EA010348B1 - Способ и установка для улучшения разделения центрифугированием - Google Patents
Способ и установка для улучшения разделения центрифугированием Download PDFInfo
- Publication number
- EA010348B1 EA010348B1 EA200702218A EA200702218A EA010348B1 EA 010348 B1 EA010348 B1 EA 010348B1 EA 200702218 A EA200702218 A EA 200702218A EA 200702218 A EA200702218 A EA 200702218A EA 010348 B1 EA010348 B1 EA 010348B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- steam
- solids
- drilling fluid
- centrifuge
- inlet
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 66
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 65
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 61
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 abstract description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 abstract 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000009987 spinning Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
- B01D21/009—Heating or cooling mechanisms specially adapted for settling tanks
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
- B01D21/26—Separation of sediment aided by centrifugal force or centripetal force
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
- B01D21/26—Separation of sediment aided by centrifugal force or centripetal force
- B01D21/262—Separation of sediment aided by centrifugal force or centripetal force by using a centrifuge
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2221/00—Applications of separation devices
- B01D2221/04—Separation devices for treating liquids from earth drilling, mining
-
- 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
- Y10S494/00—Imperforate bowl: centrifugal separators
- Y10S494/901—Imperforate bowl: centrifugal separators involving mixture containing oil
Landscapes
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Removal Of Floating Material (AREA)
Abstract
Способ удаления твердых частиц низкой плотности из бурового раствора на нефтяной основе, включающий подачу бурового раствора в первый впуск первой линии, сообщенной с центрифугой, введение пара в буровой раствор через второй впуск первой линии, расположенной перед центрифугой, подачу смешанного бурового раствора и пара в центрифугу, вращение центрифуги со скоростью вращения, достаточной для отделения твердых веществ от жидкостей, сбор твердых веществ из устройства для выгрузки твердых веществ и сбор из выпуска вытекающего потока, содержащий твердые частицы низкой плотности в количестве менее 1,5%.
Description
Предпосылки создания изобретения
В процессе роторного бурения скважин буровой раствор или глинистый раствор циркулирует вниз по вращающейся бурильной трубе через головку бура и вверх по кольцевому пространству между трубой и пластом или стальной обсадной трубой на поверхность. Буровой раствор выполняет различные функции, такие как удаление выбуренной породы с забоя скважины на поверхность, суспендирование выбуренной породы и взвешенного материала, когда циркуляция прерывается, регулирование давления в скважине, изоляция текучих сред от пласта путем обеспечения достаточного гидростатического давления для предотвращения проникновения пластовых текучих сред в скважину, охлаждение и смазка бурильной колонны и головки бура, максимизация скорости проходки и т. п.
Требуемые функции могут быть обеспечены широким кругом текучих сред, состоящих из различных комбинаций твердых веществ, жидкостей и газов и подразделяемых в соответствии с составом дисперсионной фазы в основном на две группы: водные буровые растворы и буровые растворы на нефтяной основе. При бурении водовосприимчивых зон, таких как химически активные сланцы, продуктивные пласты, или там, где температурные условия на забое скважины являются жесткими, или коррозия является основной проблемой, предпочтительными являются буровые растворы на нефтяной основе.
Буровые растворы обычно содержат маслорастворимые поверхностно-активные вещества, которые облегчают включение гидрофильных глинистых или неглинистых минералов пласта и, следовательно, обеспечивают возможность транспортировки минералов в оборудование на поверхности для удаления из циркуляции перед возвращением раствора в бурильную трубу и головку бура. Самыми крупными частицами пласта являются частицы разбуренной горной породы, размер которых обычно превышает 0,1-0,2 мм, удаляемые на встряхиваемых вибрационных ситах на поверхности. Более мелкие частицы, обычно превышающие 5 мкм, проходят через сита и должны быть удалены центрифугой или другими средствами.
Буровые растворы на нефтяной основе использовались на протяжении многих лет, и ожидается, что их применение будет расширяться, в частности, благодаря их нескольким преимуществам над буровыми растворами на водной основе, но также благодаря возможности их повторного использования и рециркуляции для минимизации их потери и воздействия на окружающую среду.
Как было упомянуто выше, во время бурения частицы пласта включаются в буровой раствор. До удаления этих частиц они со временем изменяют свойства раствора, в особенности реологические параметры за пределы приемлемого интервала. Однако частицы породы, имеющие размер менее 5-7 мкм, труднее удалить, чем более крупные частицы, используя обычные средства разделения, такие как вибрационные сита. Эти твердые вещества низкой плотности могут накапливаться в системе бурового раствора, приводя к проблемам неэффективности бурения, таким как прихват бурильной колонны, увеличенный крутящий момент колонны и другие проблемы высокой вязкости.
Хотя твердые вещества низкой плотности могут быть удалены из буровых растворов с использованием механических устройств, таких как центрифуги, было обнаружено, что требуется более длительное время для удаления коллоидных частиц, если твердые вещества низкой плотности вообще могут быть удалены. Таким образом, существует потребность в устройстве, которое могло бы быть использовано с традиционным оборудованием для выделения твердых веществ для снижения времени, требуемого для удаления твердых частиц низкой плотности. Далее, улучшением существующей практики желательно иметь устройство, которое может быть использовано и на действующих буровых для повышения эффективности оборудования для удаления твердых веществ, и также на установках приготовления буровых растворов при регенерации и/или восстановлении бурового раствора, возвращенного из эксплуатации.
Сущность изобретения
В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу удаления твердых частиц низкой плотности из бурового раствора на нефтяной основе, включающему подачу бурового раствора в первый впуск первой линии, сообщенной с центрифугой, введение пара в буровой раствор через второй впуск первой линии, расположенной перед центрифугой, подачу смешанных бурового раствора и пара в центрифугу, вращение центрифуги со скоростью вращения, достаточной для отделения твердых веществ от жидкостей, сбор твердых веществ из устройства для их выгрузки и сбор из выпуска вытекающего потока, содержащего твердые частицы низкой плотности в количестве менее 1,5%.
В другом аспекте настоящее изобретение относится к установке для удаления твердых веществ низкой плотности из бурового раствора на нефтяной основе, содержащей центрифугу, имеющую впуск для приема раствора, устройство выгрузки твердых веществ и выпуск для вытекающего потока, парогенератор, подающий пар в буровой раствор перед впуском центрифуги, при этом пар вводят в буровой раствор в количестве, достаточном для разделения жидкости и твердых частиц, и отделенная жидкость включает менее 5,5% твердых частиц, причем твердые частицы в отделенной жидкости включают твердые частицы низкой плотности в количестве менее 2%.
Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения будут ясны из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
- 1 010348
Краткое описание чертежей
Чертеж изображает схему установки для ввода пара в буровой раствор на нефтяной основе для улучшения удаления твердых веществ низкой плотности.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к установке и способу для удаления твердых веществ низкой плотности из бурового раствора на нефтяной основе. Буровой раствор на нефтяной основе включает масло, воду и твердые вещества в относительных соотношениях, соответствующих используемому буровому раствору, предварительно переработанному для удаления крупных твердых частиц из бурового раствора. Остающиеся в буровом растворе твердые вещества обычно включают некоторый процент твердых веществ высокой плотности и некоторый процент твердых веществ низкой плотности. Твердыми веществами высокой плотности являются твердые вещества, которые имеют плотность, как барит или гематит, а твердыми веществами низкой плотности являются твердые вещества, которые имеют более низкую плотность, чем барит. Масло и вода в используемом буровом растворе присутствуют в пропорциональных количествах, и соотношение между ними часто выражают отношением воды к маслу.
Показанная на фигуре установка 10 содержит парогенератор 18 и центрифугу 26. Обрабатываемый буровой раствор на нефтяной основе направляют по первой линии 12 из емкости 14 или из установки бурового раствора или другого процесса приготовления или регенерации бурового раствора. Парогенератор 18 подает пар во вторую линию 20. Вторая линия 20 направляет пар в первую линию 14 так, что пар и буровой раствор смешиваются во второй части 22 первой линии 14. В одном осуществлении вводимый пар имеет температуру от 320 до 350°Р. В одном осуществлении водяной пар вводят в первую линию в количестве от 0,25 до 0,4% от объема смеси пара и бурового раствора.
Затем смесь пара и бурового раствора направляют в центрифугу 26 через впуск центрифуги 24. В одном осуществлении смешанный пар и буровой раствор подают в впуск центрифуги 24 с расходом около 20 галлон/мин.
Центрифуга 26 включает расположенную внутри емкость (не показана), в которую подают смесь бурового раствора и пара. Емкость вращается со скоростью, достаточной для отделения твердых веществ, включенных в буровой раствор, так, чтобы содержание твердых веществ, остающихся в вытекающем потоке, было менее 10% от вытекающего потока. В одном осуществлении центрифуга вращается при скорости около 1800 об/мин. Расположенный внутри конвейер (не показан) направляет твердые вещества к устройству для выгрузки твердых веществ 28 из центрифуги 26 и сбора в приемнике 30 шлама. Жидкость и все оставшиеся твердые вещества направляются к выпуску 32 из центрифуги 26 и к продуктовой емкости 34.
В одном примере оценивали типичный буровой раствор для определения его свойств. Было найдено, что обрабатываемый буровой раствор содержал 54,02% масла, 20,0% воды и 26,0% твердых веществ. Уточненное содержание твердых веществ высокой плотности составляло 15,87%, и уточненное содержание твердых веществ низкой плотности составляло 9,06%. Для установления точки отсчета буровой раствор подвергали только центрифугированию. Вытекающий из центрифуги поток содержал 8% твердых веществ, причем уточненное содержание твердых веществ высокой плотности составляло 3,57%, и уточненное содержание твердых веществ низкой плотности составляло 3,45%.
Пар впрыскивают в буровой раствор непосредственно перед впуском в центрифугу. Количество пара изменяется от 0,05 до 0,1 галлон/мин, тогда как давление изменяется от 88 до 100 фунт/кв.дюйм. Ввод пара в буровой раствор перед центрифугированием изменяет свойства вытекающего из центрифуги потока. Прежде всего, процентное содержание твердых веществ в нем было снижено до менее чем 6%. В то время как процентное содержание твердых веществ высокой плотности было снижено до некоторой степени и было найдено, что твердые вещества низкой плотности были почти исключены из вытекающего потока. Процентное содержание твердых веществ низкой плотности составляет от 0 до 1,0%.
Специалисту будет ясно, что никакие химикалии не добавлялись к буровому раствору для облегчения удаления твердых веществ. Таким образом, твердые вещества низкой плотности могут быть удалены из бурового раствора для повторного использования способом, который свободен от дополнительных дорогих химикатов. Далее, выгрузка твердых веществ из центрифуги не требует использования полимеров и поверхностно-активных веществ, часто используемых для облегчения удаления твердых веществ из бурового раствора, подлежащего обработке и повторному использованию.
Хотя заявленный предмет изобретения был описан на ограниченном числе осуществлений, специалистам, имеющим преимущество данного описания, должно быть ясно, что могут быть выполнены другие осуществления, которые не выходят за рамки заявленного предмета изобретения, как он представлен здесь. Следовательно, объем заявленного изобретения ограничен только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (12)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ удаления твердых частиц низкой плотности из бурового раствора на нефтяной основе, включающий следующие операции:подача бурового раствора в первый впуск первой линии, сообщенной с центрифугой;введение пара в буровой раствор через второй впуск первой линии, расположенный перед центрифугой;подача смешанных бурового раствора и пара в центрифугу;вращение центрифуги со скоростью вращения, достаточной для отделения твердых веществ от жидкостей;сбор твердых веществ из устройства для выгрузки твердых веществ;сбор из выпуска вытекающего потока, содержащего твердые частицы низкой плотности в количестве менее 1,5%.
- 2. Способ по п.1, в котором пар вводят во второй впуск с расходом от 0,05 до 0,10 галлон/мин в расчете на водный эквивалент.
- 3. Способ по п.2, в котором пар находится под давлением от 88 до 100 фунт/кв.дюйм.
- 4. Способ по п.2, в котором пар находится при температуре от 320 до 350°Е.
- 5. Способ по п.1, в котором пар вводят в первую линию в количестве от 0,25 до 0,4% от объема смеси бурового раствора и пара.
- 6. Установка для удаления твердых веществ низкой плотности из бурового раствора на нефтяной основе, содержащая центрифугу, имеющую впуск для приема раствора, устройство выгрузки твердых веществ и выпуск для вытекающего потока, парогенератор, подающий пар в буровой раствор перед впуском центрифуги, при этом пар впрыскивают в буровой раствор в количестве, достаточном для разделения жидкости и твердых частиц, так что отделенная жидкость включает менее 5,5% твердых частиц, и где твердые частицы в отделенной жидкости включают твердые частицы низкой плотности в количестве менее 2%.
- 7. Установка по п.6, в которой твердые частицы в выпускаемом из выпуска потоке включают твердые вещества низкой плотности в количестве менее 1,5%.
- 8. Установка по п.6, в которой твердые частицы в выпускаемом из выпуска потоке не имеют твердых веществ низкой плотности.
- 9. Установка по п.6, в которой пар вводят во второй входной пуск с расходом от 0,05 до 0,10 галлон/мин в расчете на водный эквивалент.
- 10. Установка по п.9, в которой пар находится под давлением от 88 до 100 фунт/кв.дюйм.
- 11. Установка по п.6, в которой пар находится при температуре от 320 до 350°Е.
- 12. Установка по п.6, в которой пар вводят в первую линию в количестве от 0,25 до 0,4% от объема смеси бурового раствора и пара.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US67052805P | 2005-04-11 | 2005-04-11 | |
| PCT/US2006/013351 WO2006110675A1 (en) | 2005-04-11 | 2006-04-11 | Method and apparatus for centrifugal separation enhancement |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200702218A1 EA200702218A1 (ru) | 2008-02-28 |
| EA010348B1 true EA010348B1 (ru) | 2008-08-29 |
Family
ID=37087350
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200702218A EA010348B1 (ru) | 2005-04-11 | 2006-04-11 | Способ и установка для улучшения разделения центрифугированием |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7455783B2 (ru) |
| EP (1) | EP1871506A4 (ru) |
| AR (1) | AR054343A1 (ru) |
| CA (1) | CA2602685C (ru) |
| EA (1) | EA010348B1 (ru) |
| MX (1) | MX2007012587A (ru) |
| NO (1) | NO344873B1 (ru) |
| WO (1) | WO2006110675A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060225924A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-12 | Catalin Ivan | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud |
| US20060225925A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-12 | M-I Llc | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud |
| US20090107728A1 (en) * | 2007-10-31 | 2009-04-30 | Emerson Clifford Gaddis | Drilling fluid recovery |
| AU2012318265A1 (en) * | 2011-11-17 | 2013-06-06 | Imdex Global B.V. | Solids removal unit |
| CN103111103B (zh) * | 2013-02-28 | 2015-09-16 | 闵方权 | 旋流离心分离设备 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3950230A (en) * | 1972-12-26 | 1976-04-13 | Hanover Research Corporation | Process and apparatus for recovering residual oil from solids dehydrated in an oil medium and grossly deoiled |
| US3951771A (en) * | 1975-07-21 | 1976-04-20 | Atlantic Richfield Company | Solids removal from viscous liquids |
| US6059977A (en) * | 1997-10-16 | 2000-05-09 | Grand Tank (International) Inc. | Method for separating solids from drilling fluids |
| KR200348680Y1 (ko) * | 2004-02-02 | 2004-05-03 | 정재용 | 절삭유 원심분리기 |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3737037A (en) * | 1971-05-03 | 1973-06-05 | Atlantic Richfield Co | Drilling fluid treatment |
| GB2044796B (en) | 1979-03-16 | 1982-12-01 | Rtl Contactor Holding Sa | Extraction of bitumen from oil sands |
| US4482459A (en) * | 1983-04-27 | 1984-11-13 | Newpark Waste Treatment Systems Inc. | Continuous process for the reclamation of waste drilling fluids |
| US4508628A (en) * | 1983-05-19 | 1985-04-02 | O'brien-Goins-Simpson & Associates | Fast drilling invert emulsion drilling fluids |
| USRE35815E (en) * | 1986-07-07 | 1998-06-02 | Landry Service Company, Inc. | Method for treating waste material |
| US4759913A (en) | 1987-04-15 | 1988-07-26 | Freeport Research And Engineering Company | Recovery of liquid phases from three phase emulsions formed in solvent extraction processes |
| US5286386A (en) * | 1988-12-22 | 1994-02-15 | Ensr Corporation | Solvent extraction process for treatment of oily substrates |
| US4938876A (en) * | 1989-03-02 | 1990-07-03 | Ohsol Ernest O | Method for separating oil and water emulsions |
| US5344570A (en) * | 1993-01-14 | 1994-09-06 | James E. McLachlan | Method and apparatus for removing solids from a liquid |
| US5882524A (en) * | 1997-05-28 | 1999-03-16 | Aquasol International, Inc. | Treatment of oil-contaminated particulate materials |
| US6110382A (en) * | 1997-07-25 | 2000-08-29 | Ultra Fine, Inc. | Automated effluence conditioning and treatment |
| US6036870A (en) | 1998-02-17 | 2000-03-14 | Tuboscope Vetco International, Inc. | Method of wellbore fluid recovery using centrifugal force |
| US6132630A (en) * | 1998-02-17 | 2000-10-17 | Tuboscope Vetco International Inc. | Methods for wastewater treatment |
| US6462096B1 (en) * | 2000-03-27 | 2002-10-08 | Elementis Specialties, Inc. | Organophilic clay additives and oil well drilling fluids with less temperature dependent rheological properties containing said additives |
| US6607659B2 (en) * | 2000-12-19 | 2003-08-19 | Hutchison-Hayes International, Inc. | Drilling mud reclamation system with mass flow sensors |
-
2006
- 2006-04-10 AR ARP060101421A patent/AR054343A1/es not_active Application Discontinuation
- 2006-04-11 US US11/401,599 patent/US7455783B2/en active Active
- 2006-04-11 MX MX2007012587A patent/MX2007012587A/es active IP Right Grant
- 2006-04-11 EA EA200702218A patent/EA010348B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-11 WO PCT/US2006/013351 patent/WO2006110675A1/en active Application Filing
- 2006-04-11 CA CA2602685A patent/CA2602685C/en active Active
- 2006-04-11 EP EP06740824A patent/EP1871506A4/en not_active Ceased
-
2007
- 2007-10-09 NO NO20075100A patent/NO344873B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3950230A (en) * | 1972-12-26 | 1976-04-13 | Hanover Research Corporation | Process and apparatus for recovering residual oil from solids dehydrated in an oil medium and grossly deoiled |
| US3951771A (en) * | 1975-07-21 | 1976-04-20 | Atlantic Richfield Company | Solids removal from viscous liquids |
| US6059977A (en) * | 1997-10-16 | 2000-05-09 | Grand Tank (International) Inc. | Method for separating solids from drilling fluids |
| KR200348680Y1 (ko) * | 2004-02-02 | 2004-05-03 | 정재용 | 절삭유 원심분리기 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2007012587A (es) | 2007-12-10 |
| WO2006110675A1 (en) | 2006-10-19 |
| AR054343A1 (es) | 2007-06-20 |
| US7455783B2 (en) | 2008-11-25 |
| EA200702218A1 (ru) | 2008-02-28 |
| CA2602685A1 (en) | 2006-10-19 |
| EP1871506A4 (en) | 2009-06-10 |
| EP1871506A1 (en) | 2008-01-02 |
| NO20075100L (no) | 2007-11-09 |
| NO344873B1 (no) | 2020-06-08 |
| US20060243136A1 (en) | 2006-11-02 |
| CA2602685C (en) | 2013-07-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2602687C (en) | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud | |
| AU2007227385B2 (en) | Recovery system | |
| US2156333A (en) | Cleaning oil well drilling fluids | |
| US20060225924A1 (en) | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud | |
| CA2709300C (en) | System and method of separating hydrocarbons | |
| WO2009065858A1 (en) | Wellbore fluid mixing system | |
| CA2984526C (en) | Diluent treated drilling waste material recovery process and system | |
| US20090107728A1 (en) | Drilling fluid recovery | |
| US3964557A (en) | Treatment of weighted drilling mud | |
| US5422012A (en) | Technique for separating solids from drilling fluids | |
| EA010348B1 (ru) | Способ и установка для улучшения разделения центрифугированием | |
| US3289775A (en) | Apparatus and method for treating drilling mud | |
| CA2792250C (en) | System and method for separating solids from fluids | |
| MX2012010403A (es) | Sistema y metodo para separar los solidos de los fluidos. | |
| WO2014047319A1 (en) | Oil based flocculation mixing and dispersion system | |
| CA2932722C (en) | Process and system for recovery of solids from a drilling fluid | |
| AU2017435878A1 (en) | Using a liquefied gas as a centrifuge aid | |
| Bobo et al. | Mechanical treatment of weighted drilling muds |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY MD |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ KG TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ |