhanced Oil Recovery Formulations and Techniques |
WO2015005890A1 (en) * | 2013-07-11 | 2015-01-15 | Limited Liability Company "Spk-Geo" | Composition for decolmatation and cleaning a bottomhole zone of oil- and gas- saturated formations |
US9890316B2 (en) | 2013-09-12 | 2018-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations |
AU2014400857B2 (en) * | 2013-09-12 | 2016-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations |
US9890625B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material |
US9890624B2 (en) | 2014-02-28 | 2018-02-13 | Eclipse Ior Services, Llc | Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material |
WO2015157156A1 (en) * | 2014-04-08 | 2015-10-15 | Fu Xuebing | Systems and methods for accelerating production of viscous hydrocarbons in a subterranean reservoir with emulsions comprising chemical agents |
US10294764B2 (en) * | 2014-05-14 | 2019-05-21 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
US9505970B2 (en) * | 2014-05-14 | 2016-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
CA2898770C (en) * | 2014-07-28 | 2019-05-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells |
EP3048154A1 (en) | 2015-01-21 | 2016-07-27 | Services Pétroliers Schlumberger | Compositions and methods for completing subterranean wells |
JP6569354B2 (ja) * | 2015-07-27 | 2019-09-04 | 日本製鉄株式会社 | 坑井の掘削方法 |
US10662369B2 (en) * | 2015-12-11 | 2020-05-26 | Ehtical Solutions, LLC | Solvent systems having a high flash point and methods of use thereof |
EP3491093A4 (en) * | 2016-07-28 | 2020-04-15 | Honeywell International Inc. | PROPELLANTS AND EMULSIFICATION COMPOSITIONS |
US10822537B2 (en) * | 2016-09-14 | 2020-11-03 | Baker Hughes Holdings Llc | Method for removing organic and inorganic deposits in one step |
WO2018187563A1 (en) * | 2017-04-06 | 2018-10-11 | Nissan Chemical America Corporation | Hydrocarbon formation treatment micellar solutions |
CO2017006973A1 (es) | 2017-07-11 | 2017-07-19 | Amg De Colombia Ltda | Formulación diluyente y dispersante para la recuperación de petróleo y método de recuperación de petróleo en residuos petrolíferos |
US11390798B2 (en) | 2017-07-28 | 2022-07-19 | Hallburton Energy Services, Inc. | Acidizing and interfacial tension reducing hydrolysable oils for subterranean treatments |
US10934472B2 (en) | 2017-08-18 | 2021-03-02 | Flotek Chemistry, Llc | Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods |
WO2019088851A2 (en) * | 2017-10-30 | 2019-05-09 | Craig Nazzer | Method for separating drill fluid from oily drill cuttings slurries |
US11053433B2 (en) | 2017-12-01 | 2021-07-06 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations |
US10781378B2 (en) | 2017-12-05 | 2020-09-22 | Fqe Chemicals Inc. | Compositions and methods for dissolution of heavy organic compounds |
US11034921B2 (en) | 2018-05-16 | 2021-06-15 | Adam Mason PRINCE | Method, kit, and composition for corrosion removal |
CN109592881A (zh) * | 2019-01-11 | 2019-04-09 | 沧州市华油飞达固控设备有限公司 | 一种油污泥分离处理方法 |
US20220325169A1 (en) * | 2019-08-12 | 2022-10-13 | Solugen, Inc. | Multifunctional additive for use in wellbore servicing |
US11104843B2 (en) | 2019-10-10 | 2021-08-31 | Flotek Chemistry, Llc | Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency |
US11512243B2 (en) | 2020-10-23 | 2022-11-29 | Flotek Chemistry, Llc | Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods |
MX2021003613A (es) * | 2021-03-26 | 2021-09-30 | Chemiservis S A De C V | Formulacion a base de surfactantes y su uso como agente de remocion de polimeros. |
CN114316935B (zh) * | 2022-01-11 | 2023-03-21 | 盘锦鸿鼎油气技术服务有限公司 | 一种微乳酸解堵体系及其制备方法 |
CN114621781A (zh) * | 2022-03-02 | 2022-06-14 | 青海省生态环境监测中心 | Co2响应型微乳液及其制备方法和处理含油钻屑的方法 |
CN116396736A (zh) * | 2023-04-11 | 2023-07-07 | 四川威科特石油工程技术有限公司 | 一种固井用油基泥浆高效冲洗剂及其制备方法 |
