NO830032L - Sammensetning og fremgangsmaate for rensing av hydrokarbonolje fra harde overflater - Google Patents
Sammensetning og fremgangsmaate for rensing av hydrokarbonolje fra harde overflaterInfo
- Publication number
- NO830032L NO830032L NO830032A NO830032A NO830032L NO 830032 L NO830032 L NO 830032L NO 830032 A NO830032 A NO 830032A NO 830032 A NO830032 A NO 830032A NO 830032 L NO830032 L NO 830032L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- weight
- water
- carbon atoms
- concentrate
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 36
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 claims description 16
- -1 phosphate ester Chemical class 0.000 claims description 11
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 9
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 3
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 49
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 3
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 2
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 125000001301 ethoxy group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])O* 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 239000013527 degreasing agent Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000003165 hydrotropic effect Effects 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 239000002304 perfume Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical class C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 1
- 150000003138 primary alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012747 synergistic agent Substances 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 125000004417 unsaturated alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- GDJZZWYLFXAGFH-UHFFFAOYSA-M xylenesulfonate group Chemical group C1(C(C=CC=C1)C)(C)S(=O)(=O)[O-] GDJZZWYLFXAGFH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D1/00—Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
- C11D1/38—Cationic compounds
- C11D1/52—Carboxylic amides, alkylolamides or imides or their condensation products with alkylene oxides
- C11D1/526—Carboxylic amides (R1-CO-NR2R3), where R1, R2 or R3 are polyalkoxylated
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C11—ANIMAL OR VEGETABLE OILS, FATS, FATTY SUBSTANCES OR WAXES; FATTY ACIDS THEREFROM; DETERGENTS; CANDLES
- C11D—DETERGENT COMPOSITIONS; USE OF SINGLE SUBSTANCES AS DETERGENTS; SOAP OR SOAP-MAKING; RESIN SOAPS; RECOVERY OF GLYCEROL
- C11D1/00—Detergent compositions based essentially on surface-active compounds; Use of these compounds as a detergent
- C11D1/38—Cationic compounds
- C11D1/52—Carboxylic amides, alkylolamides or imides or their condensation products with alkylene oxides
- C11D1/523—Carboxylic alkylolamides, or dialkylolamides, or hydroxycarboxylic amides (R1-CO-NR2R3), where R1, R2 or R3 contain one hydroxy group per alkyl group
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/068—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole using chemical treatment
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører fremgangsmåter for rensing av olje/bergart-blandinger i oljeboreoperasjoner og spesielt rensing av boreolje fra borekutt på offshore-boreplattformer, fjerning av olje fra flaten i nyborede hull før forsterkning med foringsrør, og rensing av oljeslåm fra boreplattfomrer.
Ved boring etter olje og gass er det av en rekke grunner nød-vendig å benytte en borefluid eller boreslam. Typene av borefluid eller -slam som vanligvis benyttes er:
a) vannbasert,
b) ' oljebasert,
c ). vann-i-olje-emulsjonbasert (invert).
Oljebaserte boremedia (b) kan også inneholde vann i form
av vann-i-olje-emulsjon. Det er vanlig innen teknikken å referere til et'boremedium inneholdende opptil ca. 15% vandig fase, beregnet på volum, som oljebasert. De boremedia som betegnes som invefte fluider eller slam, (c) inneholder generelt mellom 15% og 55% vann. Foreliggende oppfinnelse angår spesielt typer (b og c) hvorav begge omfattes av beteg-nelsen "olje" slik den benyttes heri, sammen med råoljer og raffinerte mineraloljer.
En av funksjonene til borefluid er å . føre borekutt fra bor-kronen til overflaten, hvoretter kuttene fjernes ved hjelp av fysikalske teknikker, f.eks. ved bruk av sold, sikter, sykloner o sentrifuger. Etter fjerning av borekuttmaterialer blir borefluidet brukt på nytt og borekuttmater.ialene kasseres.. Dersom boringen foretas offshore så vil borekuttmaterialet uttømt i sjøen, hvor i tilfellet for vandige bore-fluider borekuttmaterialet dispergeres og sedimenteres uten 'å bevirke betydelige problemer. I tilfelle for oljebore-fluider er imidlertid borekuttmaterialet oljefuktet og sedimenterer hurtig til sjøbunnen under boreriggen og danner en oljeaktige, klebrig masse som kan forstyrre boreopera-sjonér, f.eks. ved å hindre bevegelse for dykkere som er involvert i arbeid med undervannskonstruksjoner og vedlike-hold.. Det antas at svellingen av leirematerialer i bore kutt er ansvarlig for dannelsen av denne massen. I tillegg forårsaker borekuttmaterialet oljeforurensning ved .gradvis frigjøring åv oljen.
En teknikk for å fjerne olje fra borekutt er å vaske,borekuttmaterialet med et oppløsningsmiddel slik som diesel, dette har den virkning at det•fjerner mesteparten av oljen, men etterlater fremdeles overflaten forurenset med hydrokar-boner som gradvis kan frigjøres til omgivelsene. En annen måte er å benytte et vannblandbart oppløsningsmiddel slik som en glykoleter, men disse er kostbare. Nok en annen måte er å vaske borekuttmaterialet i sjøvann under anvendelse av god omrøring for å løsne oljen fra borekuttoverflaten.
Denne prosess kan benyttes enten som den eneste metode for fjerning av boreolje fra borekuttmaterialet, eller som et annet trinn for å fjerne et oljeoppløsningsmiddel fra borekutt som på forhånd er vasket med et hydrokarbon. Denne prosess kan forbedres ved tilsetning av et overflateaktivt middel til sjøvannet for a nedsette olje/vann-grenseflate-. spenningen. Borekuttmaterialet kan deretter tømmes i sjøen hvor det. dispegerer og sedimenterer over et stort sjøbunn-areal i stedet for å akkumuleres direkte i området for bore--operasjonene. 01je-i-vann-emulsjonene som dannes som et resultat av vasking av borekuttmaterialet kan tømmes i sjøen der fin dispergering av oljen vil lette dens nedbrytelse av mikroorganismer.
Et vanlig benyttet overflateaktivt middel for de ovenstående formål er Cg_-^-alkoholer med seks mol etoksygrupper. Et formål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe mer effektive metoder for rensing av olje fra borekutt av bergarter .
Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe■
en fremgangsmåte hvorved olje kan separeres fra emulsjonen som resulterer fra rensing av borekuttmateriale. Man har oppdaget at en spesiell blanding av et etoksylert ikke-ionisk overflateaktivt middel med et alkanolamid utviser
en synergistisk effekt som tillater en mer effektiv rensing av olje fra borekutt. Ifølge en foretrukket utførelse, av oppfinnelsen har man ytterligere oppdaget at når emulsjonene av olje-i-vann dannet ved rensing ifølge oppfinnelsen opp-varmes, brytes emulsjonen lett og oljen kan deretter ut-vinnes.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer følgelig en fremgangsmåte for rensing som omfatter at en oljebelagt bergart brin-ges i kontakt med en vandig oppløsning inneholdende en effektiv mengde av en blanding av (A) 5-95 vekt-% av minst en alkoksylert alkohol, karboksylsyre, alkylfenol eller ikke-ionisk fosfatester, som i hvert tilfelle har minst en alkyl- . gruppe med 6-22 karbonatomer og 1-20 etylenoksygruppe, med
(B) 95-5 vekt-% av. minst et alkanolamid med formelen:
hvor R er en mettet eller umettet alkylgruppe med 5-17 karbonatomer, og x og y er hver valgt fra 0 og hele tall fra,
1 til 12, slik at x + y er fra 1 til 12.
(A) er fortrinnsvis en primær'rettkjedet eller forgrenet alkohol med 6-18 karbonatomer og alkoksylert med 1-10
etylenoksygrupper.
(A) kan alternativt være normal eller forgrenet alkan- eller '• alkensyre med 7-23. karbonatomer, alkoksylert med 1-10 etylenoksygruppe; rettkjedet eller forgrenet alkylfenol med 6-12 alifatis.ke karbonatomer, alkoksylert med i-12 etylenoksy-
>
grupper; ikke-ionisk fosforsyreester med minst en rettkjedet eller forgrenet alkylgruppe med 6-22 karbonatomer, minst en alkoksy- eller polyalkoksygruppe med 1-20 etylenoksy-enheter (B) har typisk 1-4 etylenoksygrupper. Mens man har oppdaget
at monoetanolamider er særlig effektive synergistiske midler og. kan foretrekkes benyttet på steder med varmt klima, h.ar Konsentrert blanding av monoetanolamid med komponent (A) tendens til å være utilstrekkelig fluid ved lave temperaturer for hensiktsmessig håndtering under de betingelser man kan møte i f.eks. operasjoner i Nordsjøen. For slike lave temperaturer er det foretrukket å benytte dietanol^amider.
En blanding.av (A) og (B) tilføres typisk som et konsentrat som er oppløst, eller fortynnet med vann for tilveiebringelse av renseoppløsningen på stedet for boreplattformen. Slike konsentrater inneholder eventuelt et oppløsningsmiddel slik som vann eller en vannblandbar.alkohol, glykol eller, glykoleter, f.eks. isopropanol, etylenglykol, propylenglykol, polyetylenglykol, etter behov for tilveiebringelse av en flytende, hellbar sammensetning under de betingelser som man sannsynligvis vil møte. Konsentratet kan i tillegg inneholde mindre mengder hydrotropiske midler, slik som jord-alkalimetall-, natrium-, kalium-, mono-, di- eller tri-alkylbenzensulfonatsalter med.mindre enn .6 alifatiske karbonatomer, f.eks. toluen- eller xylensulfonater, fosfatester-salter, preservativer slik som formalin, fargestoffer og./ eller parfymer.- Vann kan være tilstede i en hvilken som helst hensiktsmessig mengde mellom null og rensemidlets sluttlige arbeidskonsentråsjon. Generelt, jo lavere andelen av vann er, jo større er hensiktsmessigheten for transport og lagring av konsentratet. Disse betraktninger må imidlertid balanseres mot preferansen for en stabil, hellbar sammensetning. Organiske oppløsn.ingsmidler kan merkbart forøke prisen på sammensetningen og benyttes derfor fortrinnsvis med måte, f.eks. mindre enn 50 vekt-% og fortrinnsvis mindre enn 20 vekt-% av konsentratet.
Konsentratet kan typisk inneholde 5-95 vekt-% av (A) og
95-5 vekt-% av (B). (A) er imidlertid fortrinnsvis tilstede- i konsentrasjoner over 10 vekt-%, helst over 20% og
vanligvis over 30%. (B) er fortrinnsvis også tilstede i konsentrasjoner over 10 vekt-%, helst over 20% og vanligvj s over 30%. En egnet blanding inneholder 40-60% av (A),
60-40% av-(B) og 0-20% oppløsningsmiddel.
Konsentratet oppløses eller dispergeres i vann ved anvendelses-stedet. For offshore-anvendelser kan konsentratet hensiktsmessig oppløses -eller dispergeres i sjøvann. Konsentratet blir typisk fortynnet til fra 0,5 til 10% aktivt stoff, beregnet på vekt, fortrinnsvis fra 1-6. Høyere konsentrasjoner utelukkes ikke>men det er usannsynlig at de viser seg å være priseffektive. Konsentrasjoner under 0,5% utelukkes ikke, men er bare marginalt effektive.
Benyttet for rensing av borekutt av bergarter, blir disse borekutt fortrinnsvis omrørt med oppløsningen av konsentratet i vann eller saltoppløsning i et tilstrekkelig tidsrom til å emulgere en vesentlig andel av oljen. Emulsjonen kan der-, etter separeres fra borekuttmaterialet som, nar det er tilstrekkelig rent, dumpes. Emulsjonen kan kasseres. Ifølge en foretrukken utførelse av foreliggende oppfinnelse blir imidlertid oljen-, utvunnet fra emulsjonen ved moderat oppvarming. Typiske temperaturer i overkant av 40°C, f.eks. 50-70°C er tilstrekkelig til å bryte emulsjonen og tillate utvinning av den separerte oljefasen.
Renseoppløsningen ifølge foreliggende oppfinnelse kan også injiseres i borehull for å rense olje fra sidene til berg-artmaterialet. Dette er nødvendig når et foringsrør skal bindes med sement til borehullets sider. Oppløsningen kan også anvendes ifølge oppfinnelsen for å rense oljeslam fra selve boreplattformene og generelt for å. fjerne viskøse 'hydrokarbonol j er fra harde overflater.
Oppløsningen skal illustreres ved følgende eksempler:
Produktene ble testet som. følger:
Testmetode for vasking av borekutt
a) 43 g oljeslam-borekutt oppnådd fra en boreoperasjon i Nordsjøen ble tilsatt til 150 g overf lateakt.iv oppløs-ning med X% aktivt stoff i syntetisk sjøvann. b) Dette ble omrørt i 5 minutter under anvendelse av et Janke4Kunkel-røreverk ved innstilling 2 ved 800 omdr./min. c) Blandingen ble hensatt i 5 minutter hvoretter væsken bre dekaritert. Denne væske inneholdt den emulgerte oljen
som kunne separeres ved oppvarming til over 40°C.
d) Blandingen ble deretter supplert til 150 ml med standard sjøvann og omrørt i ytterligere 1 minutt som ib). e) Blandingen ble deretter filtrert gjennom to lag musselin. f) 20 g vaskede borekutt ble veiet nøyaktig (Wl) i en' 250 ml rundbunnet kolbe og vanninnholdet ble bestemt ifølge Dean-og Stark-metoden under anvendelse av 100-120 petroleum-eter. Vekten av fjernet vann-ble bestemt som-W2. g) Ytterligere 10 g av.det vaskede borekuttmaterialet ble veiet nøyaktig (W3) i en fordampningsskål og tørket til■
konstant vekt (W4) ved 110°C.
Vekten av olje på borekuttmaterialet, ,\
Vekten av olje som.var tilbake på borekuttmaterialer uttrykt som en vékt-%-andel av tørre borekutt + vekt av olje
Testen ble foretatt to ganger. Det skal påpekes at man har funnet at mengden av olje fjernet fra overflaten av bore-kuttematerialet ved hejlp av et hvilket som helst gitt overflateaktivt middel eller blanding av overflateaktive midler ér avhengig av alderen på borekuttmaterialet,. idet mer olje.
blir fjernet fra friske borekutt enn fra gamle, borekutt.
Eksempel 1
Under anvendelse av den ovenfor angitte testmetoden ble følgende resultater oppnådd ved å benytte oljeslam-borekutt fra Nordsjøen.
Eksempel 4
I tillegg ble emulsjonen som ble dekantert i trinn c) og oppnådd under''anvendelse av A (1,5%) = B (3,75%) oppvarmet til 40°G og separert til atskilte olje- og vandige faser.
Eksempel 5
Eksempel 6
Emulsjonen dekantert i trinn c) og oppnådd under anvendelse av A (3,75%) + B (1,25%) ble oppvarmet til 40°C og separert i atskilte olje- og vandige faser.
Eksempel 7
Et konsentrat ble fremstilt for bruk ifølge oppfinnelsen bestående av 4 5 vekt-% CIO C12 fettalkohol 5 mol etoksylat,
45 vekt-% kokosdietanolamid, 5 vekt-% propylenglykol, 5 vekt-% vann. Produktet var flytende og stabilt ved temperaturer mellom -5°C og 35°C og dispergerte lett i sjøvann. Ved bedømmelse i den ovenfor angitte rensetest for borekutt ble følgende resultater oppnådd:
A = C9/C1<1>''primær alkohol med nominelt 6 mol etoksygrupper. Dette er det overflateaktive middel som er mest vanlig benyttet for rensing av oljeslam-borekutt.
Emulsjonen dekantert i trinn c) i fremgangsmåten og oppnådd under anvendelse av formuleringen i eksempel 7, ble oppvarmet til 50°C og separert i atskilte olje- og vandige faser.
Eksempel 8
Følgende' test ble benyttet for å vise effektiviteten til blandingen av ikke-ioniske overflateaktive midler av'typer A og B som definert ovenfor, for fjerning av olje fra metalloverflater. a) En plate av .bløtt stål ble vasket grundig med en hushold-ningsvaskemiddeloppløsning fulgt av skylling med lednings-vann og deretter med aceton. b) En overflate av platen ble belagt jevnt med 0,4 g hydro-karbonolje, f.eks. råolje. c) 0,6 g testoppløsning ble deretter blandet intimt med over-flateoljen og platen ble hensatt horisontalt med den be-lagte flate øverst i 15 minutter.. d) Overflaten ble deretter vasket méd 200 ml syntetisk sjø-vann fra en laboratorie-vaskeflaske. e) Mengden av olje som var tilbake på platen ble bestemt visuelt.
I denne test inneholdt den benyttede testoppløsning 7,5% av et CIO C12 fettalkohol 5 mol etoksylat, 7,5% kokosdietanolamid og 85% vann. Oljen ble vesentlig fjernet fra overflaten av det bløte stål og etterlot en ren ikke-oljeholdig over-
.flate.
I en annen test var testoppløsningen et kommersielt hydro-karbonoppløsningsmiddelbasert avféttingsmiddel som var an-tatt å inneholde emulgeringsmidler. Det bløte stål ble mindre, grundig renset og overflaten var oljeholdig.
Eksempel 9
Testmetoden beskrevet ovenfor (eksempler 1-7) ble benyttet, men konsentrasjonen for det overflateaktive middel (X%) ble endret..
Dette er det overflateaktive middel som ér.mest vanlig benyttet for rensing av oljeslam-borekutt og var klart mindre effektivt over det studerte brede konsentrasjonsområdet. Alkylfordeling for alkoholer. benyttet i eksemplene De følgende er typiske fordelinger.
Claims (9)
- Fremgangsmåte for fjerning av olje fra faste over- .. flater, karakterisert ved at man brin-ger overflatene i kontakt med vandig oppløsning inneholdende en effektiv mengde av en blanding av (A) 5-95 vekt-% av minst en alkoksylert alkohol, karboksylsyre, alkylfenol, eller ikke-ionisk fosfatester, som i hvert tilfelle har en alkyl- eller alkenylgruppe med 6-22 karbonatomer og 1-20 etylenoksydgrupper, med (B) 95-5 vekt-% av minst et etylol-aniid med formelen:hvor R er en mettet alkylgruppe med 5-17 karbonatomer, <p> g x og y .hver er valgt fra 0 og hele tall fra 1 til 12,' slik at den gjennomsnittlige verdi for (x og y) er fra 1 til 12.
- 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den vandige oppløsning er sjøvann.'
- 3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at man foretar vasking av borekutt på en oljeplattform..
- 4. Fremgangsmåte ..ifølge krav. 1, karakterisert ved at man.renser overflater på oljeplatt-former.
- 5. Konsentrat for bruk ved fremstilling av vandige "oppløsninger' for anvendelse ifølge fremgangsmåten i krav 1-4, karakterisert ved at det vesentlig består av 20-60 vekt-% av (A), 20-60 vekt-% av (B), opptil 10 vekt-% vann og.opptil 10 vekt-% av et vannblandbart, hydroksylholdig organisk oppløsningsmiddel.
- 6. Konsentrat ifølge krav 5, karakterisert ved at (A) er en etoksylert alkohol med, 8-14 karbonatomer og 2-7 etylenoksygrupper.
- 7. Konsentrat ifølge krav 5 eller 6, karakterisert ved at (B) er et alkyldietanolamid.
- 8. Konsentrat ifølge krav 5-7, karakterisert ved at oppløsningsmidlet er en vannblandbar , mono-, di- eller trihydroksyalkohol eller alkoholeter med ■ 2-8 karbonatomer.
- 9. Vandige oppløsninger, karakterisert , ved at de er oppnådd.ved fortynning av et konsentrat ifølge et hvilket som helst av kravene 5-8 med vann-og inneholdende minst 0,5% overflateaktivt stoff.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB8200376 | 1982-01-07 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO830032L true NO830032L (no) | 1983-07-08 |
Family
ID=10527518
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO830032A NO830032L (no) | 1982-01-07 | 1983-01-06 | Sammensetning og fremgangsmaate for rensing av hydrokarbonolje fra harde overflater |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0084411B1 (no) |
| CA (1) | CA1203450A (no) |
| DE (1) | DE3360678D1 (no) |
| DK (1) | DK3483A (no) |
| ES (1) | ES8405878A1 (no) |
| GB (1) | GB2116579B (no) |
| GR (1) | GR77136B (no) |
| IE (1) | IE53660B1 (no) |
| IN (1) | IN158886B (no) |
| NO (1) | NO830032L (no) |
| PH (1) | PH19657A (no) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2480613A (en) * | 1944-11-09 | 1949-08-30 | Vernon O Sipe | Building wall of angular tile |
| EP0103779A3 (en) * | 1982-09-20 | 1985-01-09 | John E. Oliver | Removing contaminates from a well fluid and well system |
| DE4023334A1 (de) * | 1990-07-23 | 1992-01-30 | Henkel Kgaa | Fluessiges, giess- und pumpfaehiges tensidkonzentrat |
| SE468855B (sv) * | 1990-08-09 | 1993-03-29 | Eriksson Tord Utveckling | Foerfarande foer rengoering och avfettning, komposition avsedd som foerblandning samt vatten- och elektrolythaltig mikroemulsion |
| SE500534C2 (sv) * | 1990-11-12 | 1994-07-11 | Eriksson Tord Utveckling | Förfarande för rengöring och avfettning |
| FR2689138B1 (fr) * | 1992-03-26 | 1994-05-20 | Institut Francais Petrole | Procede de lavage de particules solides comportant une solution de sophorosides. |
| US5501816A (en) * | 1994-07-12 | 1996-03-26 | Basf Corporation | Aqueous based solvent free degreaser composition |
| GB9623823D0 (en) * | 1996-11-16 | 1997-01-08 | Reckitt & Colmann Prod Ltd | Improvements in or relating to organic compositions |
| US7951755B2 (en) | 2002-12-02 | 2011-05-31 | An-Ming Wu | Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation |
| US20040116304A1 (en) * | 2002-12-02 | 2004-06-17 | An-Ming Wu | Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation and use thereof |
| US6846420B2 (en) * | 2002-12-19 | 2005-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Process for removing oil from solid materials recovered from a well bore |
| WO2006010375A1 (en) * | 2004-07-27 | 2006-02-02 | Rhodia Chimie | Formulation for degreasing metal comprising a demulsifyiing agent, use of the agent, and process for degreasing metal. |
| US7192527B2 (en) | 2004-08-10 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Processes for removing oil from solid wellbore materials and produced water |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NL168553C (nl) * | 1951-04-02 | Takeda Chemical Industries Ltd | Werkwijze voor het langs microbiologische weg bereiden van citroenzuur. | |
| AT179693B (de) * | 1951-04-02 | 1954-09-25 | Metallgesellschaft Ag | Saure Emulsionsreiniger zum Beizen und Entfetten von Metallen |
| US2831814A (en) * | 1951-12-19 | 1958-04-22 | Poor & Co | Acid pickling of metals and compositions therefor |
| GB1213792A (en) * | 1966-11-30 | 1970-11-25 | Diversey Ltd | Inhibition of corrosion of metallic surfaces |
| SE400575B (sv) * | 1974-12-13 | 1978-04-03 | Nordnero Ab | Bad for betning av koppar och dess legeringar |
| US4280915A (en) * | 1977-06-23 | 1981-07-28 | Nl Industries, Inc. | Salt stable lubricant for water base drilling fluids |
| DE2918364A1 (de) * | 1979-05-07 | 1980-11-20 | Henkel Kgaa | Waschmittel fuer textilien |
| US4268406A (en) * | 1980-02-19 | 1981-05-19 | The Procter & Gamble Company | Liquid detergent composition |
-
1982
- 1982-12-23 GB GB08236665A patent/GB2116579B/en not_active Expired
- 1982-12-31 IN IN948/DEL/82A patent/IN158886B/en unknown
-
1983
- 1983-01-04 GR GR70199A patent/GR77136B/el unknown
- 1983-01-05 PH PH28349A patent/PH19657A/en unknown
- 1983-01-05 ES ES518812A patent/ES8405878A1/es not_active Expired
- 1983-01-06 NO NO830032A patent/NO830032L/no unknown
- 1983-01-06 DE DE8383300048T patent/DE3360678D1/de not_active Expired
- 1983-01-06 EP EP83300048A patent/EP0084411B1/en not_active Expired
- 1983-01-06 DK DK3483A patent/DK3483A/da not_active Application Discontinuation
- 1983-01-06 IE IE26/83A patent/IE53660B1/en unknown
- 1983-01-07 CA CA000419049A patent/CA1203450A/en not_active Expired
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DK3483D0 (da) | 1983-01-06 |
| PH19657A (en) | 1986-06-09 |
| IE53660B1 (en) | 1989-01-04 |
| GB2116579A (en) | 1983-09-28 |
| GR77136B (no) | 1984-09-07 |
| DE3360678D1 (en) | 1985-10-10 |
| IN158886B (no) | 1987-02-07 |
| IE830026L (en) | 1983-07-07 |
| GB2116579B (en) | 1985-08-29 |
| CA1203450A (en) | 1986-04-22 |
| ES518812A0 (es) | 1984-06-16 |
| EP0084411A1 (en) | 1983-07-27 |
| EP0084411B1 (en) | 1985-09-04 |
| DK3483A (da) | 1983-07-08 |
| ES8405878A1 (es) | 1984-06-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4824891B2 (ja) | 酸を基剤とするマイクロエマルジョン | |
| US7902123B2 (en) | Microemulsion cleaning composition | |
| RU2193589C2 (ru) | Способ облегчения утилизации рабочих средств на основе водно-масляных инвертных эмульсий | |
| EP1814652B1 (en) | Surfactant system method | |
| NO830032L (no) | Sammensetning og fremgangsmaate for rensing av hydrokarbonolje fra harde overflater | |
| NO176360B (no) | Oljebasert borevæske med kontinuerlig oljefase | |
| US5755892A (en) | Waste disposal of contaminated drill cuttings from geological drilling using drilling fluid systems containing mineral oil | |
| US7959743B2 (en) | Lithium salts of fatty alcohol sulphates for cleaning boreholes, boring devices and borings | |
| CA2179720A1 (en) | Solvent soaps and methods employing same | |
| US5678631A (en) | Process for removing solids from a well drilling system | |
| WO2007011475A1 (en) | Middle phase micro emulsions and process of making and using the same | |
| AU2002338477B2 (en) | Method of recycling water contaminated oil based drilling fluid | |
| US6267716B1 (en) | Low shear treatment for the removal of free hydrocarbons, including bitumen, from cuttings | |
| US6602181B2 (en) | Treatments for drill cuttings | |
| US6197734B1 (en) | High wax content heavy oil remover | |
| US7332458B2 (en) | Drilling fluid | |
| JP2001503093A (ja) | 改善された多成分混合物の地層探索への使用 | |
| US6838485B1 (en) | Treatments for drill cuttings | |
| EP2940114A1 (en) | Cleaning composition for use as dispersant for oil spills or as surface washing agent to enhance oil removal from substrates | |
| US5773390A (en) | Chemical additive for removing solids from a well drilling system | |
| US4548707A (en) | Use of high ethoxylate low carbon atom amines for simultaneous removal of sulfonate surfactants and water from recovered crude oil | |
| US20240043772A1 (en) | Degreasing compositions, process for producing and uses thereof | |
| WO1996001358A1 (en) | A chemical additive and process for removing solids from a well drilling system | |
| NO315565B2 (no) | Brønnvæske | |
| Witthayapanyanon et al. | Invert Emulsion Drilling Fluid Recovery |