DE60021714T2

DE60021714T2 - Methode für die extraktion von öl durch mikroemulgierung

Info

Publication number: DE60021714T2
Application number: DE60021714T
Authority: DE
Inventors: Christopher Haddington Oldfield
Original assignee: Surfactant Technologies Ltd
Current assignee: Surfactant Technologies Ltd
Priority date: 1999-03-12
Filing date: 2000-03-13
Publication date: 2006-06-01
Anticipated expiration: 2020-03-14
Also published as: GB0005923D0; GB9905668D0; AU3303000A; DE60021714D1; ES2246832T3; DK1165199T3; WO2000054868A3; EP1165199A2; EP1165199B1; GB2347682C; WO2000054868A2; GB2347682A; GB2347682B; ATE300988T1

Description

Diese Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zum Extrahieren von Öl durch Mikroemulgierung und insbesondere auf ein Verfahren zum Extrahieren von kontaminierendem Öl aus Festkörpern wie Bohrschlammabfällen.
Bohrschlämme werden beim Bohren von Bohrlöchern als Teil des Vorgangs der Ölgewinnung als Schmierstoffe und Stabilisatoren verwendet. Es gibt viele verschiedene Formulierungen, die sich jedoch in nur zwei Gruppen unterteilen lassen: die auf Wasserbasis und die auf Ölbasis. Schlämme auf Wasserbasis verwenden Wasser mit einen Gehalt an Kaliumchlorid (KCl) von 75 Gewichts-% (Gew.-%) und verschiedene Silikate, die 25 % beinhalten. Oft wird Ethylenglykol, zusammen mit anderen Viskosemitteln, zu 3–5 Gew.-% hinzugegeben. Diese ähneln hinsichtlich ihrer messbaren Charakteristiken Schlämmen auf Ölbasis sehr, aber im Feld zeigen sie im Vergleich zu Schlämmen auf Ölbasis einen entscheidenden Leistungsmangel. Bei besonders schwierigen Bohrsituationen, z. B. horizontalem (im Gegensatz zu vertikalem) Bohren, wie in der Nordsee praktiziert, können Schlämme auf Wasserbasis nicht verwendet werden.
Schlämme auf Ölbasis sind hochwertiger als Schlämme auf Wasserbasis und werden dort verwendet, wo sich das Bohren schwierig gestaltet. Zum Beispiel werden bei Vorgängen der Ölgewinnung in der Nordsee als Folge der Praxis des horizontalen Bohrens ausschließlich Schlämme auf Ölbasis verwendet.
Schlämme auf Ölbasis bestehen aus einem Öl, das mineralischen oder synthetischen Ursprungs sein kann, zuzüglich eines Syndets, zuzüglich variabler Mengen an Quellton (z. B. Bentonit). Während des Bohrens wird Schlamm kontinuierlich zum Bohrkopf gepumpt. Das Öl selbst schmiert und kühlt den Bohrmeissel, während die Quelltöne als wandbildendes Mittel dienen, indem sie dazu dienen, die Wände des Bohrlochs zu stabilisieren. An die Oberfläche zurückgelangender Schlamm trägt das Gesteinsbohrgut mit sich, welches je nach Eigenschaft der Gesteinsformation, in der gebohrt wird, Schiefer, Sandstein oder Kalkstein sein kann. An der Oberfläche wird der verwendete Schlamm entweder durch Zentrifugation oder durch das Durchleiten durch ein Schüttelsieb (ein vibrierendes Maschendrahtsieb), das Feststoffe mit einem ungefähren Durchmesser von > 100 Mikrometern aussiebt, in Schlamm- und Bohrgutanteile getrennt. Der Schlammanteil wird recycelt. Der Bohrgutanteil, der bis zu 25 Gewichts-% Öl enthalten kann, wird entsorgt.
Im Vereinigten Königreich werden dem „Brown Book" (Ministerium für Handel und Industrie (Department of Trade and Industry) – DTI – Energiebericht für Öl- und Gasressourcen im Vereinigten Königreich) zufolge in der Nordsee jedes Jahr etwa 350 Bohrlöcher gebohrt, wobei jedes Bohrloch im Schnitt 300 Tonnen Bohrschlammabfall erzeugt. Entsprechend werden jedes Jahr schätzungsweise 105 000 Tonnen Bohrschlammabfall erzeugt und rund 20 000 Tonnen Bohrgut werden pro Jahr zur Aufbereitung an Land gebracht.
Die Entsorgung von Bohrgutanteilen verursacht Probleme. Zum Beispiel wurden die Bohrgutanteile in der Nordsee in der Vergangenheit über Bord gekippt und häuften sich an der Basis der Bohrplattform in Haufen an. Nach Schätzungen des Verbandes britischer Offshore-Unternehmer UKOOA (UK Offshore Operators Association) liegen auf dem Meeresboden des zentralen und nördlichen Kontinentalschelfs des Vereinigten Königreiches (UKCS) bis zum heutigen Datum zwischen 1 und 1,5 Millionen Tonnen Bohrgut, die fast 70 000 Tonnen Öl enthalten. Obwohl diese Praxis zu den Anfängen der Vorgänge der Ölgewinnung in der Nordsee zurückdatiert werden kann, zeigen neuere Studien, dass das Material aufgrund des langsamen Durchsickerns von Kohlenwasserstoff aus den Haufen in die Ozeanumgebung eine schwerwiegende destabilisierende Wirkung auf das benthische Ökosystem hat. Entgegen vorheriger Erwartungen tritt innerhalb der Haufen kein biologischer Abbau des Kohlenwasserstoffanteils auf, und es ist jetzt offensichtlich, dass dies auf die anaerobe Natur der Haufen zurückzuführen ist; der biologische Abbau von Kohlenwasserstoffen ist ein rein aerober Prozess (der Sauerstoff verlangt).
Der UKOOA hat die Auswirkungen auf die benthische Umgebung wie folgt in vier Zonen klassifiziert:

1 Innerhalb des Haufens, typischerweise mit einer Grundfläche von bis zu 50 m, gibt es keine natürliche Fauna. In neueren Studien wurden unübliche, normalerweise in der Nähe hydrothermischer Ausbruchkanäle und natürlicher Erdölaustrittsstellen vorkommende Spezies entdeckt, die Bohrguthaufen kolonisiert haben.
2 Typischerweise ist im Umkreis von 500 m der Anlage ein Bereich verarmter und stark modifizierter biologischer Gemeinschaften vorzufinden, der durch „opportunistische" Spezies, die diese Bedingungen ausbeuten können, gekennzeichnet ist.
3 Eine „Übergangszone", in der sich die biologischen Gemeinschaften wieder normalisieren, in der Regel im Umkreis von 2 km der Anlage.
4 Ein größerer Bereich, in dem eine chemische Kontamination nachgewiesen werden kann, obwohl die biologischen Gemeinschaften normal erscheinen.

Infolgedessen wurde 1996 eine neue Gesetzgebung verabschiedet, die den Ölgehalt von über Bord gekipptem Bohrgut auf maximal 1 Gew.-% beschränkt (OSPAR-Kommission – Pariser Kommissionsentscheidung 92/2). Ferner wurde entschieden, dass ganze Schlämme auf Ölbasis nicht in die See gekippt oder geleitet werden sollten.
Bis zum jetzigen Zeitpunkt existiert keine geeignete bohranlagenbasierte Technologie, mit der dies erreicht werden kann. Gegenwärtige Sanierungspraktiken schließen die Verschiffung des Bohrgutanteils zur Aufbereitung an Land ein. Diese Aufbereitungen können wie folgt zusammengefasst werden:
Landfarming: Landfarming wird in Ländern wie Kanada und Norwegen praktiziert. Natürliche mikrobielle Aktivität in der aeroben Erdumgebung führt zu der Oxidierung des rückständigen Kohlenwasserstoffs zu Kohlendioxid (und Wasser). Dieser Prozess ist langsam und landintensiv und ist nicht für dicht besiedelte Länder wie das Vereinigte Königreich geeignet.
Verbrennung: Die Möglichkeit der Hochtemperaturverbrennung ist in der Vergangenheit untersucht worden. Die Verbrennung erfordert das Aufrechterhalten extrem hoher Temperaturen (von bis zu 750 °C), um die vollständige Veraschung zu gewährleisten, und ist dementsprechend stromintensiv. Infolgedessen wird die Verbrennung als nicht wirtschaftlich betrachtet.
Destillation: Das Bohrgut wird in einem Ofen auf etwa 350 °C erhitzt, wodurch Öl bis zu etwa 0,5 Gewichts-% entfernt wird. Diese Technologie ist gegenwärtig die brauchbarste; im Vereinigten Königreich sind drei derartige Werke in Betrieb, die zusammen nahezu die gesamten 20 000 an Land gebrachten Tonnen aufbereiten. Dennoch ist dieser Prozess energieintensiv.
Lösungsmittelextraktion: Dieser Prozess ist eine Modifikation der Destillation, die das Mischen des Abfalls mit einem Kohlenwasserstofflösungsmittel, gefolgt von der Entfernung der Kohlenwasserstoffgemisches mittels Destillation, einschließt. Der Prozess ist energieintensiv und benutzt beträchtliche Volumen an organischem Lösungsmittel.
Mikrowellengestützte Prozesse: Die mikrowellengestützte Extraktion ist eine Modifikation des Lösungsmittelextraktionsprozesses. Lösungsmittel, die mit einer Festkörperprobe in Kontakt sind, werden Mikrowellenenergie ausgesetzt, um Verbindungen von der Probenmatrix in das Lösungsmittel zu segmentieren. Diese Technologie ist ein direkter Nachfahre der Mikrowellensäuredigestionen und -Lösungsmittelextraktionen in geschlossenem Gefäß. Die beiden Konzepte wurden verbunden, wobei die Kinetik durch erhöhte Temperaturen getrieben wird und Extraktionen mit reduzierten Lösungsmittelvolumen ermöglicht werden. Auch dieses System ist strom- und energieintensiv und wird als nicht wirtschaftlich betrachtet.
Eine Verarbeitung auf der Bohranlage ist gegenüber der landbasierten Verarbeitung wünschenswert, da es die mit dem Transport an Land verbundenen Kosten eliminiert, weil gesäubertes Bohrgut entsorgt werden kann. Eine brauchbare bohranlagenbasierte Technologie für die Bohrgutsanierung muss den rückständigen Kohlenwasserstoffgehalt (Ölgehalt) auf ein Gewicht von unter 1 Gewichts-% reduzieren. Die diese Technologie unterstützende Infrastruktur muss ebenfalls im Einklang mit den Anforderungen an Größe, Gewicht und Strom sowie Sicherheitsvorkehrungen, die für Bohranlagenvorgänge angemessen sind, sein. Aus diesen Gründen ist keine der oben genannten Prozessoptionen auf die Bohranlagenumgebung übertragbar.
Die Anwendung von Mikroemulsionssystemen für die Sanierung von Bohrschlammabfällen ist auf dem Fachgebiet bereits bekannt. WO 99105392 lehrt, dass die Aufbereitung von Bohrschlammabfallproben mit einer Wasser-in-Öl-Mikroemulsionspräparation (W/O-Mikroemulsionspräparation) den rückständigen Ölgehalt auf 3 Gew.-% reduzieren kann.
Die Verwendung von Mikroemulsionen ist in der tertiären Ölwiedergewinnung bekannt. Bei der tertiären Ölwiedergewinnung werden Tenside eingebracht, um ultra niedrige Oberflächenspannungen zu erzeugen, um Öl aus Festkörpergesteinskapillaren in nahezu erschöpfte Ölbohrlöcher zu dislozieren. Die Tenside werden nicht eingesetzt, um kontaminierendes Öl aus Aggregat- oder Festphasen wie etwa Bohrschlammabfällen zu entfernen. Bei der tertiären Ölwiedergewinnung wird das Öl letztendlich als Wasser-in-Öl-Mikroemulsion wiedergewonnen. Auf ähnliche Weise werden Mikroemulsionen auch in anderen subterranen Anwendungen für die Extraktion von Teersand eingesetzt.
Es ist ein Ziel der Erfindung, die Probleme des Stands der Technik zu beseitigen.
Ein weiteres Ziel der Erfindung ist es, ein Verfahren zum Extrahieren von kontaminierendem Öl aus Festkörpern wie etwa Bohrschlammabfällen bereitzustellen.
Gemäß der Erfindung wird ein Verfahren zum Extrahieren von Öl aus Bohrschlammabfall oder Bohrgutabfall, der einen Ölanteil und einen Feststoffanteil beinhaltet, bereitgestellt, das das Mischen des Bohrgutabfalls mit einer Tensidlösung auf Wasserbasis, das Absorbieren des Ölanteils aus dem Feststoffanteil mit dem Tensid, das Bilden einer einphasigen Winsor IV Öl-in-Wasser-Mikroemulsion (O/W-Mikroemulsion) aus dem Tensid und dem Ölanteil und das Trennen der einphasigen Winsor IV O/W-Mikroemulsion und des Feststoffanteils beinhaltet.
Ein Tensid, das für die Verwendung in dem Verfahren der Erfindung geeignet ist, weist die folgende allgemeine Formel auf:
R₁ = -H oder -CH₃
R₂ =
wobei n1 einen beliebigen Wert annehmen kann, solange n1 < n ist
R₁ = R₂ =
wobei n1 einen beliebigen Wert annehmen kann, solange n1 < n ist, oder R₁ = -H oder -CH₃
R₂ =
wobei n1 und n2 einen beliebigen Wert annehmen können, solange (n1 + n2) < n ist, oder
R₁ = R₂ =
wobei n1 und n2 einen beliebigen Wert annehmen können, solange (n1 + n2) < n ist
Überraschenderweise haben die Anmelder festgestellt, dass die Öl-in-Wasser-Mikroemulsionsphase in einer Mikroemulsion die hoch wirksame Extraktion von Öl aus mit Öl kontaminierten Festkörpern vereinfacht. Die Extraktion kann zu Pegeln von bis unter 1 % erzielt werden, was eine bedeutend größere Wirksamkeit als die, die mit Wasser-in-Öl-Mikroemulsionen oder durch kontinuierliche Runden erzielt werden, bereitstellt. Ähnlich können solche Pegel an Effizienz nicht mit herkömmlichen Emulsionen erzielt werden.
Die Verwendung einer Öl-in-Wasser-Phase in Öl-Wasser-Systemen vereinfacht die Einkapselung von Öl in dem System durch das Tensid, um Kontakt zwischen der Festkörperoberfläche der Festphase und dem Öl zu eliminieren, um die Extraktion des Öls zu vereinfachen. Auch wenn die Anmelder nicht durch ein Theorem gebunden zu sein wünschen, wird dementsprechend davon ausgegangen, dass die Einkapselung von Öl gegenüber einer reinen Reduktion der Oberflächenspannung hocheffiziente Extraktionen gemäß dem Verfahren der vorliegenden Erfindung vereinfacht.
Das Verfahren der vorliegenden Erfindung vereinfacht daher die effiziente Extraktion von Öl durch den Einsatz von Öl-in-Wasser-Mikroemulsionen, indem gewährleistet wird, dass die Extraktion in den Öl-in-Wasser-Mikroemulsionsphasen des Öl/Wasser-Systems erfolgt.
Zum Beispiel haben die Anmelder festgestellt, dass, wo Extraktionen in dem bikontinuierlichen Gebiet des Systems versucht werden, Öl in dem System erneut Festkörpern ausgesetzt wird, wodurch die Extraktion verhindert wird.
Wie es dem Fachmann verständlich sein wird, wird die Öl-in-Wasser-Mikroemulsionsextraktion durch das Anpassen der Verhältnisse Wasser:Öl:Tensid, und falls notwendig, Co-Tensid und Flockungschemikalie wie erforderlich gesteuert. Die Verhältnisse können bestimmt werden, indem der Ölgehalt des zu extrahierenden Materials eingeschätzt wird und die relativen Anteile der Komponenten des Öl-in-Wasser-Systems angepasst werden, um zu gewährleisten, dass die Extraktion in der Öl-in-Wasser-Mikroemulsionsphase erfolgt.
Diese Erfindung stellt daher ein Verfahren für die Sanierung von Bohrschlammabfällen bereit, die während der Vorgänge der Ölgewinnung erzeugt werden. Der Prozess der Erfindung bezieht sich auf die Entfernung des Öls aus dem Feststofffestkörperanteil. Der rückständige Ölgehalt der Festkörper kann auf weniger als 1 Gewichts-% reduziert werden. Dementsprechend können die gemäß dem Verfahren der Erfindung aufbereiteten Festkörper unschädlich gemacht werden und entsorgt werden, indem sie ins Meer oder auf eine Mülldeponie gekippt werden. Wie weiter unten beschrieben, werden Festkörper wie Bohrschlämme, die gemäß dem Verfahren der Erfindung aufbereitet werden, mit einer wässrigen Tensidlösung aufbereitet, so dass das Öl als eine Öl-in-Wasser-Mikroemulsion (O/W-Mikroemulsion) extrahiert wird.
Die Erfindung stellt ein Verfahren zum Entfernen der Ölkomponente aus Bohrgut bereit, das für die Verwendung in der Bohrlochumgebung angepasst werden kann, und somit das direkte Über-Bord-Kippen des Bohrguts erlaubt. Das Verfahren der Erfindung kann für die Aufbereitung von aus dem Meeresboden wiedergewonnenem Bohrgut an Land oder auf See angepasst werden.
Hierin wird ein Prozess für die Extraktion von Ölen aus mit Öl kontaminierten Festkörpern einschließlich Bohrschlammabfallbohrgut beschrieben. Das Verfahren schließt das Waschen des Bohrguts bei Umgebungstemperatur mit einer wässrigen Lösung einer Tensidlösung ein, wobei das Tensid eines aus dem Satz der sogenannten mikroemulsionsbildenden Tenside ist. Speziell sind die in diesem Prozess verwendeten Syndetpräparationen in der Lage, Öle spontan zu absorbieren, indem sie sogenannte Öl-in-Wasser-Mikroemulsionen (O/W-Mikroemulsionen) bilden.
Eine Öl-in-Wasser-Mikroemulsion ist als ein thermodynamisch stabiles, einphasiges Gemisch aus Öl, Wasser und Tensid definiert, so dass die kontinuierliche Phase Wasser ist (das gelöste Salze enthalten kann) und die dispergierte Phase aus einer Monodispersion an Öltröpfchen besteht, von denen jeder mit einer dicht gepackten Monoschicht an Tensidmolekülen beschichtet ist. Die inhärente thermodynamische Stabilität rührt daher, dass aufgrund der Anwesenheit der Tensidmonoschicht kein direkter Öl-Wasser-Kontakt vorhanden ist. Öl-in-Wasser-Mikroemulsionen sind oft optisch transparent.
Die Bildung einer Öl-in-Wasser-Mikroemulsion ist für die vorliegende Erfindung entscheidend. Zwischen Mikroemulsionen und gewöhnlichen Emulsionen besteht ein grundlegender Unterschied. Emulsionen und Mikroemulsionen sind nur auf oberflächliche Weise ähnlich, indem sie als Gemische aus Öl, Wasser und einer amphipathischen Substanz, gewöhnlich Tensid genannt, beschrieben werden können.
Mikroemulsionen sind per Definition thermodynamisch stabil, das heißt, für eine bestimmte Zusammensetzung (Art und Menge jeder Komponente) und eine bestimmte Temperatur wird die Mikroemulsionskur gegenüber einem System getrennter Öl-, Wasser- und Tensidphasen bevorzugt. Die logische Konsequenz dieses Arguments ist, dass sich Mikroemulsionen spontan bilden, wenn ihre Konstituenten zusammengemischt werden. Die einmal gebildeteten Mikroemulsionen bleiben unverändert (makroskopisch als transparente Einphasen gekennzeichnet), es sei denn, Eigenschaften werden geändert. Zum Beispiel führt das Erhöhen oder Verringern der Temperatur über bestimmte Grenzen hinaus zu einer Phasentrennung.
Demgegenüber sind Emulsionen nicht thermodynamisch stabil. Emulsionen bilden sich nur unter Zufuhr mechanischer Energie (z. B. durch Schütteln oder Ultraschalldesintegration), und die Emulsionskur kann nur durch kontinuierliche Zufuhr von Energie beibehalten werden; wenn die Energiezufuhr unterbrochen wird, trennt sich die Emulsionsphase, und bringt deutliche Öl- und Wasserphasen hervor (das Tensid wird auf die beiden Phasen verteilt oder existiert manchmal als eine dritte Phase).
Solche Systeme bilden bei keiner Temperatur Mikroemulsionen.
Mikroemulsionen bilden sich, da die Tenside an der Öl-Wasser-Schnittstelle eine dicht gepackte Monoschicht bilden, die einen direkten Öl-Wasser-Kontakt wirkungsvoll ausschließt. Die logische Konsequenz dieses Arguments ist, dass Tenside Mikroemulsionen möglicherweise nicht stabilisieren, wenn sie eine Öl-Wasser-Schnittstelle nicht sättigen können. Typischerweise beschichten diese Tenside die Schnittstelle nur teilweise, so dass unbeschichtete Bereiche Bulk-Lösungsmittel der kontinuierlichen Phase ausgesetzt sind.
Zum Beispiel bestehen Wasser-kontinuierliche Emulsionen typischerweise aus Öltröpfchen, die nur teilweise mit Tensid bedeckt sind; die unbeschichteten Oberflächen sind daher der kontinuierlichen wässrigen Phase direkt ausgesetzt. Dies ist thermodynamisch ungünstig; die Tröpfchen aggregieren, indem sie an ihren ausgesetzten Oberflächen koaleszieren, wodurch das Verhältnis Oberflächenbereich:Volumen vergrößert wird und somit der Öl:Wasser-Kontakt verringert wird. Das Ergebnis großflächiger Tröpfchenkoaleszenz ist die Bulk-Phasentrennung. In Mikroemulsionen gibt es keine unbeschichteten Flächen; daher gibt es keine treibende Kraft für die Phasentrennung.
Die Geschwindigkeit der Phasentrennung einer Emulsion kann tatsächlich relativ gering sein; es können Emulsionen kreiert werden, die die Phasentrennung erst nach einigen Wochen vollständig abschließen. Dennoch besteht zwischen Emulsionen und Mikroemulsionen ein grundlegender Unterschied. In der Tat rühren die interessanten Eigenschaften von Mikroemulsionen sowohl im Allgemeinen als auch im Kontext der hierin beschriebenen spezifischen Anwendung von den thermodynamischen Eigenschaften her, die vom gesamten Öl:Wasser-Ausschluss herrühren, welche vom Dichtpacken von Tensiden an der Schnittstelle herrührt.
Abgesehen von krassen physikalischen Unterschieden, die durch visuelle Prüfung bestimmt werden können (Mikroemulsionen haben keine Tendenz zur Phasentrennung und sind in der Regel transparent, wohingegen Emulsionen opaleszent oder trüb sind und sich unausweichlich phasentrennen), können die beiden durch Messen der Oberflächenspannung und der Öl-Wasser-Schnittstelle unterschieden werden. Die Oberflächenspannung an reinen Öl-Wasser-Schnittstellen liegt typischerweise in einer Ordnung von 50 mNm-1. Emulsionen, die gebildet wurden, indem Öl, Wasser und ein „gewöhnliches" (d. h. nicht mikroemulsionsbildendes) Tensid gemischt wurden, sind typischerweise durch Oberflächenspannungen in der Ordnung von 0,1–1 mNm-1 gekennzeichnet, wohingegen Mikroemulsionen durch wesentlich niedrigere Oberflächenspannungen – in der Ordnung von 10-3 – 10-6 mNm-1 – gekennzeichnet sind. Diese letzeren Werte spiegeln das Nichtvorhandensein eines direkten Öl-Wasser-Kontaktes wider.
Die vorliegende Erfindung verwertet Mikroemulsionen. Insbesondere verwertet die Erfindung das Merkmal, durch das, da eine wässrige Lösung eines O/W-mikroemulsionsbildenden Tensids Öl aus einer Bulk-Ölphase absorbieren kann, indem eine O/W-Mikroemulsion gebildet wird, dieselbe Lösung Öl aus einer mit Öl beschichteten Festkörperoberfläche mit demselben Ergebnis absorbieren kann. Des Weiteren ist das Öl in der Öl-in-Wasser-Mikroemulsionsumgebung innerhalb der Tensidschale wirkungsvoll eingekapselt und steht nicht länger in direktem Kontakt mit dem ursprünglichen Festkörper. Die O/W-Mikroemulsion kann durch unkomplizierte physikalische Mittel (Filtrierung, Zentrifugation) von den gesäuberten, ölfreien Festkörpern getrennt werden.
Verschiedene Ausführungsformen der Erfindung werden nun lediglich beispielhaft und unter Bezugnahme auf die folgenden Zeichnungen und nicht einschränkenden Beispiele beschrieben, in denen:
1(a) ein pseudoternäres Phasendiagramm von (SDS + B-Verhältnis, 1:1 nach Gewicht) 0,5 M NaCl und Novatec Basisflüssigkeit bei 25 ° Celsius ist;
1(b) ein pseudoternäres Phasendiagramm (SDS + B-Verhältnis, 1:1 nach Gewicht) 0,5 M NaCl und Novatec Basisflüssigkeit bei 5 ° Celsius ist;
1(c) ein pseudoternäres Phasendiagramm (SDS + B-Verhältnis, 1:2 nach Gewicht) 0,5 M NaCl und Novatec Basisflüssigkeit bei 25 ° Celsius ist;
1(d) ein pseudoternäres Phasendiagramm (SDS + B-Verhältnis, 1:2 nach Gewicht) 0,5 M NaCl und Novatec Basisflüssigkeit bei 5 ° Celsius ist;
2 ein Diagramm der Leitfähigkeit des Systems gegenüber dem Verhältnis Wasser:Öl für das (SDS/B)/Wasser/Novatec Basisöl-System bei 25 ° Celsius ist, wobei das Verhältnis (SDS + B):Wasser 1:1 (Gewicht) gehalten wird;
3 ein schematisches Diagramm der Aufbereitungswege für zwei Bohrschlammabfallproben ist, und
4 eine generische Struktur an Alkylsulfat-Tensiden mit Öl/Wassermikroemulsionsbildendem Potenzial mit representativen Identitiäten für R₁ und R₂ ist.
Wie in den Zeichnungen gezeigt, kann das Tensidverhalten in Form eines dreieckigen Phasendiagramms quantifiziert werden. Das Phasendiagramm für das Systemwasser/(SDS+B)/Öl ist in 1(a) gezeigt. Hier ist (SDS+B) ein Gemisch aus dem Tensid Natriumdodecylsulfat (SDS) und Butan 1-ol (B). B dient als Co-Tensid, das die O/W-mikroemulsionsbildenden Eigenschaften des SDS fördert. Solange das SDS und B in einem konstanten Verhältnis gehalten werden, können sie zu dem Zweck des Konstruierens des Phasendiagramms als eine einzelne Komponente behandelt werden. Die Phasendiagramme in 1(a) – 1(d) wurden mit den Verhältnissen SDS:B von 1:1 und 1:2 und jeweils bei 25 und 5 °C konstruiert. Das eingesetzte Öl war Novatec B C14 – C16 LAO Base Fluid (Markenzeichen) (M-I Drilling Fluids UK Ltd.), eine typische Basisflüssigkeit, die bei der Präparation von Bohrschlämmen auf Ölbasis verwendet wird.
Die Spitzen des Phasendreiecks entsprechen jeweils einer der Komponenten in reiner Form: Öl, Wasser oder SDS+B in dem genannten Verhältnis. Jeder Punkt auf einem der Eckpunkte entspricht einem Gemisch aus zwei der Komponenten in einem definierten Verhältnis (in Gewichtsprozent, Gew.-%, angegeben).
So entspricht Punkt A auf der Wasser-Tensid-Achse in 1(a) einem System, das Wasser und (SDS+B) im Verhältnis von 40:60 Gew.-% enthält. Jeder Punkt innerhalb des Dreiecks entspricht einem Gemisch der drei Komponenten im definierten Verhältnis.
Der physikalische Zustand des Gemischs im Gleichgewicht wurde auf dem Phasendiagramm abgebildet. Das Phasendreieck in 1(a) wurde durch den prominenten einphasigen Mikroemulsionsbereich, IV, der sich von der SDS+B/Wasser-Achse bis zu der SDS+B/Öl-Achse erstreckt, gekennzeichnet. Am offensichtlichsten ist, dass sich der Bereich IV für dieses System bis tief in die Wasser-Ecke des Diagramms erstreckt hat. Diese Eigenschaft war für die hierin beschriebene Anwendung von besonderem Nutzen. Neben IV befindet sich der große Bereich II, der einem im Gleichgewicht befindlichen Zwei-Phasen-Bereich entspricht, in dem eine Phase eine Öl-kontinuierliche (W/O-)Mikroemulsion und die andere Phase Wasser war.
Innerhalb des Winsor-IV-Gebietes gab es im Verlauf von der SDS+B/Wasser-Achse nach links in die Ölecke eine kontinuierliche Evolution von Mikroemulsionsstruktur: Öl-in-Wasser→bikontinuierlich→Wasser-in-Öl bei Zugabe mit Öl. Dies ist nicht durch visuelle Beobachtung ersichtlich (alle Zusammensetzungen sind optisch transparent), sondern wird durch physikalische Messungen, z. B. der Leitfähigkeit, deutlich gemacht.
Die graphische Darstellung der Leitfähigkeit gegenüber dem Wasser:Öl-Verhältnis bei festgelegten 40:60 Gew.-% SDS+B (der Linie A-A' entsprechend) aus 1(a) ist in 2 gezeigt. Es ist zu bemerken, dass Öl-in-Wasser-Mikroemulsionen hoch leitend sind; Wasser-in-Öl-Mikroemulsionen sind schlechte Leiter und bikontinuierliche Systeme weisen eine mittlere Leitfähigkeit auf.
Aus 2 ist ersichtlich, dass sich die Öl-in-Wasser-Mikroemulsionsart (O/W-Mikroemulsionsart) in dem Phasendiagramm weit in das Zentrum des Bereichs IV erstreckte (Punkt C in 1(a) und 2).
Das Verfahren der Erfindung verwertet die Fähigkeit von Wasser/(SDS+B)-Gemischen, Öl spontan aus den Bohrgutpräparationen zu absorbieren, um eine O/W-Mikroemulsion zu bilden. Gemäß der Erfindung entspricht die Kapazität einer gegebenen Präparation für Öl ungefähr der, die einer endgültigen Zusammensetzung an der Kante des Öl-in-Wasser-Gebietes – dem Punkt C in 1(a) und 2 – entspricht.
Das Verfahren der Extraktion von Öl kann gesteuert werden, indem auf die Bohrgut:Tensid-Lösung einfach ein oberer Grenzwert gesetzt wird (wobei der Ölgehalt des Bohrguts bekannt ist), so dass der versehentliche Eintritt in das Gebiet der W/O-Mikroemulsion verhindert wird.
Das Mikroemulsion/Bohrgut-Gemisch war durch Zentrifugation leicht zu trennen. Das wiedergewonnene Bohrgut kann rückständige O/W-Mikroemulsion der Zusammensetzung C enthalten. Diese kann durch Waschen mit Wasser extrahiert werden. Hier war die tiefe Penetration des Winsor-IV-Gebietes in die Wasserecke von Bedeutung, da dies bedeutete, dass die O/W-Mikroemulsion einfach durch Spülen mit Wasser oder Lauge ausgewaschen werden kann; diese Verdünnung führt nicht zu einer Phasentrennung der rückständigen O/W-Mikroemulsion.
Um die Extaktionsprozedur abzuschließen, wurde das durch Zentrifugation wiedergewonnene Bohrgut mit einem Volumen an Wasser gewaschen, so dass die Mikroemulsion zu der neuen Zusammensetzung D in 1(a) und 2 verdünnt wird. Das Bohrgut, das durch die Zentrifugation im Anschluss an diesen Waschschritt wiedergewonnen wurde, war quasi ölfrei.
In weiteren Experimenten wurde festgestellt, dass „Feingut", das heißt Quelltöne, die entweder aufgrund der Anwesenheit solcher Materialien in der ursprünglichen Bohrschlammpräparation oder aufgrund einer teilweisen Zersetzung des Bohrguts vorhanden sind, unkompliziert durch die Zugabe eines im Handel erhältlichen Flockungsmittels wie etwa eines der Alcomer^®-, Magnafloc^®- oder Zetag^®-Reihen zu Konzentrationen von weniger als 1 Gew.-% flockuliert werden könnte.
Kurz gefasst bezieht sich die Erfindung auf das Extrahieren von Ölen aus Bohrschlammabfällen oder aus dem Bohrgutanteil davon durch Aufbereitung mit einer wässrigen Tensidlösung, so dass das Öl als O/W-Mikroemulsion extrahiert wird. Die Mikroemulsionsphase wird durch eine geeignete Technik wie etwa die Zentrifugation von dem Bohrgut getrennt. Die rückständige Mikroemulsion wird durch eine wässrige Spülung ausgewaschen.
Die Präsentation der folgenden Beispiele dient dazu, die Technologie im Einsatz zu demonstrieren. In den folgenden Beispielen wurden Schlammabfälle oder Bohrgutanteile unter Verwendung der folgenden Prozedur aufbereitet.

1 Ein festgelegtes Gewicht an Bohrgut wurde mit einem festgelegten Gewicht eines Wasser + (SDS/B)-Gemisches (z. B. der Zusammensetzung A) aufgeschlämmt, so dass es zu einer Mikroemulgierung des Ölanteils kommt. Für eine maximale Effizienz war das Bohrgut:Tensid-Verhältnis so, dass die endgültige Mikroemulsionszusammensetzung einem Punkt innerhalb des Öl-in-Wasser-Mikroemulsionsgebietes entsprach (z. B. Punkt C in 1(a))
2 Die Mikroemulsion und das Bohrgut wurden durch Zentrifugation getrennt.
3 Die in dem Bohrgut vorhandene rückständige O/W-Mikroemulsion wurde durch Spülen mit Wasser, gefolgt von Zentrifugation, um das Bohrgut und die „verdünnte" Mikroemulsionsphase zu trennen, entfernt. Hinsichtlich des Phasendiagramms entspricht die Verdünnung dem Transfer von Punkt C zu Punkt D in 1(a).

BEISPIELE
Probe 1: Schieferbohrgut, das von einer Bohranlage in der Nordsee stammt. Das Bohrgut beinhaltete etwa 3 % Wasser, 7 % Öl und 90 % Festkörper.
Extraktionsprozedur: Proben von mit Öl kontaminiertem Bohrgut zu 60 g (+/– 0,5 g) wurden in saubere trockene Polycarbonat-Zentrifugenflaschen gefüllt. Zu jeder Probe wurden 60 g wässrige Tensidlösung, die 24 g Wasser, 18 g SDS und 18 g B beinhalten, hinzugegeben, und die Proben wurden bei 25 °C 5 Minuten lang in einem Orbitalschüttler bei 300 Ulm gemischt. Danach wurden die Proben für die Dauer von 10 Minuten in einer MSE Coolspin Ausschwingrotorzentrifuge bei 1 000 Ulm zentrifugiert. Die O/W-Mikroemulsion wurde abdekantiert und jeder Probe wurden 100 ml 0,5 M NaCl hinzugegeben. Die Proben wurden erneut 5 Minuten lang bei 25 °C und 300 Ulm geschüttelt, gefolgt von einer Zentrifugation bei 1 000 Ulm für 10 Minuten. Die „verdünnte" Mikroemulsion wurde abdekantiert, so dass gesäuberte Proben zurückblieben. Der Spülprozess wurde wiederholt.
Festkörper-Öl-Untersuchung: Nach der Aufbereitung wurden wiedergewonnene Proben zu 50 g (+/– 0,5 g) in Retortenkammern eingewägt, und die Proben wurden 45 Minuten lang in der Retorte auf 500 °C erhitzt, entsprechend der von der API empfohlenen Prozedur – API Recommended Practice RP13B – Standard Procedure for Field Testing Oil-Based Drilling Fluids (Richtlinien für die Probenahme, Analyse und Kalkulation von Öl auf Bohrgut), dem internationalen Retortennormverfahren. Die Ergebnisse wurden in Gramm Öl pro Kilogramm trockener in der Retorte erhitzter Festkörper formuliert und dann als Gew.-% Ölgehalt trockenen Bohrguts kalkuliert.
Die Ergebnisse sind in Tabelle 1 zusammengefasst. Der endgültige Ölgehalt des Bohrguts betrug 0,54 Gewichts-%.
Tabelle 1 Statistikzusammenfassung für Probe 1 in jedem Aufbereitungsschritt

* Anmerkung des Übersetzers: L.C.L. = untere Vertrauensgrenze, U.C.L. = obere Vertrauensgrenze

Um die Wirksamkeit der Ölextraktion per O/W-Mikroemulsion mit der unkomplizierten Tensidwaschung direkt vergleichen zu können, wurde das obige Experiment genau wiederholt, bis auf dass an Stelle von 18 g SDS und 18 g B eine wässrige Tensidlösung verwendet wurde, die 24 g 0,5 Mol pro Liter wässrige Natriumchloridlösung und 36 g Triton^® R100 beinhaltet. Triton^® R101 wird in der Öl- und Metallurgieindustrie allgemein als Reinigungsmittel verwendet; es ist jedoch kein mikroemulsionsbildendes Tensid.
Die Daten zeigen, dass dieses System gegenüber dem mikroemulsionsbildenden System der Erfindung bei der Ölextraktion wesentlich weniger effizient war.
Probe 2 Aufbereitung von homogenisiertem Bohrgut, das aus einer Bohranlage aus der Nordsee stammt. Die Probe beinhaltete etwa 10 % Wasser, 20 % Öl und 70 % Festkörper nach Gewicht.
Tabelle 2
Zum Sanieren dieser Probe wurden zwei Aufbereitungszyklen verwendet (eine Waschung mit Tensidlösung 60 g (60 ml) wässriger Tensidlösung, die 24 g Wasser, 18 g SDS und 18 g B beinhaltet und zwei Wasserspülungen). Die Daten sind in Tabelle 3 gezeigt. Der endgültige Ölgehalt der wiedergewonnenen Festkörper betrug 0,90 Gewichts-%.
Tabelle 3 Statistikzusammenfassung für Probe 2 an jedem Aufbereitungsschritt
Die Veränderung des Ölgehaltes der Festkörper nach jedem Schritt des Prozesses ist in 3 zusammengefasst. Die Ergebnisse bestätigen, dass Bohrschlammabfälle oder Bohrgutanteile davon durch die Verwendung dieser Technologie zu einem rückständigen Ölgehalt von weniger als 1 Gew.-% saniert werden können. Die sichtbaren Zunahmen des Ölgehaltes nach der wässrigen Tensidwaschung ist auf die Anwesenheit der Butan-1-ol-Komponente der rückständigen O/W- Mikroemulsion zurückzuführen, wie sich durch die Gaschromatographie bestätigen lies.
Probe 2 musste zweimal aufbereitet werden, da diese Probe einen hohen Wasser- und Ölgehalt enthielt (jeweils etwa 10 Gew.-% und 21 Gew.-%). Aus diesem Grund wurde die Tensidlösung bei Zugabe stark verdünnt, was zu einer entsprechend reduzierten Ölabsorptionskapazität führte.
Die Mikroemulsionsanteile können aufbereitet werden, um die Ölphase rückzugewinnen, vorzugsweise durch Erhöhung der Temperatur. Bei ionischen Tensiden resultiert dies in einer Phasentrennung, die eine obere Phase, die das Öl und nahezu kein Tensid enthält, und einer untere Phase an wässrigem Tensid erbringt. Die wässrige Tensidphase kann für eine weitere Runde der Bohrgutaufbereitung recycelt werden; die wiedergewonnene Ölphase ist von solcher Qualität, dass sie sich für die Wiederverwendung als Bohrschlammflüssigkeit oder für eine beliebig andere gewünschte Anwendung eignet.
Die Fähigkeit, Feingut durch Verwendung von im Handel erhältlichen Flockungsmitteln, die bereits in der Ölindustrie im Einsatz sind, zu flockulieren, ist für das Recyceln besonders wichtig, da die Zugabe von Flockungsmitteln zu der wässrigen Tensidlösung die Anhäufung von Feingut verhindert, welche sonst die Anzahl der Recycelgänge um ein Wesentliches reduzieren würde.
In einer bevorzugten Ausführungsform erstreckt sich die Erfindung auf das Säubern von Bohrgut, und andere mit Öl kontaminierte Festkörperabfälle verwenden eher wässrige Lösungen, die ein einziges Tensid enthalten, als ein Tensid/Co-Tensid-Gemisch.
Die Fähigkeit von Tensiden, Mikroemulsionen zu stabilisieren, ohne dass ein Co-Tensid benötigt wird, ist auf dem Fachgebiet bekannt. So bilden sowohl Natrium-bis-2-ethylhexylsulfosuccinat (Aerosol-OT) als auch Didodecyltrimethylammoniumbromid (DDAB) Wasser-in-Öl-Mikroemulsionen (W/O-Mikroemulsionen), ohne dass ein Co-Tensid benötigt wird.
Tensidmoleküle, die in Abwesenheit eines Co-Tensids O/W-Mikroemulsionen bilden, sind im Handel nicht erhältlich. 4 beschreibt eine generische Gruppe an Tensiden, die strukturelle Eigenschaften aufweisen, welche die O/W-Mikroemulsion erwartungsgemäß stabilisieren, ohne dass ein Co-Tensid benötigt wird.
Diese Tenside sind substituierte Alkylsulfate, in denen R₁ und R₂ geradkettige oder verzweigte Kohlenwasserstoffe oder substituierte Kohlenwasserstoffe sind. R₁ und R₂ sind nicht notwendigerweise identisch. Die Anzahl der Kohlenstoffeinheiten, n, in jeder Kette ist variabel. Die Beispiele in 4 dienen der Darstellung des Bereichs an Strukturen, die als Tenside mit O/W-mikroemulsionsbildenden Eigenschaften gelten. Der vollständige Bereich an Strukturen ist nicht auf diese beschränkt.
Der Prozess der Erfindung stellt eine bedeutende Verbesserung gegenüber dem Stand der Technik dar, da nach dessen Lehre der Ölgehalt auf bis unter 1 Gew.-% reduziert werden kann. Ferner verwendet diese Erfindung eher eine Öl-in-Wasser-Mikroemulsion (das heißt eine wasserkontinuierliche Mikroemulsionspräparation) als eine Wasser-in-Öl-Mikroemulsion (das heißt eine ölkontinuierliche Mikroemulsionspräparation). Mit dem Erzielen von Gehalten an rückständigem Öl von unter 1 Gew.-% stellt diese Erfindung einen bedeutenden Fortschritt in der Ölextraktionstechnologie dar.
Zusammenfassend stellt die Erfindung ein Verfahren bereit, mit dem Öl aus Bohrschlammabfällen oder Anteilen davon, die aus vorherigen Trennungsprozessen abgeleitet wurden, durch Extraktion als Öl-in-Wasser-Mikroemulsion wiedergewonnen werden kann.
Die in dem Verfahren der Erfindung eingesetzte Tensidformulierung kann ein beliebiges O/W-mikroemulsionsbildendes Tensid oder Gemisch an Tensiden, einschließlich der hier beschriebenen, ohne auf diese beschränkt zu sein, umfassen. Das Tensid kann kationischer, nicht ionischer oder anionischer Natur sein; anionische Tenside sind nicht auf die Klasse der hier beschriebenen Alkylsulfate beschränkt.
Die Tensidformulierung kann eine Komponente umfassen, die sich wie ein Co-Tensid verhält, das heißt die die O/W-mikroemulsionsbildenden Eigenschaften des Tensids fördert oder auf andere Weise moduliert. Die Tensidformulierung kann außerdem eine beliebige Substanz oder beliebige Substanzen enthalten, die das Flockulieren von Festkörpern in Quelltonsuspension verursachen würden (Flockungsmittel). In einer anderen Ausführungsform kann die Tensidlösung gelöste Salze beliebiger Art und in beliebiger Konzentration enthalten.
Die Erfindung stellt daher Folgendes bereit:

– eine Prozesstechnologie, durch die die Erfindung mit physikalischer Trennung der O/W-Mikroemulsionsphase und der gesäuberten Festkörper durch Zentrifugation, Filtration oder einen beliebigen anderen geeigneten Prozess angewendet wird,
– eine Prozesstechnologie, die für das Recyceln von Bohrschlammabfällen oder Anteilen davon, einschließlich von aus den Schlammabfällen abgeleiteten Bohrgutanteilen, verwendet wird,
– eine Prozesstechnologie, die für das Recyceln von Bohrschlammabfällen oder Anteilen davon verwendet wird, wobei die ursprüngliche Schlammzusammensetzung von beliebiger Formulierung ist und das Öl mineralischen oder synthetischen Ursprungs ist und von Kohlenwasserstoff- oder Nicht-Kohlenwasserstoffnatur sein kann,
– eine Prozesstechnologie, die für das Sanieren von Bohrschlammabfällen oder Anteilen davon in einer Umgebung an Land oder auf See angewendet werden kann,
– eine Prozesstechnologie, die ein beliebiges geeignetes Verfahren zum Wiedergewinnen des Öls aus der O/W-Mikroemulsionsphase anwendet, einschließlich einer temperaturinduzierten Phasentrennung, ohne auf diese beschränkt zu sein,
– eine Prozesstechnologie, die bei der Extraktion einer beliebigen Art von Kohlenwasserstoff oder einer anderen Petrochemikalie aus einem beliebigen mit Öl kontaminierten Material, einschließlich aus mit Bohrgutflüssigkeiten auf Ölbasis kontaminierten Sänden, Erden und Spänen, die bei der Metallfabrikation erzeugt werden, angewendet werden kann.

Die vorliegende Erfindung weist zahlreiche Vorteile auf, die die Folgenden umfassen:

– Die Prozesstechnologie erfordert keine komplizierte Werks- oder andere Ausrüstung. Der anfängliche Mikroemulgierungsschritt kann erreicht werden, indem die Tensidpräparation bei Umgebungstemperatur mit Bohrschlamm oder Bohrgutanteilen aufgeschlämmt wird, gefolgt von Zentrifugentrennung. Die Zentrifugation ist eine in der Ölindustrie sowohl in der Umgebung auf Land als auch auf See allgemein verwendete Technik. Der Spülschritt und die endgültige Trennung können auf ähnliche Weise erreicht werden. Die Wiedergewinnung des Öls aus der O/W-Mikroemulsion kann auf ähnliche Weise durch unkomplizierte Mittel erreicht werden. Ein Merkmal der Erfindung ist es, dass die Phasentrennung, die zur Wiedergewinnung und zum Recyceln von wässrigen Tensid- und Ölphasen führt, durch eine bescheidene Erhöhung der Temperatur erreicht werden kann.
– Die Erfindung erfordert kostengünstiges Warenmaterial. Neben Wasser und möglicherweise Salz sind Tensid und möglicherweise Co-Tensid und möglicherweise Flockungschemikalie die einzigen erforderlichen Zugaben. Entsprechend kann das Tensid unter minimalen Verlusten pro Zyklus recycelt werden.
– Diese Erfindung, die lehrt, dass Öl aus Bohrschlammabfällen oder Anteilen davon in eine O/W-Mikroemulsion extrahiert werden kann, ist bedeutend effektiver als das, was durch Waschen mit einer Wasser-in-Öl-Mikroemulsion (W/O-Mikroemulsion) erreicht werden kann. Insbesondere die Extraktionseffizienz, die mit O/W-Mikroemulsion erhalten wird, ist typischerweise sechs- bis zehnmal höher als die, die mit der W/O-mikroemulsionsbasierten Trennung gelehrt wird.
– Ferner weist das Trennungssystem auf O/W-Mikroemulsionsbasis gegenüber der Trennung auf W/O-Mikroemulsionsbasis einen einzigartigen Vorteil auf, der darin liegt, dass diese Formulierung auf Wasserbasis Flockungschemikalien umfassen kann. Die Zugabe einer Flockungschemikalie zu einer Formulierung auf W/O-Mikroemulsionsbasis kann keinen besonderen Nutzen verleihen, da Flockungschemikalien in Medien auf Ölbasis inaktiv sind.

Claims

Ein Verfahren zum Extrahieren von Öl aus Bohrschlammabfall oder Bohrgutabfall, der einen Ölanteil und einen Feststoffanteil beinhaltet, das das Mischen des Bohrgutabfalls mit einer Tensidlösung auf Wasserbasis, das Absorbieren des Ölanteils aus dem Feststoffanteil mit dem Tensid, das Bilden einer einphasigen Winsor IV Öl-in-Wasser-Mikroemulsion (O/W-Mikroemulsion) aus dem Tensid und dem Ölanteil und das Trennen der einphasigen Winsor IV O/W-Mikroemulsion und des Feststoffanteils beinhaltet.
Verfahren gemäß Anspruch 1, das ferner den Schritt des Spülens des Feststoffanteils mit einer wässrigen Lösung beinhaltet.
Verfahren gemäß Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, dass die wässrige Lösung eine wässrige Salzlösung beinhaltet.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die einphasige Winsor IV O/W-Mikroemulsion und der Feststoffanteil durch Zentrifugation getrennt werden.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass das Tensid ein einphasiges Winsor IV O/W-mikroemulsionbildendes Tensid beinhaltet.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die wässrige Tensidlösung Wasser und Salz beinhaltet.
Verfahren gemäß Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, dass das Salz Natriumchlorid beinhaltet.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Tensidlösung auf Wasserbasis ferner ein Co-Tensid beinhaltet.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Tensidlösung auf Wasserbasis ferner ein Flockungsmittel beinhaltet.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Extraktionsschritte bei Umgebungstemperatur oder darunter ausgeführt werden.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass das Öl aus der einphasigen Winsor IV O/W-Mikroemulsion wiedergewonnen wird.
Verfahren gemäß Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass das Öl durch temperaturinduzierte Phasentrennung wiedergewonnen wird.