Family Cites Families (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4140640A (en) * | 1977-07-06 | 1979-02-20 | The Dow Chemical Company | Self-breaking retarded acid emulsion |
US4528102A (en) | 1981-10-13 | 1985-07-09 | Oliver Jr John E | Chemically cleaning aqueous fluid of insoluble solids |
US4592425A (en) | 1981-10-13 | 1986-06-03 | Oliver Jr John E | Process to remove settled solids from completion brines |
US4453598A (en) | 1982-09-20 | 1984-06-12 | Singer Arnold M | Drilling mud displacement process |
US4474240A (en) | 1983-01-24 | 1984-10-02 | Oliver Jr John E | Drilling fluid displacement process |
US4588445A (en) | 1982-12-17 | 1986-05-13 | Oliver John E | Eliminating drilling mud solids from surface well equipment |
EP0111959B1 (en) * | 1982-12-22 | 1989-01-25 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Hydrochloric acid compositions and their use |
GB2144763B (en) | 1983-08-11 | 1987-10-28 | Procter & Gamble | Liquid detergent compositions with magnesium salts |
US4511488A (en) | 1983-12-05 | 1985-04-16 | Penetone Corporation | D-Limonene based aqueous cleaning compositions |
US4681165A (en) * | 1984-03-01 | 1987-07-21 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous chemical wash compositions |
US4676916A (en) * | 1985-12-02 | 1987-06-30 | Basf Corporation | Acidizing concentrates for oil well acidizing systems |
US5075026A (en) | 1986-05-21 | 1991-12-24 | Colgate-Palmolive Company | Microemulsion all purpose liquid cleaning composition |
US5076954A (en) | 1986-05-21 | 1991-12-31 | Colgate-Palmolive Company | Stable microemulsion cleaning composition |
US5008026A (en) * | 1989-01-30 | 1991-04-16 | Halliburton Company | Well treatment compositions and method |
US5641742A (en) * | 1993-04-14 | 1997-06-24 | Colgate-Palmolive Co. | Microemulsion all purpose liquid cleaning compositions |
HUT66866A (en) * | 1993-04-14 | 1995-01-30 | Colgate Palmolive Co | Microemulsion cleaning composition comprising a glycol mono-alkyl ether |
US5549840A (en) * | 1993-08-04 | 1996-08-27 | Colgate-Palmolive Co. | Cleaning composition in microemulsion, liquid crystal or aqueous solution form comprising mixture of partially esterified, full esterified and non-esterified ethoxylated polyhydric alcohols |
US6020296A (en) * | 1993-08-04 | 2000-02-01 | Colgate Palmolive Company | All purpose liquid cleaning composition comprising anionic, amine oxide and EO-BO nonionic surfactant |
US5854193A (en) * | 1993-08-04 | 1998-12-29 | Colgate Palmolive Company | Microemulsion/all purpose liquid cleaning composition based on EO-PO nonionic surfactant |
US6017868A (en) * | 1993-08-04 | 2000-01-25 | Colgate Palmolive Company | Microemulsion all purpose liquid cleaning composition based on EO-PO nonionic surfactant |
US5486307A (en) * | 1993-11-22 | 1996-01-23 | Colgate-Palmolive Co. | Liquid cleaning compositions with grease release agent |
US5415813A (en) * | 1993-11-22 | 1995-05-16 | Colgate-Palmolive Company | Liquid hard surface cleaning composition with grease release agent |
US5409630A (en) * | 1994-02-03 | 1995-04-25 | Colgate Palmolive Co. | Thickened stable acidic microemulsion cleaning composition |
US5678631A (en) | 1994-07-01 | 1997-10-21 | Well-Flow Technologies, Inc. | Process for removing solids from a well drilling system |
US5797456A (en) * | 1995-08-08 | 1998-08-25 | Nalco/Exxon Energy Chemicals,L.P. | Surfactant additive for oil field acidizing |
US6022834A (en) * | 1996-05-24 | 2000-02-08 | Oil Chem Technologies, Inc. | Alkaline surfactant polymer flooding composition and process |
US6071873A (en) * | 1999-04-30 | 2000-06-06 | Colgate-Palmolive Co. | Liquid cleaning compositions containing a methyl ethoxylated ester |
US6593279B2 (en) * | 1999-12-10 | 2003-07-15 | Integrity Industries, Inc. | Acid based micro-emulsions |
-
1999
- 1999-12-10 US US09/459,213 patent/US6593279B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-12-05 AU AU19305/01A patent/AU783631B2/en not_active Ceased
- 2000-12-05 DE DE60041779T patent/DE60041779D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-12-05 WO PCT/US2000/032423 patent/WO2001042387A1/en active IP Right Grant
- 2000-12-05 JP JP2001543673A patent/JP4824891B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2000-12-05 MX MXPA02005718A patent/MXPA02005718A/es active IP Right Grant
- 2000-12-05 NZ NZ519544A patent/NZ519544A/en not_active IP Right Cessation
- 2000-12-05 AT AT00982249T patent/ATE425233T1/de not_active IP Right Cessation
- 2000-12-05 BR BRPI0016281-7A patent/BR0016281B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-12-05 EP EP00982249A patent/EP1242556B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-12-05 CA CA002394858A patent/CA2394858C/en not_active Expired - Fee Related
-
2002
- 2002-06-10 NO NO20022749A patent/NO332918B1/no not_active IP Right Cessation
-
2003
- 2003-07-02 US US10/612,426 patent/US6984610B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR0016281B1 (pt) | 2011-12-27 |
ATE425233T1 (de) | 2009-03-15 |
US6984610B2 (en) | 2006-01-10 |
BR0016281A (pt) | 2004-03-23 |
JP2003516462A (ja) | 2003-05-13 |
US20040063795A1 (en) | 2004-04-01 |
CA2394858C (en) | 2010-02-02 |
EP1242556B1 (en) | 2009-03-11 |
NZ519544A (en) | 2004-02-27 |
NO20022749D0 (no) | 2002-06-10 |
MXPA02005718A (es) | 2004-08-12 |
EP1242556A4 (en) | 2005-03-09 |
EP1242556A1 (en) | 2002-09-25 |
JP4824891B2 (ja) | 2011-11-30 |
AU783631B2 (en) | 2005-11-17 |
NO20022749L (no) | 2002-08-09 |
AU1930501A (en) | 2001-06-18 |
US20020132740A1 (en) | 2002-09-19 |
US6593279B2 (en) | 2003-07-15 |
DE60041779D1 (de) | 2009-04-23 |
CA2394858A1 (en) | 2001-06-14 |
WO2001042387A1 (en) | 2001-06-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO332918B1 (no) | Kjemisk sammensetning omfattende emulgert blanding, fremgangsmate for a fremstille en mikroemulsifisert godt rensende sammenheng. | |
US7902123B2 (en) | Microemulsion cleaning composition | |
EP1814652B1 (en) | Surfactant system method | |
US8778850B2 (en) | Biodegradable non-reactive oil-well stimulation fluid and method of use | |
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 | |
US8235120B2 (en) | Mesophase fluids with extended chain surfactants for downhole treatments | |
NO333839B1 (no) | Brønnbehandlingsmikroemulsjon omfattende en kombinasjon av løsemiddel-surfaktantblanding og et bærefluid; og fremgangsmåte for behnadling av olje- eller gassbrønn med samme | |
US20090325826A1 (en) | Method for changing the wettability of rock formations | |
US20130244913A1 (en) | Composition and method of converting a fluid from oil external to water external for cleaning a wellbore | |
EP3658644B1 (en) | Ecofriendly emulsifier synthesis from esterified waste vegetable oil for wellbore drilling fluids | |
US20110056694A1 (en) | Methods For Removing Paraffinic Hydrocarbon Or Bitumen In Oil Producing Or Disposal Wells | |
NO322161B1 (no) | Fremgangsmåte for å forbedre permeabiliteten i en petroleumsinneholdende undergrunnsformasjon | |
CA2866988A1 (en) | Oil recovery | |
GB2116579A (en) | Composition and method for cleaning hydrocarbon oil from hard surfaces | |
US20120000657A1 (en) | Treatment fluid for wells drilled in oil mud, in the form of a delayed effect water-in-oil emulsion | |
NO302840B1 (no) | Fremgangsmåte ved behandling av sandstensformasjoner | |
US7115547B2 (en) | Additive for enhanced treatment of oil well contaminants | |
CA2915183A1 (en) | A mutual solvent for downhole use | |
US20110168208A1 (en) | Method of cleaning oil contaminated solid particulates |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |