EA015547B1 - Система и способ для поточной обработки озоном углеводородных жидкостей - Google Patents
Система и способ для поточной обработки озоном углеводородных жидкостей Download PDFInfo
- Publication number
- EA015547B1 EA015547B1 EA200971034A EA200971034A EA015547B1 EA 015547 B1 EA015547 B1 EA 015547B1 EA 200971034 A EA200971034 A EA 200971034A EA 200971034 A EA200971034 A EA 200971034A EA 015547 B1 EA015547 B1 EA 015547B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- ozone
- liquid
- condenser
- oil
- contaminants
- Prior art date
Links
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 248
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 49
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 34
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title description 92
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title description 92
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 132
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 55
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims abstract description 47
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 89
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 11
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 8
- 238000005273 aeration Methods 0.000 claims description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 5
- 238000005507 spraying Methods 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 142
- 235000019645 odor Nutrition 0.000 description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 19
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 17
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 15
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 14
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 13
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 13
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 8
- 238000006385 ozonation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 7
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 7
- WURFKUQACINBSI-UHFFFAOYSA-M ozonide Chemical compound [O]O[O-] WURFKUQACINBSI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 7
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 6
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 5
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 5
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 4
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 3
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 238000002845 discoloration Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- AMIMRNSIRUDHCM-UHFFFAOYSA-N Isopropylaldehyde Chemical compound CC(C)C=O AMIMRNSIRUDHCM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 2
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N dimethyl disulfide Chemical compound CSSC WQOXQRCZOLPYPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 2
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 238000005949 ozonolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001122767 Theaceae Species 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 1
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 description 1
- 125000002915 carbonyl group Chemical group [*:2]C([*:1])=O 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000000779 depleting effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 239000013056 hazardous product Substances 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000003734 kidney Anatomy 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 238000001935 peptisation Methods 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 235000003441 saturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000004671 saturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
- E21B21/066—Separating solids from drilling fluids with further treatment of the solids, e.g. for disposal
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09C—RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09C1/00—Reclamation of contaminated soil
- B09C1/06—Reclamation of contaminated soil thermally
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G27/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation
- C10G27/04—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen
- C10G27/14—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, by oxidation with oxygen or compounds generating oxygen with ozone-containing gases
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/10—Feedstock materials
- C10G2300/1033—Oil well production fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Soil Sciences (AREA)
- Treatment Of Water By Oxidation Or Reduction (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Heat Treatment Of Water, Waste Water Or Sewage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе для поточной обработки извлеченных жидкостей, содержащей тепловой реактор для разделения загрязненных выбуренных пород на выбуренные породы и загрязнения посредством подачи тепла на загрязненные выбуренные породы для испарения загрязнений из загрязненных выбуренных пород; первый конденсатор, сообщенный с тепловым реактором для конденсации испарившихся загрязнений; разделитель, сообщенный с первым конденсатором для разделения сконденсированных паров на маслянистую жидкость и водную жидкость; трубопровод обратной связи для подачи по меньшей мере части водной жидкости или маслянистой жидкости обратно в первый конденсатор и генератор озона, функционально соединенный с трубопроводом обратной связи и предназначенный для озонирования по меньшей мере части подаваемой обратно жидкости перед ее подачей в конденсатор.
Description
Настоящее изобретение, в общем, относится к системе для обработки извлеченных жидкостей и, в частности, к системе и способу для поточной обработки озоном извлеченных углеводородных и/или водных жидкостей.
Известный уровень техники
При бурении скважин в земных формациях или при их завершении обычно используются различные жидкости для самых различных целей. Для описания достигнутого уровня техники и уровня техники по самому изобретению такие жидкости будут называться скважинными жидкостями. Скважинные жидкости обычно применяются для следующего: смазывания и охлаждения режущих поверхностей наконечника бура при общем бурении или при вскрытии продуктивного пласта (т.е. при добуривании заданной формации с нефтяным продуктивным пластом), транспортировки выбуренных пород (кусков пород, выбитых режущим действием зуба на наконечнике бура) на поверхность, для управления давлением жидкости в формации для предотвращения выбросов, поддержания стабильности скважины, суспендирования твердых веществ в скважине, минимизации потерь жидкости при вводе в стабилизируемую формацию, через которую проводится бурение скважины, для раздробления пород вблизи скважины, вытеснения жидкости внутри скважины другой жидкостью, очистки скважины, проверки скважины, введения пакерной жидкости, ликвидации скважины или для подготовки ее к ликвидации и для всякой прочей обработки скважины или формации.
Как описано выше, одним из применений скважинных жидкостей является удаление частиц скальных пород (выбуренных пород) из формации, которая подвергается бурению. Возникает проблема удаления этих выбуренных пород, особенно когда используется буровая жидкость на основе нефти или углеводорода. То есть нефть из буровой жидкости (а также любая нефть из формации) становится связанной поверхностями выбуренных пород или адсорбируется ими. Тогда выбуренные породы становятся опасным материалом для окружающей среды, что делает их удаление проблемой.
Были предложены самые разные способы удаления адсорбированных углеводородов из выбуренных пород. В патенте США № 5968370 раскрыт один такой способ, который включает в себя нанесение жидкости для обработки на загрязненные выбуренные породы. Жидкость для обработки включает воду, силикат, неионное поверхностно-активное вещество, анионное поверхностно-активное вещество, компонент для образования фосфата и каустическое соединение. Жидкость для обработки затем контактирует с загрязненными выбуренными породами или предпочтительно тщательно смешивается с ними в течение времени, достаточного для удаления углеводородов, по меньшей мере, из некоторых твердых частиц. Жидкость для обработки вызывает десорбцию углеводородов или их диссоциацию из твердых частиц.
Более того, углеводороды после этого образуют отдельный гомогенный слой из жидкости для обработки и любого водного компонента. Углеводороды затем отделяют от жидкости для обработки и от твердых частиц в этапе отделения, например, посредством отбора легких фракций. Углеводороды затем извлекаются и жидкость для обработки рециркулируется нанесением ее на добавочный загрязненный шлам. Растворитель должен обрабатываться отдельно.
В некоторых известных системах используется низкотемпературная термическая десорбция в качестве средства для удаления углеводородов из экстрагированных грунтов. Вообще говоря, низкотемпературная термическая десорбция (НТТД) является технологией восстановления бывших участков с буровыми скважинами, в которой используется тепло для физического отделения углеводородов от извлеченных грунтов. Термические десорберы предназначены для нагревания грунтов до температур, достаточных для того, чтобы вызвать испарение углеводородов и их десорбцию (физическое отделение) из грунтов. Обычно в известных системах требуется некоторая предварительная и последующая обработка извлеченного грунта, когда используется НТТД. В частности, извлеченные грунты сначала просеиваются для удаления больших выбуренных кусков пород (например, кусков диаметром больше 2 дюймов, 1 дюйм=2,54 см). Эти выбуренные куски пород могут быть уменьшены в размерах (т.е. измельчены или раскрошены) и затем возвращены в подаваемый материал. После выхода из десорбера грунты охлаждаются, вновь увлажняются и стабилизируются (когда это нужно) для подготовки их к удалению/повторному использованию.
В патенте США № 5127343 (343) раскрыт известный аппарат для низкотемпературной термической десорбции углеводородов. На фиг. 1 данного патента показан аппарат, состоящий из трех основных частей: емкости для обработки грунта, батареи нагревателей и вакуумной и газоудаляющей системы. Емкость для обработки грунта представляет собой сосуд прямоугольной формы. Нижняя стенка емкости для обработки грунта имеет множество вакуумных камер, и каждая вакуумная камера имеет расположенную внутри нее удлиненную вакуумную трубу. Вакуумная труба окружена мелким горошковым щебнем, который улавливает частицы грязи и препятствует их попаданию в вакуумный насос, подсоединенный к вакуумной трубе.
- 1 015547
Батарея нагревателей имеет большое число направленных вниз инфракрасных нагревателей, которые плотно расположены для тщательного нагревания всей поверхности грунта, когда нагреватели включены. Аппарат функционирует, нагревая грунт как излучением, так и за счет конвекции, и затем проводится отсасывание воздуха из труб вакуумом от самой удаленной от нагревателей точки. Этот вакуум как отсасывает конвекционное тепло (возникшее из-за возбуждения молекул инфракрасным излучением) от всего грунта, так и понижает давление паров внутри камеры для обработки. Уменьшение давления паров понижает точку кипения углеводородов, вызывая их испарение при гораздо более низких температурах, чем нормально. Вакуум затем удаляет пары и отсасывает их через выпускную трубу, которая может включать в себя конденсатор и каталитический преобразователь.
Из-за необходимости доведения до максимума теплопередачи на загрязненный субстрат с применением температур ниже температур воспламенения в патенте США № 6399851 раскрыт аппарат термического фазового разделения, который нагревает загрязненный субстрат до температуры, позволяющей эффективно испарять загрязнения в загрязненном субстрате, но которая ниже температур воспламенения. Как показано на фиг. 3 и 5 в патенте США № 6399851, аппарат термического фазового разделения включает в себя герметичную камеру для экстракциии или обработки взвеси, имеющую две ванны, расположенные в виде конфигурации в форме почек и снабженную вращающимися шнеками, которые перемещают субстрат через экстракционную камеру, когда субстрат косвенно нагревается средством для нагревания экстракционной камеры.
Помимо применений, описанных выше, специалистам в данной области техники понятно, что извлечение адсорбированных углеводородов является важным применением для целого ряда отраслей промышленности. Например, часто используется процесс с молотковой дробилкой для извлечения углеводородов из твердой породы.
Одной повторно возникающей проблемой, однако, является то, что извлеченные углеводороды, получены ли они описанными выше способами или другим способом, могут стать деградированными из-за самого процесса извлечения или при дальнейшем использовании извлеченных углеводородов. Эта их деградация может проявиться в виде едкого запаха, ухудшенных рабочих характеристик, обесцвечивания и/или других факторов, которые будут заметны для специалистов в данной области техники.
Поэтому существует постоянная потребность в системах и способах для обработки извлеченных углеводородов с целью уменьшения запаха и обесцвечивания и улучшения рабочих характеристик.
Сущность изобретения
В одном аспекте настоящее изобретение относится к системе поточной обработки извлеченных жидкостей, содержащей тепловой реактор для разделения загрязненных выбуренных пород на выбуренные породы и на загрязнения посредством подачи тепла к загрязненным выбуренным породам для испарения из них загрязнений, первый конденсатор, сообщенный с тепловым реактором для конденсации испарившихся загрязнений, разделитель, сообщенный с первым конденсатором для разделения сконденсированных паров на маслянистую жидкость и на водную жидкость, при этом по меньшей мере часть водной жидкости или маслянистой жидкости подается обратно в первый конденсатор по трубопроводу обратной связи, и генератор озона, функционально связанный с трубопроводом обратной связи, при этом по меньшей мере часть подаваемой обратно жидкости озонируется генератором озона и подается в конденсатор.
В другом аспекте настоящее изобретение относится к системе поточной обработки извлеченных жидкостей, содержащей тепловой реактор для разделения загрязненных выбуренных пород на выбуренные породы и на загрязнения путем прикладывания тепла для испарения загрязнений из загрязненных выбуренных пород, первый конденсатор, сообщенный с тепловым реактором для конденсации первых испарившихся загрязнений в виде первой сконденсированной жидкости, при этом по меньшей мере одна часть сконденсированной жидкости подается обратно в первый конденсатор по первому трубопроводу обратной связи, второй конденсатор, сообщенный с первым конденсатором для конденсации вторых испарившихся загрязнений в виде второй сконденсированной жидкости, первый разделитель, сообщенный со вторым конденсатором для разделения второй сконденсированной жидкости на вторую маслянистую жидкость и на вторую водную жидкость, при этом по меньшей мере часть по меньшей мере одной из маслянистой жидкости и водной жидкости подается обратно во второй конденсатор по второму трубопроводу обратной связи, и генератор озона, функционально связанный по меньшей мере с одним трубопроводом, выбранным из первого и второго трубопровода обратной связи, при этом по меньшей мере одна из возвращаемых жидкостей озонируется генератором озона.
Еще в одном аспекте настоящее изобретение относится к способу поточной обработки извлеченных жидкостей, содержащему разделение загрязненных выбуренных пород на выбуренные породы и на загрязнения посредством подачи тепла к загрязненным выбуренным породам для испарения загрязнений из загрязненных выбуренных пород, конденсацию по меньшей мере части испарившихся загрязнений в первом конденсаторе, разделение сконденсированных паров на первую маслянистую жидкость и на первую водную жидкость, при этом по меньшей мере часть одной из первой маслянистой жидкости и первой водной жидкости подается обратно в первый конденсатор по первому трубопроводу обратной связи, и инжекцию озона по меньшей мере в часть подаваемой обратно жидкости до достижения оптимальной
- 2 015547 массы озона на 1 г жидкости по меньшей мере части подаваемой обратно жидкости.
Еще в одном аспекте настоящее изобретение относится к способу поточной обработки извлеченных жидкостей, содержащему разделение загрязненных выбуренных пород на выбуренные породы и на загрязнения посредством подачи тепла к загрязненным выбуренным породам для испарения загрязнений из загрязненных выбуренных пород, конденсацию по меньшей мере части испарившихся загрязнений в первом конденсаторе, при этом по меньшей мере часть сконденсированной части испарившихся загрязнений подается обратно в первый конденсатор по первому трубопроводу обратной связи, конденсацию по меньшей мере части оставшихся испарившихся загрязнений во втором конденсаторе, разделение оставшейся части сконденсированных паров на первую маслянистую жидкость и на первую водную жидкость, при этом по меньшей мере часть одной из первой маслянистой жидкости и первой водной жидкости подается обратно во второй конденсатор по второму трубопроводу обратной связи, и инжекцию озона по меньшей мере в часть обратно подаваемых жидкостей до достижения оптимальной массы озона на 1 г жидкости по меньшей мере части подаваемой обратно жидкости.
Другие аспекты и преимущества раскрытых здесь вариантов осуществления будут очевидны из следующего описания и приложенной формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана блок-схема системы обработки извлеченных углеводородов озоном в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 2 иллюстрирует вариант озонового устройства, функционально подсоединенного к трубопроводу обратной связи в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 3 иллюстрирует систему для обработки озоном извлеченных углеводородов в соответствии с другим вариантом настоящего изобретения.
Фиг. 4 иллюстрирует систему для обработки озоном извлеченных углеводородов в соответствии с еще одним вариантом настоящего изобретения.
Подробное описание
В одном или нескольких аспектах раскрытые варианты осуществления изобретения относятся к системам и способам для обработки извлеченных жидкостей, таких как углеводороды и/или вода. В частности, раскрытые варианты осуществления изобретения относятся к системам и способам для обработки углеводородов и/или воды, которые были извлечены из твердых материалов посредством озона.
Когда жидкости отделяются от твердых пород, через которые проводится бурение, посредством, например, системы термического фазового разделения (ТФР), высокие температуры, используемые для проведения процесса разделения, вызывают термический крекинг и деградацию нефти и других компонентов буровых жидкостей, отделенных с нефтяной фазой. ТФР система приспособлена для отделения воды и неводной жидкости от твердых материалов, например выбуренных пород. Процесс разделения также образует химические вещества, которые могут придать нефти и/или воде неприятный запах и обесцветить нефть, что может отрицательно повлиять на маркетинг конечного продукта.
Как отмечено выше, целый ряд известных способов для извлечения адсорбированных углеводородов из выбуренных пород (т.е. скалистой породы, извлеченной из земной формации) в настоящее время используется производителями углеводородов. Хотя варианты осуществления, раскрытые здесь, не ограничиваются этой отраслью промышленности, в вариантах осуществления, описанных ниже, рассматривается процесс в этом контексте для облегчения объяснения. Вообще, раскрытые здесь варианты осуществления могут быть применены к любой крекируемой углеводородной жидкости или водной жидкости. Крекируемой углеводородной жидкостью является жидкость, в которой, по меньшей мере, некоторые из высших алканов, присутствующих в жидкости, были преобразованы в низшие алканы и алкены.
Известный способ извлечения углеводородов, как он был описан выше, включает в себя косвенный нагрев материала, имеющего адсорбированные материалы, который вызывает испарение углеводородов и/или водных жидкостей. Испарившиеся углеводород и пары водных жидкостей затем экстрагируются, охлаждаются, конденсируются и отделяются. В результате процесса нагревания даже при низких температурах часть извлеченного углеводорода и/или водной жидкости может быть деградирована и/или загрязнена. Термин деградированный, как он здесь используется, просто означает, что по меньшей мере одно свойство углеводородной жидкости становится хуже, чем у чистого образца. Например, деградированная жидкость может обесцвечиваться, может иметь пониженную температуру вспышки, может иметь резкий запах или может иметь повышенную вязкость. Извлеченные углеводороды, как этот термин здесь используется, относится к углеводородам, которые были испарены из твердого субстрата и сконденсированы посредством любого известного способа. Как здесь используется, извлеченные углеводороды могут также называться нефтью, отделенной посредством ТФР или нефтью. Аналогичным образом извлеченными водными жидкостями называются водные жидкости, которые также были испарены из твердого субстрата и сконденсированы посредством любого известного способа.
- 3 015547
Изобретатели настоящего изобретения проанализировали дизельное топливо, которое было подвергнуто термическому крекингу, и обнаружили диметилдисульфид, изобутиральдегид и толуол, как возможные вещества, способствующие деградации некоторых свойств углеводородной жидкости. Эти химические вещества обычно не присутствуют в композициях буровых жидкостей и могут образоваться из органоглин, добавок к буровым жидкостям или загрязнений из формаций, подвергаемых бурению.
Озон.
В раскрытых вариантах осуществления изобретения крекируемая углеводородная жидкость и/или водная жидкость приводится в контакт с потоком озона. Озон известен как окислитель, и предшествующие исследования показали, что озон не вступает в реакцию с насыщенными соединениями, такими как алканы и насыщенные жирные кислоты. Также известно, что озон вступает в реакцию с ненасыщенными соединениями, такими как алкены, ненасыщенные жирные кислоты, ненасыщенные сложные эфиры и ненасыщенные поверхностно-активные вещества. Изобретатели настоящего изобретения открыли, что при пропускании озона через крекированные углеводороды могут быть получены улучшенные углеводородные жидкости. В частности, изобретатели настоящего изобретения открыли, что может произойти ослабление запаха и улучшение окраски. Уменьшение запаха является важной задачей из-за ужесточения правил ограничения загрязнений в производстве углеводородов. В патенте США № 2005/0247599, выданном настоящему заявителю и включенном в данное описание посредством ссылки, раскрыты система и способ для обработки углеводородной жидкости для уменьшения резких запахов и обесцвечивания углеводорода и повышения рабочих характеристик. Способ включает в себя нагревание загрязненного материала для испарения загрязнений и контактирование испаренных загрязнений с эффективным количеством озона.
Варианты осуществления настоящего раскрытого изобретения включают в себя контактирование углеводородной жидкости с эффективным количеством озона. Используемое здесь эффективное количество относится к количеству, достаточному для улучшения требуемого свойства (такого как запах или цвет) в углеводородной жидкости. Специалист в данной области техники поймет, что эффективное количество является функцией концентрации загрязнений и объема жидкостей для обработки. Более того, эффективное количество озона может также являться функцией времени.
Не ограничиваясь каким-либо определенным механизмом, изобретатели настоящего изобретения полагают, что раскрытые здесь способы функционируют в соответствии с химической реакцией, известной как озонолиз. Механизм реакции для типичной реакции озонолиза включает в себя алкен, как показано ниже
Таким образом, в реакции молекула озона (О3) вступает в реакцию с двойной связью углеродуглерод с образованием промежуточного продукта, известного как озонид. Гидролиз озонида приводит к карбонильным продуктам (например, альдегидам и кетонам). Важно отметить, что озонид является нестабильным взрывчатым соединением, и поэтому должны быть приняты меры предосторожности, чтобы избежать накопления больших осадков озонида.
Чрезмерная обработка извлеченных жидкостей озоном может привести к образованию нефти, имеющей прогорклые или кислые свойства из-за изобилия карбоновых кислот, и может также привести к образованию осадка. Извлеченные жидкости, недостаточно обработанные озоном, могут все еще проявлять деградированные свойства, как указано выше. Поэтому требуется оптимизация процесса обработки озоном извлеченных жидкостей. Оптимизация дозирования озона для обработки извлеченных жидкостей будет более подробно рассмотрена ниже.
Была исследована эффективность озона как агента для улучшения по меньшей мере одного свойства углеводородной жидкости. В этом варианте осуществления были использованы извлеченные углеводороды. Один подходящий источник извлекаемых углеводородов описан в патентной заявке США № 10/412720 (публикация № 2004/0204308), которая была выдана заявителю настоящего изобретения. Эта заявка приведена полностью в виде ссылки.
Другой подходящий источник извлекаемых углеводородов описан в патенте США № 6658757, который выдан заявителю настоящего изобретения. Этот патент включен в данное описание полностью путем ссылки. Эти два способа получения извлекаемых углеводородов являются просто примерами, и объем настоящего изобретения не ограничивается источником жидкости, подлежащей обработке.
- 4 015547
Система и способ для обработки извлеченных жидкостей
На фиг. 1 показана система 100 для обработки извлеченных жидкостей озоном в соответствии с настоящим изобретением. В показанном варианте осуществления система 100 обеспечивает поточную обработку извлеченных углеводородов. Используемый здесь термин поточный относится к системе или способу, который проводится без значительного прерывания основных операций по извлечению нефти из загрязненных выбуренных пород. Другими словами, системы для обработки извлеченных углеводородов в соответствии с раскрытыми здесь вариантами осуществления изобретения могут просто добавляться в виде витка обратной связи без прерывания работы устройств, обычно используемых при извлечении нефти.
В показанном варианте осуществления система 100 включает в себя нагревательную камеру 10, которая может испарять углеводороды с поверхности выбуренных пород 5 посредством подачи к ним тепла. В одном варианте осуществления перед подачей выбуренных пород 5 в нагревательную камеру породы 5 сначала могут быть просеяны для удаления больших выбуренных кусков породы (например, кусков диаметром больше 50,8 мм). Например, выбуренные породы, образующиеся в процессе бурения, могут быть подвергнуты воздействию устройства для просеивания (не показано), например вибросита. Кроме того, выбуренные породы 5 могут также пропускаться через емкость под давлением (не показана) для облегчения их загрузки в нагревательную камеру 10. Специалист в данной области техники поймет, что выбуренные породы 5 могут быть подвергнуты любой предварительной обработке, известной в этой области.
Нагревательная камера 10 в соответствии с настоящим изобретением может включать любой тип теплового реактора или оборудования с косвенным нагревом для извлечения нефти термической десорбцией, известной в этой области техники, включая, например, термический фазовый разделитель (ТФР). Нагревательная камера 10 может прикладывать тепло посредством излучения, конвекции, трения и/или их сочетания к выбуренным породам 5. В одном варианте осуществления нагревательная камера 10 может генерировать тепло посредством вращения роторных рычагов внутри нее. Генерация тепла может вызвать испарение по меньшей мере части загрязнений, адсорбированных поверхностью выбуренных пород 5.
После завершения испарения испарившиеся загрязнения откачиваются из нагревательной камеры 10 и подаются в конденсационную систему 20. Любой дисперсный материал 12, который присутствует в оставшихся загрязнениях, выводится из нагревательной камеры 10. Любой дисперсный материал, отделенный от испарившихся загрязнений 15, может быть транспортирован к месту извлечения твердых материалов (не показано).
В показанном варианте осуществления использована конденсационная система 20, позволяющая провести конденсацию испарившихся загрязнений 15. Посредством конденсации паровая фаза испарившихся загрязнений 15 превращается в жидкую форму, которая может содержать маслянистый и/или водный компонент. После этого сконденсированные пары 30, т.е. жидкости, содержащие маслянистые и/или водные компоненты, переносятся в разделитель 40 нефть/вода. Разделитель 40 нефть/вода имеет конфигурацию для разделения сконденсированных паров 30 на маслянистую жидкую фазу и на водную жидкую фазу.
В одном варианте осуществления извлеченная нефть 50 направляется для сбора в резервуар 60 для извлеченной нефти. В некоторых вариантах осуществления извлеченная нефть может быть рециркулирована в конденсационную систему 20. Между тем часть извлеченной воды 70 подается обратно через трубопровод 120 обратной связи в конденсационную систему 20, и некоторое количество 75 извлеченной воды транспортируется для повторного использования, удаления или для дальнейшей обработки.
В одном варианте осуществления использован насос 90 для откачки извлеченной воды 70 из разделителя 40 вода/нефть через трубопровод 120 обратной связи. Извлеченная вода 70 может подаваться в теплообменник 95 перед ее рециркуляцией в конденсационную систему 20. В соответствии с раскрытыми здесь вариантами осуществления генератор 110 озона функционально связан с трубопроводом 120 обратной связи в выбранной точке между отделителем 40 нефть/вода и конденсационной системой 20.
В показанном варианте осуществления генератор 110 озона сконфигурирован для генерации и инжекции озона в возвращаемый поток извлеченной воды 70. Как описано выше, молекула озона (О3) вступает в реакцию с двойной связью углерод-углерод с образованием промежуточного продукта, известного как озонид. Скорость потока озона и скорость возвращаемого потока извлеченной воды 70 управляются генератором 110 озона и водяным насосом 90 таким образом, чтобы достигался заданный уровень содержания озона в извлеченной воде 70.
Генератор 110 озона генерирует поток озона, который поступает в трубопровод 120 обратной связи. В некоторых вариантах осуществления генератор 110 озона сконфигурирован для обеспечения выбранных количеств озона (выбранных, например, в г/ч) в извлеченной воде 70 внутри трубопровода 120 обратной связи таким образом, чтобы полученная обработанная вода содержала заданную массу озона на 1 г воды для определенного времени реакции. В одном варианте осуществления, например, генератор 110 озона может обеспечить до 14 г озона на 1 кг углеводородных паров в трубопроводе 15 к трубопроводу 120 обратной связи. Для правильной работы генератору 110 озона могут способствовать любые из
- 5 015547 вестные устройства в этой области техники, такие как компрессор воздуха и резервуар для воды, как было описано со ссылкой на фиг. 2.
В показанном варианте осуществления извлеченная вода 127, содержащая озон, далее протекает по трубопроводу 120 обратной связи к конденсационной системе 20. В некоторых вариантах осуществления может быть использован вентиль (не показан) для управления скоростью потока. Извлеченная вода 127, содержащая озон, затем смешивается с десорбированными парами 15 и с жидкостями, содержащими сконденсированные пары 30, в конденсационной системе 20, что способствует удалению запахов, возникающих преимущественно от деградированных углеводородов. Смесь извлеченной воды 127 с озоном может достигаться, например, распылением озона в противоточном направлении по отношению к десорбированным парам 15, что может обеспечить улучшенные время контактирования, площадь поверхности, массо- и теплопередачу между парами 15 и извлеченной водой 127, содержащей озон.
На фиг. 2 проиллюстрирован один вариант осуществления озонного устройства 254, оперативно связанного с трубопроводом 220 обратной связи в соответствии с раскрытыми здесь вариантами осуществления. Озонное устройство 254 включает в себя генератор 210 озона и воздушный компрессор, сконфигурированный так, чтобы захватывать воздух через впуск 204 и направлять сжатый воздух в генератор 210 озона. Генератор 210 озона сконфигурирован для приема сжатого воздуха от воздушного компрессора 206 и воды от резервуара 216 для воды.
Любой известный генератор озона может быть использован так, чтобы он подавал заданный поток озона с заданной концентрацией в трубопровод 220 обратной связи. Коммерческие генераторы озона могут быть приобретены у целого ряда торговых фирм, например генератор озона модель ЬО-7 у фирмы Охопе Епдтееттд, 1пс. (Е1 БоЬгаШс. СА). Однако специалист в данной области техники понимает, что следует выбрать конкретный генератор озона на основе габаритов системы и объема извлеченной нефти, который требуется обработать. Между воздушным компрессором 206 и генератором 210 озона может быть подсоединено большое число фильтров, например коалесцирующий фильтр 248 и фильтр 252, и воздушная сушилка 250 для удаления или уменьшения любых загрязнений или влаги в сжатом воздухе. В одном варианте осуществления регулятор 244 давления может быть функционально подсоединен к трубопроводу подачи потока воздуха от воздушного компрессора 206 для регулирования давления сжатого воздуха, поступающего в генератор 210 озона.
В одном варианте осуществления озонное устройство 254 может также включать в себя холодильник 214, предназначенный для приема и охлаждения воды, подаваемой насосом 238 из резервуара 216 для воды. Охлажденная вода может затем быть подана в генератор 210 озона. Вода, поданная в генератор 210 озона, может циркулироваться обратно в резервуар 216 для воды и рециркулироваться через холодильник 214 и генератор 210 озона, образуя тем самым петлю охлаждения. В некоторых вариантах осуществления расходомер 226 может быть оперативно подсоединен между холодильником 214 и генератором 210 озона для измерения скорости потока воды к генератору 210 озона. Кроме того, к генератору 210 озона может быть функционально подсоединен вентиль 242 одностороннего действия для управления скоростью подачи потока озона в трубопровод 220 обратной связи. В одном варианте осуществления монитор 234 озона может быть функционально подсоединен между генератором 210 озона и трубопроводом 220 обратной связи для мониторинга количества озона, подаваемого в трубопровод 220 обратной связи. Специалисту в данной области техники понятно, что может быть использован любой монитор озона, например монитор процесса озонирования модели 454-М, предлагаемый фирмой АР1, 1пс. (Бал П1едо, СА).
В показанном варианте осуществления генератор 210 озона инжектирует озон через устройство 223 для аэрации в трубопровод 220 обратной связи. Посредством такой инжекции озона по меньшей мере часть извлеченной воды 270, которая протекает через трубопровод 220 обратной связи, может захватывать озон и тем самым озонироваться. В одном варианте осуществления устройство 223 для аэрации может быть расположено в трубопроводе 220 обратной связи таким образом, чтобы оно инжектировало или распыляло озон в извлеченную воду 270. В одном варианте осуществления устройство 223 для аэрации может включать в себя перегородку или мембрану, имеющую маленькие отверстия, через которые распыляется озон. Мембрана может быть гибкой, такой как тканый или нетканый материал, или пленкой из резины или другого эластомера с перфорированными отверстиями, сформованными отливкой, или както иначе сформированными в ней. Альтернативно, мембрана может быть жесткой, например из твердой фритты, которая является телом из спеченных частиц с маленькими отверстиями между частицами, или металлической поверхностью с мелкой перфорацией или отверстиями, полученными любым средством, известным в данной области техники. Специалист в данной области техники, однако, поймет, что мембрана может быть изготовлена из любого самого различного материала, известного в этой области техники, который проявляет стойкость к деградации в жидкостях, содержащих озон, и формируемый таким образом, чтобы через мембрану мог распыляться озон в жидкости. Кроме того, специалист в данной области техники поймет, что может быть использовано любое другое устройство для инжекции озона в трубопровод, не отступая от объема раскрытых здесь вариантов осуществления изобретения. Помимо этого, хотя на фиг. 2 показан только один генератор озона и одно устройство для аэрации, специалист в данной области техники поймет, что может быть смонтировано большое число генераторов озона и уст
- 6 015547 ройств для аэрации вдоль трубопровода 220 обратной связи для достаточного озонирования.
Извлеченная вода 227, обработанная озоном, затем подается через трубопровод 220 обратной связи в резервуар, где требуется извлеченная вода, обработанная озоном, для удаления запаха. Специалист в данной области техники поймет, что извлеченная вода, обработанная озоном, может быть подана в любую емкость, резервуар или бочку. Может использоваться вентиль (не показан) для управления скоростью потока воды.
Трубопровод 220 обратной связи может также включать в себя вентиль 242 одностороннего действия, предназначенный для выпуска газов из трубопровода 220. Кроме того, устройство 218 для разрушения озона может быть функционально подсоединено к трубопроводу 220 обратной связи для удаления избыточного озона из трубопровода 220, для безопасного превращения озона снова в кислород и затем выпуска через отверстие 224 безопасных газов в атмосферу. В одном варианте осуществления устройство 218 для разрушения озона может включать в себя цилиндр с набивкой из гранул МдО. МдО действует как катализатор для превращения озона снова в кислород, и он не расходуется при контакте с озоном или воздухом. Однако специалисту в данной области техники понятно, что могут быть использованы и другие типы устройств для разрушения озона, такие как высокотемпературный окислитель, который может эффективно разрушать озон. В некоторых вариантах осуществления монитор озона может быть функционально подсоединен между трубопроводом 220 обратной связи и устройством 218 для разрушения озона для мониторинга количества переносимого озона. Специалист в данной области техники поймет, что может быть использован любой монитор озона, например монитор процесса озонирования модели 454-М, предлагаемый фирмой ΑΡΙ, 1пс. (8ап Ωίοβο. СА).
На фиг. 3 показана система 300 для обработки извлеченных жидкостей озоном в соответствии с другим раскрытым здесь вариантом осуществления. В показанном варианте осуществления система 300 также обеспечивает поточную обработку извлеченных углеводородов. Загрязненные выбуренные породы 305, образующиеся в процессе бурения, загружаются в нагревательную камеру 310. Тепло, создаваемое конвекцией, излучением, трением и/или их сочетанием, испаряет по меньшей мере часть загрязнений, адсорбированных поверхностью выбуренных пород.
В показанном варианте осуществления испарившиеся загрязнения (т.е. десорбированные пары 315) откачиваются из нагревательной камеры 310 и затем пропускаются через конденсатор 320 для нефти для проведения конденсации по меньшей мере части паров нефти и отделения их от оставшихся десорбированных паров 321. Десорбированные пары 321 затем подаются в водяной конденсатор 322. Водяной конденсатор 322 обеспечивает конденсацию по меньшей мере части водяных паров и их отделение от несконденсированных газов.
Как показано, сконденсированные пары как в конденсаторе 320 для нефти, так и в водяном конденсаторе 322 могут содержать маслянистый компонент (например, нефть) и водный компонент (например, воду), смешанные один с другим. Для разделения этих двух видов жидкости сконденсированные пары в конденсаторе 320 для нефти и в водяном конденсаторе 322 переносятся, как показано стрелками 330 и 332, соответственно в первый разделитель 340 и во второй разделитель 342. В одном варианте осуществления первый разделитель 340 осуществляет разделение переносимых сконденсированных паров на нефть и воду. Аналогичным образом второй разделитель 342 также проводит разделение переносимых сконденсированных паров на нефть и воду. Разделенные нефть и вода могут направляться для их сбора в резервуары 380 и 362 для извлеченной нефти и в резервуары 360, 364 для извлеченной воды. В некоторых вариантах осуществления часть извлеченной нефти и воды может быть рециркулирована как 370, 372 через первый и второй трубопроводы обратной связи 384 и 382 соответственно в конденсатор 320 нефти и водяной конденсатор 322. Возможно, но не обязательно, рециркулированные нефть 370 и вода 372 могут направляться в теплообменник 395, 397 перед их рециркуляцией в конденсатор 320 нефти и конденсатор 322 воды. В одном варианте осуществления предлагаются насосы 390, 392 для прокачки рециркулированных нефти 370 и воды 372 соответственно через трубопроводы 384, 382 обратной связи. В соответствии с раскрытыми здесь вариантами осуществления генератор 386 озона функционально подсоединен по меньшей мере к одному из трубопроводов 384, 382 обратной связи. Хотя генератор 384 озона, как показано на фиг. 3, подсоединен только к трубопроводу 384 обратной связи, специалисту в данной области техники ясно, что к трубопроводу 382 обратной связи может быть подсоединен или генератор 386, или другой генератор озона.
В одном варианте осуществления генератор 386 озона может быть аналогичным генераторам 110, 210 озона, как описано со ссылкой на фиг. 1 и 2. Скорость потока озона и скорость возвращаемого потока 370 извлеченной нефти регулируются генератором 386 и насосом 390 таким образом, чтобы достигался заданный уровень содержания озона в извлеченной нефти 370. Специалисту в данной области техники ясно, что скорость потока озона для озонирования извлеченной нефти 370 может быть выбрана на основе целого ряда факторов, например скорости потока извлеченной нефти 370 в трубопроводе 420 обратной связи или количества деградированных углеводородов в извлеченной нефти 370, и это не ограничивает объем описанных здесь вариантов осуществления.
- 7 015547
Более подробно, скорость потока озона и скорость возвращаемого потока 370 извлеченной нефти определяются на основе задаваемого времени проведения реакции озона (т.е. промежутка времени, в течение которого извлеченная нефть подвергается воздействию озона), что приводит к оптимальной массе озона на 1 г нефти. В одном варианте осуществления, например, генератор 386 озона может обеспечивать до 14 г озона на 1 кг углеводородных паров в трубопроводе 315 к трубопроводу 384 обратной связи.
В другом варианте осуществления задаваемая масса озона на 1 г нефти составляет от 4000 до 14000 частей на миллион (чнм) О3 на 1 г нефти. В другом варианте осуществления масса озона на 1 г нефти составляет от 6000 до 10000 чнм О3 на 1 г нефти. Еще в одном варианте осуществления масса озона на 1 г нефти составляет от 6000 до 8000 чнм О3 на 1 г нефти. Однако специалист в данной области техники поймет, что эффективное количество озона может зависеть от конкретного образца извлеченной нефти, подлежащего обработке. Кроме того, хотя вышеупомянутые количества озона могут быть достаточны для озонирования извлеченных углеводородов, может быть желательно уменьшить количество озона, вводимое в трубопроводы с потоками для уменьшения и/или предотвращения избыточной обработки извлеченных углеводородов, которое может, например, привести к образованию осадка. В частности, изобретатели настоящего изобретения обнаружили, что образование осадочного вещества в оборудовании и т.д., может быть использовано для мониторинга количества и/или скорости потока озона, вводимого в системы по настоящему изобретению. Таким образом, при обнаружении осадка, например, визуальным детектированием или другим автоматизированным средством, известным в данной области техники, концентрация и/или скорость потока озона может быть снижена для уменьшения образования осадка и, тем самым, предотвращения избыточной обработки.
Например, в одном варианте осуществления образец из 500 мл извлеченной нефти, в которую распыляется озон из генератора озона с подачей газа 1,625 л/мин при впускном давлении
1,3 фунтов/кв.дюйм и 100% концентрации озона при окружающем давлении, задаваемое время реакции составляет от 30 до 60 мин. В другом варианте осуществления время реакции составляет между 40 и 50 мин. Еще в одном варианте осуществления время реакции составляет приблизительно 45 мин. Как показано в нижеприведенном примере, эти диапазоны времени реакции приводят к массе озона на 1 г нефти в диапазоне от 6000 до 14000 чнм О3 на 1 г нефти.
В некоторых вариантах осуществления к трубопроводам 384, 382 обратной связи может быть функционально подсоединен один или больше датчиков температуры (не показаны) для определения температуры внутри трубопроводов. Дополнительно к трубопроводам 384, 382 обратной связи может быть оперативно подсоединен один или несколько датчиков давления для определения давления внутри трубопроводов. В одном варианте осуществления давление внутри трубопровода 384 обратной связи может регулироваться так, как это известно в этой области техники. Таким образом, в одном варианте осуществления время реакции может быть подобрано на основе температуры и давления внутри трубопровода 384 обратной связи.
При озонировании извлеченная нефть, обработанная озоном, далее протекает через трубопровод 384 обратной связи к конденсатору 320 нефти. В некоторых вариантах осуществления может быть использован вентиль (не показан) для управления скоростью потока. Извлеченная нефть, обработанная озоном, затем смешивается с конденсируемыми парами в конденсаторе 320 нефти, что способствует удалению запахов, возникающих преимущественно из-за деградированных углеводородов.
Как показано, на фиг. 4 иллюстрируется другая система 400 для обработки извлеченных жидкостей озоном в соответствии с другим раскрытым здесь вариантом осуществления. В показанном варианте осуществления система 400 также обеспечивает поточную обработку извлеченных углеводородов. Загрязненные выбуренные породы 405, образующиеся в процессе бурения, загружаются в нагревательную камеру 410. Тепло, получаемое конвекцией, излучением, трением и/или их сочетанием, испаряет по меньшей мере часть загрязнений, адсорбируемых поверхностью выбуренных пород.
В показанном варианте осуществления испарившиеся загрязнения (т.е. десорбированные пары 415) удаляются из нагревательной камеры 410 и затем пропускаются через конденсатор 420 нефти для обеспечения конденсации по меньшей мере части паров нефти и их отделение от оставшихся десорбированных паров 421. Десорбированные пары 421 затем подаются в водяной конденсатор 422. Водяной конденсатор 422 позволяет конденсировать пары воды и их отделение от неконденсированных газов.
Как показано, конденсируемые пары в конденсаторе 420 нефти содержат только маслянистый компонент. Специалист уровня в данной области техники поймет, что посредством поддержания температуры конденсатора 420 нефти при достаточно низком уровне может быть сконденсирована только нефть в этом конденсаторе 420. Сконденсированные пары нефти в конденсаторе 420 нефти могут быть поданы в трубопровод 430 для извлечения нефти в 480.
Также показано, что конденсируемые пары в водяном конденсаторе 422 могут содержать маслянистый компонент (например, нефть) и водный компонент (например, воду), смешивающиеся один с другим. Для разделения этих двух видов жидкости конденсируемые пары в водяном конденсаторе 422 подаются по трубопроводу 432 в разделитель 442 нефть/вода. В одном варианте осуществления разделитель 442 осуществляет разделение поданных конденсируемых паров на нефть и воду. Разделенные нефть и вода могут быть направлены для сбора в места извлечения нефти 462 и воды 460.
- 8 015547
В некоторых вариантах осуществления часть извлеченной нефти 480 и воды 460 может быть рециркулирована по 470, 472 через первый и второй трубопроводы 484, 482 обратной связи соответственно в конденсатор 420 нефти и водяной конденсатор 422. Возможно, но не обязательно, рециркулированные нефть 470 и вода 472 могут быть поданы в теплообменник 495, 497 перед из рециркуляцией в нефтяной и водяной конденсаторы 420, 422. В одном варианте осуществления могут быть предусмотрены насосы 490, 492 для прокачки рециркулируемых нефти 470 и воды 472 соответственно через трубопроводы 484, 482. В соответствии с раскрытыми здесь вариантами осуществления генераторы 486, 496 озона функционально подсоединены соответственно к трубопроводам 484, 482 обратной связи. Хотя генераторы 486, 496 озона, как показано на фиг. 4, оба подсоединены к трубопроводам 484, 482 обратной связи, специалист в данной области техники поймет, что генератор 486 озона или генератор 496 озона может быть подсоединен или к трубопроводу 484 обратной связи, или к трубопроводу 482 обратной связи в альтернативных вариантах осуществления.
В одном варианте осуществления генераторы 486, 496 озона могут быть такими же, как и генераторы 110, 210 озона, описанные со ссылкой на фиг. 1 и 2. Скоростью потока озона и скоростью возвращаемого потока рециркулируемой нефти 470 и рециркулируемой воды 472 управляют генераторы 486, 496 озона и насосы 490, 492 так, чтобы достигался заданный уровень содержания озона в рециркулируемой нефти 470 и в рециркулируемой воде 472. Специалисту в данной области техники понятно, что скорость потока озона для озонирования рециркулируемой нефти 470 и рециркулируемой воды 472 может быть выбрана на основе учета целого ряда факторов, например скорости потока рециркулируемой нефти 470 и/или рециркулируемой воды 472 в трубопроводах 484, 482, или количества деградированных углеводородов в рециркулируемой нефти 470 и рециркулируемой воде 472, и он не ограничивает объем описанных здесь вариантов осуществления.
Более подробно, скорость потока озона и скорость возвращаемого потока рециркулируемой нефти 470 и рециркулируемой воды 472 определяются на основе задаваемого времени реакции озона (т.е. промежутка времени, в течение которого извлеченная нефть подвергается воздействию озона), что приводит к оптимальной массе озона на 1 г нефти. В одном варианте осуществления, например, генераторы 486 озона могут обеспечить до 14 г озона на 1 кг углеводородных паров в трубопроводе 415 к трубопроводам 484 обратной связи. Может быть использован один из генераторов или оба генератора 486, 496 озона, но в конкретном варианте осуществления общая концентрация полученного озона может быть до 14 г озона на 1 кг углеводородных паров в трубопроводе 415 к трубопроводам 484 обратной связи.
В одном варианте осуществления задаваемая масса озона на 1 г нефти составляет между 6000 и 14000 чнм О3 на 1 г нефтяной жидкости.
В другом варианте осуществления масса озона на 1 г нефти составляет между 10000 и 13000 чнм О3 на 1 г нефти.
Еще в одном варианте осуществления масса озона на 1 г нефти составляет между 13000 и 14000 чнм О3 на 1 г нефти. Кроме того, при обработке подаваемых обратно водных жидкостей задаваемая масса озона на 1 г водной жидкости может находиться в диапазоне между 1000 и 4000 чнм О3 на 1 г водной жидкости, между 1500 и 3000 чнм О3 на 1 г водной жидкости в другом варианте осуществления и около 2000 чнм О3 на 1 г водной жидкости еще в одном варианте осуществления.
Например, в одном варианте осуществления для образца из 500 мл извлеченной нефти, в который распылен озон от генератора озона, имеющего подачу газа 1,625 л/мин при впускном давлении
1,3 фунтов/кв.дюйм, и при 100% концентрации озона при окружающем давлении, задаваемое время реакции составляет между 20 и 60 мин.
В другом варианте осуществления время реакции составляет между 40 и 50 мин. Еще в одном варианте осуществления время реакции составляет приблизительно 45 мин. Как показано в нижеприведенном примере, эти времена реакции приводят к тому, что масса озона на 1 г нефти находится в интервале от 4000 до 14000 чнм О3 на 1 г нефти.
В некоторых вариантах осуществления один или больше датчиков температуры могут быть функционально подсоединены (не показано) к трубопроводам 484, 482 обратной связи для определения температуры внутри трубопроводов. Помимо этого, один или больше датчиков давления могут быть функционально подсоединены к трубопроводам 484, 482 обратной связи для определения давления внутри трубопроводов. В одном варианте осуществления давление внутри трубопровода 484 обратной связи может регулироваться так, как известно в этой области техники. Таким образом, в одном варианте осуществления время реакции может подстраиваться на основе учета температуры и давления внутри трубопровода 484 обратной связи.
При озонировании извлеченная нефть, содержащая озон, дальше протекает по трубопроводу 484 обратной связи в конденсатор 420 для нефти. В некоторых вариантах осуществления может использоваться вентиль (не показан) для регулирования скорости потока. Извлеченная нефть, содержащая озон, затем смешивается с конденсируемыми парами в конденсаторе 420 для нефти, что способствует удалению запахов, возникающих преимущественно из-за деградированных углеводородов.
- 9 015547
Также при озонировании извлеченная вода, содержащая озон, далее протекает по трубопроводу 482 обратной связи в конденсатор 422 для воды. В некоторых вариантах осуществления может использоваться вентиль (не показан) для регулирования скорости потока. Извлеченная вода, содержащая озон, затем смешивается с конденсируемыми парами в водяном конденсаторе 422, что способствует удалению запахов, возникающих преимущественно из-за деградированных углеводородов.
Примеры
Озон, как это показано, например, в публикации США № 2005/0247599, является эффективным средством для удаления запахов крекированной нефти. В предшествующих исследованиях низкие дозировки 3 г/день, 8 г/день и 12 г/день озона применялись в промежуток времени в несколько дней. В противоположность некоторым вариантам осуществления, раскрытым ниже, до 7 г/ч озона использовались для обработки извлеченных углеводородов в течение промежутка времени до 4 ч.
Пример 1.
Чтобы установить подходящие скорости потока кислорода в генераторе озона, в цилиндр помещался образец из 500 мл извлеченного углеводорода. Озон барботировался через цилиндр со скоростью 7 г/ч. Коммерческие генераторы озона можно приобрести у целого ряда поставщиков. Для этого конкретного варианта осуществления использовался генератор озона модели ЬО-7, продаваемый фирмой Θζοπο Епдшееппд, 1пс. (Е1 8оЬгап1е, СА), способный производить до 7 г/ч озона с концентрацией 0-100% при 0-10 л/мин при давлении 0-10 фунтов/кв. дюйм для обработки извлеченных углеводородов.
Верхняя часть цилиндра остается открытой для воздуха, чтобы избежать накопления озонида. Однако может также использоваться вакуумный отсос для непрерывного удаления озонида. В этом варианте осуществления необработанный образец извлеченных углеводородов имел темно-коричневый цвет, почти черный и непрозрачный. Имели место резкие сероподобные запахи, как от угля. Удельная масса (УМ) извлеченных углеводородов, как было измерено, составила 0,84 г/мл. После приблизительно 45-минутной обработки озоном при различных концентрациях и скоростях потока озона извлеченные углеводороды стали заметно светлее по цвету и имели коричневый оттенок, напоминающий цвет чая. Небольшое количество очень вязкого осадка было собрано со стенок цилиндра у поверхности извлеченных углеводородов. Запах стал слабее, но все еще содержал следы запаха гари или угля. Было обнаружено, что при контактировании озона с извлеченными углеводородами в течение 4 часов при различных концентрациях и скоростях потока озона извлеченные углеводороды были существенно прозрачного слегка желтоватого цвета и не имели запаха серы. Однако обнаруживался резкий кислый запах. Помимо этого, со стенок и дна цилиндра был собран толстый слой толщиной приблизительно 0,5 дюйма (12,7 мм) вязкого осадка оранжево-коричневого цвета.
Посредством этой экспериментальной установки было определено, что желательно иметь скорость потока кислорода 1,625 л/мин, подаваемого в генератор озона, при впускном давлении кислорода
1,3 фунтов/кв.дюйм и давление в мониторе озона 1,2 фунтов/кв.дюйм для системы, описанной в этом примере.
Пример 2.
С использованием экспериментальной установки и определенных скоростей потока и давлений примера 1 был проведен ряд испытаний для определения оптимального времени реакции озона и извлеченных углеводородов для уменьшения запахов без избыточной обработки и с минимальным накоплением толстых осадков. В этом примере скорость потока газа, впускное давление и концентрация озона поддерживались на постоянном уровне, и изменялась продолжительность времени реакции. Тестируемые времена реакции были 30, 60 и 90 мин. Для каждого испытания использовался новый необработанный образец из 500 мл извлеченных углеводородов.
Результаты испытаний образцов, обработанных озоном, суммированы в табл. 1. Каждый обработанный озоном образец получали с некоторым накоплением осадка, который легко удаляли с испытательного цилиндра и взвешивали.
Таблица 1
Результаты обработанных озоном извлеченных углеводородов
| Время реакции | Цвет | Запах | Масса осадка,г | Общая масса добавленного озона, г | Общее количество чнм О3на грамм образца | Удельная плотность нефти, г/мл |
| 30 минут | Коричневый | Как у угля, но слабый | 1,27 | 2,71 | 6460 | 0,8095 |
| 60 минут | Оранжевокоричневый | Как у парафина | 1,39 | 5,82 | 13866 | 0,8315 |
| 90 минут | Оранжевожелтый | Кислый, резкий | 3,10 | 9.12 | 21716 | 0,8355 |
- 10 015547
Четыре образца, включая контрольный, необработанной нефти анализировались на газовом хроматографе/масс-спектрометре (ГХ/МС) для определения концентрации парафинов, изопарафинов, ароматических углеводородов, нафтеновых углеводородов, олефинов, альдегидов, кетонов и кислот (последние три объединяются под одним названием другие соединения), и все они далее будут называться ΡΙΟΝΑ. Также определялась концентрация бензола, толуола, этилбензола и ксилола, которые далее будут называться ВТЕХ. Цвет и температуры вспышки извлеченных углеводородов также определялись после каждого испытания соответственно по стандартам Ό-1500 и Ό-93 Американского общества по испытанию материалов. Кроме того, определялась концентрация углеводородов в каждом образце. Результаты сводились в табл. 2.
Таблица 2
ГЖ/МС данные для необработанных и обработанных озоном извлеченных углеводородов
| Свойства | Необработанная нефть | 30 мин | 60 мин | 90 мин |
| Испытания ΡΙΟΝΑ: | ||||
| Всего парафинов, % масс. | 23,93 | 23,22 | 26,05 | 23,38 |
| Всего изопарафинов, % масс. | 36,24 | •36,53 · | 37,45 | 34,55 |
| Всего ароматических углеводородов, % масс. | 11,24 | 11,21 | 11,24 | 8,69 |
| Всего нафтеновых углеводородов, % масс. | 18,43 | 19,08 | 17,19 | 18,33 |
| Всего олефинов, % масс. | 6,25 | 5,52 | 3,66 | 5,88 |
| Других*, % масс. | 3,91 | 4,44 | 4,41 | 9,17 |
| Испытания ВТЕХ: | ||||
| Бензол, чнм | 0,001 | 0,001 | 0,001 | <0,001 |
| Толуол, чнм | 0,006 | 0,005 | 0,006 | 0,005 |
| Этилбензол, чнм | 0,005 | 0,005 | 0,005 | 0,005 |
| Ксилол, чнм | 0,018 | 0,034 | 0,041 | 0,037 |
| Всего БТЭКС | 0,030 | 0,045 | 0,053 | 0,047 |
| Цвет, по стандарту Ц-1500 | 7,5 | 4,5 | 3,5 | 2,0 |
| Углеводороды по ГЖ/МС | ||||
| С4 до С8, % конц. | 0,17 | 0,14 | 0,23 | 0,28 |
| С9 до С13, % конц. | 21,91 | 24,08 | 23,35 | 23,16 |
| С14 до С18, % конц. | 47,65 | 46,94 | 46,48 | 46,18 |
| С19 до С23, % конц. | 23,98 | 22,84 | 23,47 | 23,57 |
| С24 до С28, % конц. | 5,17 | 4,97 | 5,30 | 5,46 |
| С29 до СЗЗ, % конц. | 0,85 | 0,79 | 0,90 | 1,01 |
| С34 до С44, % конц. | 0,28 | 0,23 | 0,27 | 0,33 |
| С45 до С49, % конц. | не обнаружено | ' не ‘ обнаружено | не обнаружено | не обнаружено |
| Температура вспышки, по стандарту 0-93 | 190 Р | 190 Р | 193 Р | 192 Р |
Уменьшение количества олефинов и накопление таких соединений как другие вполне согласуются с реакцией озона с активной двойной связью в молекуле олефина и с усилением запахов и их кислым характером в течение времени обработки озоном.
- 11 015547
Пример 3.
Извлеченные углеводороды (нефть, отделенная способом ТФР), обработанные в течение 30 и 60 мин, использовались как основные нефти для получения двух обычных образцов буровой глины по 350 мл каждый на основе нефти для определения свойств обработанных извлеченных углеводородов во время их конечного использования, например, в качестве нефтяной основы для приготовления буровых жидкостей. Эта глина включала в себя глину массой 10 фунтов/галлон, имела отношение нефть/вода (О\\'Р) 80/20 и соляную фазу порядка 25 мас.% СаС12. Кроме того, один образец был получен с использованием необработанных извлеченных углеводородов (необработанная нефть, отделенная ТФРспособом), а другой образец был получен с использованием дизельного топлива № 2. Реология образцов определялась с использованием вискозиметра ΡΑΝΝ-35, результаты были сведены в табл. 3.
Таблица 3
Реология образцов скважинных глин
| Глина, полученная на основе нефти: | Дизельное топливо | 30 мин | 60 мин | Нефть на основе ТФР |
| Анализ в реторте при 1200 Г | ||||
| М1з вода | 5,30 | 5,40 | 5,30 | 5,50 |
| М15 нефть | 12,70 | 12,70 | 12,70 | 12,80 |
| М1з твердые вещества | 2,00 | 1, 90 | 2,00 | 1,70 |
| об. % | об. % | об. % | об. % | |
| % воды | 26,50 | 27,00 | 26, 50 | 27,50 |
| % нефти | 63,50 | 63,50 | 63,50 | 64,00 |
| % твердых веществ | 10,00 | 9,50 | 10,00 | 8,50 |
| Отношение нефть/вода | 70,6/29,4 | 70,2/29,8 | 70,6/29,4 | 69,9/30,1 |
| Удельная плотность при 70Г | 1,23 | 1,18 | 1,20 | 1,22 |
| Плотность, фунт/галлон | 10,21 | 9, 83 | 9, 98 | 10, 14 |
| Реология при 150Е | ||||
| 600 об/мин | 103 | 65 | 54 | 79 |
| 300 об/мин | 66 | 39 | 32 | 51 |
| 200 об/мин | 49 | 29 | 23 | 41 |
| 100 об/мин | 34 | 18 | 15 | 30 |
| 6 об/мин | 18 | 6 | 5 | 15 |
| 3 об/мин | 16 | 5 | 5 | 14 |
| Пластическая вязкость, сП | 37 | 26 | 22 | 28 |
| Предел текучести, фунт/фут2 | 29 | 13 | 10 | 23 |
| 10 сек гель | 18 | 8 | 7 | 18 |
| 10 мин гель | 23 | 14 | 11 | 26 |
| ТУ @ 120 В (вольты) | 470 | 113 | 84 | 245 |
| РОМ, мл | 0,55 | 0,20 | 0,20 | 0, 40 |
| Хлориды, мг/л | 60500 | 56500 | 58000 | 57500 |
| % ВК твердых веществ | 8,45 | 7,38 | 7,22 | 9, 94 |
| % НК твердых веществ | -0,87 | -0, 10 | 0,48 | -3,71 |
| Скорректированный % НКТВ | 7,58 | 7,28 | 7,22 | 6,23 |
| Скорректированный % ВКТВ | 0,00 | 0,00 | 0,48 | 0,00 |
- 12 015547
Как показано в табл. 3, реологические свойства глин, полученных на основе ТФР-нефти, обработанной и не обработанной, имеют более низкие значения, чем у глины, полученной на основе дизельного топлива. Снижение структурной вязкости можно приписать вязкости основной нефти. Образцы, обработанные озоном, показали снижение предела текучести и прочности геля в сравнении с образцами на основе дизельного топлива. Это снижение предела текучести можно приписать образованию кислого материала, например карбоновых кислот, во время обработки озоном. Кислый материал может вызвать дисперсию и дефлоккуляцию части глины при нейтрализации катионов на поверхности глин, поэтому частицы отталкивают друг друга. Это, в свою очередь, снижает предел текучести и прочность геля. Присутствие кислого материала, кроме того, указывается более низкой величиной Ром в глинах, полученных на основе нефти, обработанной озоном. Низкое Ром также часто сопровождается более слабыми эмульсиями, и величины электрической стабильности обеих глин, полученных на основе нефти, обработанной озоном, имеют более низкую величину, что указывает на потерю стабильности в эмульсии типа солевой раствор в нефти. Таким образом, более высокие дозы щелочного материала, эмульгаторов и агентов, повышающих вязкость, могут быть использованы в композиции для противодействия влияниям остаточных кислот.
Пример 4.
Обработанная нефть от молоткового реактора, такого как описан в патенте США № 6658757, или от теплового реактора, такого как описан в патентной публикации США № 2004/0204308, откачивалась в 30-литровую реакционную камеру, где с ней контактировал озон, вводимый через рассеиватель. Нефть и рассеянный газ проходят вверх, пока не достигнут перелива, через который нефть выплескивается и каскадирует в отдельную камеру, теряя в ходе процесса диспергированный газ. Нефть течет под действием силы тяжести в коллекторную камеру. Обработки и их результаты показаны в табл. 4.
- 13 015547
Таблица 4
| Образец | Обработка | Результаты |
| 1 | Сконденсированная нефть от процесса с молотковой дробилкой обрабатывалась, проходя через реакционную камеру со скоростью 7 л/час, при этом инжектировался озон с концентрацией 80% или 96 г/час озона в воздухе (16134 массовых чнм озона в нефти). Всего было обработано 21,5 литра. | Благодаря этому был удален запах горелого от сконденсированной нефти и вместо него появился резкий прогорклый кислый запах, указывающий на чрезмерную обработку. Нефть осветлялась до более светлого оттенка желтого. В течение первых 60 минут обработки температура была повышена от 78 до 110°Р (от 43,3 до 61,1°С). Концентрация озона в отходящем газе составляет от 1,4 до 7 г/м3. Небольшое количество остатка около 20 мл по объему было собрано в реакционной камере в конце процесса. |
| 2 | Нефть после разделения на нефть и воду от процесса с молотковой дробилкой обрабатывалась при подаче 10 л/час озоном, инжектируемом при 50%, с 70 г/час озона (8235 массовых чнм озона в нефти). Всего было обработано 15 литров. | Цвет слегка смягчился от бледно-желтого оттенка, запах был устранен и не замечено кислого запаха, что указывает на незначительную избыточную обработку или отсутствие избыточной обработки во время испытания. Было отмечено повышение температуры от 78 до 100°Р. Концентрация озона в отходящем газе составила от 0,1 до 0,6 г/м3. Около 20 мл по объему остатка было собрано в реакционной камере в конце процесса. |
| 3 | Сконденсированная нефть от процесса с молотковой дробилкой обрабатывалась, проходя через реакционную камеру со скоростью 14 л/час озоном, инжектированном При 60% или при 84,6 г/час озона в воздухе (7194 массовых чнм озона в нефти). Всего было обработано 17 литров. | Запах был удален и не было замечено никакого кислого запаха, что указывает на незначительную избыточную обработку и отсутствие избыточной обработки во время испытания. Цвет слегка смягчился от первоначального желтого оттенка. Было отмечено повышение температуры от 78 до 90°Р в течение первых 62 минут и стабилизация при 90°Р. Концентрация озона в отходящем газе составила от 0,2 до 0,9 г/м3. Около 20 мл по объему остатка было собрано в реакционной камере в конце процесса. |
| 4 | Извлеченная нефть от процесса с тепловым реактором обрабатывалась, проходя через реакционную камеру со скоростью 10 л/час, и в нее инжектировался озон при 70% концентрации или 90 г/час озона в воздухе (10588 массовых чнм озона в нефти). Всего было обработано 15 литров. | Цвет нефти стал светлее и незначительный запах остался. Было замечено повышение температуры от 78 до 98°Р в течение первых 50 минут и стабилизация при 98°Р. Концентрация озона в отходящем газе была постоянной около 0,6 г/м3. Около 20 мл по объему остатка было собрано в реакционной камере в конце процесса. |
| 5 | Контрольное экспериментальное распыление воздуха без озона в течение 3 дней на сконденсированную нефть из Образца 3. | Не было ослабления запаха или цвета без озона, и не было образовавшегося осадка. Не было замечено изменений температуры и давления. |
- 14 015547
Пример 5. Полевое испытание.
Маслянистые твердые вещества обрабатывались в молотковой мельнице, в которой жидкости испарялись из минеральных твердых веществ и выводились из камеры для обработки. После удаления захваченных твердых веществ циклонным сепаратором испарившиеся жидкости снова конденсируются и направляются в разделитель нефть/вода (ΌΑ8), что позволяет водную и углеводородную фракции разделить на отдельные слои. Вода и нефтяные фракции выводятся из ОА8 как отдельные потоки. Образцы, взятые из потоков, выходящих из ОАЗ, обработались озоном в камере реактора, такой как описана в примере 4. Первое испытание продолжалось 24 ч и включало в себя обработку нефтяного потока, выводимого из ОА8. По истечении 24 ч скорость потока нефти в реакционную камеру повышали для второго испытания. Третье испытание включало в себя обработку воды, извлеченной из ОАЗ, которая имела сильный запах, похожий на запах извлеченной нефти. Результаты испытаний показаны в табл. 5.
Таблица 5
| Испытания | Продолжительность, часы | Всего обработанных литров | Среднее г/час О3 | Макс, г/час Оз | Средн. % масс. Оз | Макс. % масс. О3 | л/час нефти | Средн, чнм Оз в нефти | Средн. °Р в емкости | Макс, ор |
| 1 | 24 | 240 | 56,4 | 75 | 2,43 | 3,10 | 10 | 6635 | 100,5 | 111 |
| 2 | 20 | 280 | 51 | 56 | 2,10 | 2,32 | 14 | 4286 | 87,4 | 100 |
| 3 | 6 | 84 | 40,6 | 46 | 1,63 | 1,90 | 14 | 2900 | 89,5 | 91 |
Во время первого испытания было замечено накопление вязкого остатка внутри окислительной реакционной камеры и на поверхности объектов внутри камеры, включая вход для распыляемого озона. Однако во время второго испытания, когда повышенная скорость потока нефти привела к более низким температурам в емкости, накопление остатка было существенно меньше.
Предпочтительно раскрытые здесь варианты осуществления могут обеспечить систему и способ для обработки озоном извлеченных углеводородов и/или водных жидкостей. В частности, раскрытые здесь конкретные варианты осуществления могут обеспечить систему и способ для уменьшения запахов извлеченных углеводородов и водных жидкостей, вызванных высокой температурой и термическим крекингом. Помимо этого, раскрытые здесь варианты осуществления могут обеспечить систему и способ поточной обработки извлеченных улеводородов и/или водных жидкостей без прерывания основных операций по извлечению нефти из выбуренных пород.
Хотя изобретение было описано по отношению к ограниченному числу вариантов осуществления, специалисты в этой области техники, используя это раскрытое описание, поймут, что могут быть разработаны и другие варианты осуществления, не выходящие за пределы объема изобретения, раскрытого здесь. Поэтому объем изобретения должен ограничиваться только приложенной формулой изобретения.
Claims (22)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система для поточной обработки извлеченных жидкостей, содержащая тепловой реактор для разделения загрязненных выбуренных пород на выбуренные породы и загрязнения посредством подачи тепла на загрязненные выбуренные породы для испарения загрязнений из загрязненных выбуренных пород; первый конденсатор, сообщенный с тепловым реактором для конденсации испарившихся загрязнений; разделитель, сообщенный с первым конденсатором для разделения сконденсированных паров на маслянистую жидкость и водную жидкость; трубопровод обратной связи для подачи обратно в первый конденсатор по меньшей мере части водной жидкости или маслянистой жидкости и генератор озона, функционально соединенный с трубопроводом обратной связи и предназначенный для озонирования по меньшей мере части подаваемой обратно жидкости перед ее подачей в конденсатор.
- 2. Система по п.1, в которой воздушный компрессор сообщен с генератором озона.
- 3. Система по п.2, дополнительно содержащая холодильник, функционально соединенный с генератором озона и резервуаром для воды.
- 4. Система по п.1, дополнительно содержащая устройство для разрушения озона, функционально соединенное с трубопроводом обратной связи.
- 5. Система по п.1, дополнительно содержащая по меньшей мере один монитор озона, функционально соединенный по меньшей мере с одним генератором озона и с трубопроводом обратной связи.
- 6. Система по п.1, дополнительно содержащая устройство для аэрации, функционально соединенное с генератором озона для распыления озона в трубопровод обратной связи.
- 7. Система для поточной обработки извлеченных жидкостей, содержащая тепловой реактор для разделения загрязненных выбуренных пород на выбуренные породы и загрязнения посредством подачи тепла на загрязненные выбуренные породы для испарения загрязнений из загрязненных выбуренных пород; первый конденсатор, сообщенный с тепловым реактором для конденсации первых испарившихся загрязнений в первую сконденсированную жидкость; первый трубопровод обратной связи для подачи обратно в первый конденсатор по меньшей мере части сконденсированной жидкости; второй конденсатор, сообщенный с первым конденсатором для конденсации вторых испарившихся загрязнений во вто- 15 015547 рую сконденсированную жидкость; первый разделитель, сообщенный со вторым конденсатором для разделения второй сконденсированной жидкости на вторую маслянистую жидкость и вторую водную жидкость; второй обратный трубопровод для подачи обратно во второй конденсатор по меньшей мере части, по меньшей мере, маслянистой жидкости или водной жидкости и генератор озона, функционально соединенный по меньшей мере с первым или вторым трубопроводом обратной связи и предназначенный для озонирования по меньшей мере одной из подаваемых обратно жидкостей.
- 8. Система по п.7, дополнительно содержащая второй разделитель, сообщенный с первым конденсатором для разделения первой сконденсированной жидкости на первую маслянистую жидкость и первую водную жидкость, при этом первый трубопровод обратной связи предназначен для подачи обратно в первый конденсатор по меньшей мере части первой маслянистой жидкости.
- 9. Система по п.7, в которой воздушный компрессор сообщен с генератором озона.
- 10. Система по п.7, дополнительно содержащая устройство для разрушения озона, функционально соединенное по меньшей мере с одним из первого и второго трубопроводов обратной связи.
- 11. Система по п.7, дополнительно содержащая устройство для аэрации, функционально соединенное с генератором озона, для распыления озона по меньшей мере в первый или второй трубопровод обратной связи.
- 12. Способ поточной обработки извлеченных жидкостей, в котором разделяют загрязненные выбуренные породы на выбуренные породы и загрязнения посредством подачи тепла на загрязненные выбуренные породы для испарения загрязнений из загрязненных выбуренных пород; конденсируют по меньшей мере часть испарившихся загрязнений в первом конденсаторе; разделяют сконденсированные породы на первую маслянистую жидкость и первую водную жидкость; подают по меньшей мере часть первой маслянистой жидкости или первой водной жидкости обратно в первый конденсатор через первый трубопровод обратной связи и вводят озон по меньшей мере в часть подаваемой обратно жидкости до достижения оптимальной массы озона на 1 г жидкости по меньшей мере в части подаваемой обратно жидкости.
- 13. Способ по п.12, в котором дополнительно конденсируют по меньшей мере вторую часть испарившихся загрязнений во втором конденсаторе; разделяют вторые сконденсированные пары на вторую маслянистую жидкость и вторую водную жидкость; подают по меньшей мере часть второй маслянистой жидкости или второй водной жидкости обратно во второй конденсатор через второй трубопровод обратной связи; вводят озон по меньшей мере в часть второй подаваемой обратно жидкости до достижения оптимальной массы озона на 1 г жидкости по меньшей мере в части второй подаваемой обратно жидкости.
- 14. Способ по п.12, в котором оптимальная масса озона на 14000 чнм (частей на миллион) озона на 1 г нефтяной жидкости.
- 15. Способ по п.12, в котором оптимальная масса озона на 8000 чнм (частей на миллион) озона на 1 г нефтяной жидкости.
- 16. Способ по п.12, в котором оптимальная масса озона на 4000 чнм (частей на миллион) озона на 1 г водной жидкости.
- 17. Способ по п.12, в котором дополнительно осуществляют мониторинг скорости введенного в подаваемую обратно жидкость.
- 18. Способ по п.12, в котором дополнительно удаляют избыточный озон из первого трубопровода обратной связи в аппарат для разрушения озона, осуществляют превращение избыточного озона в кисло жидкости жидкости жидкости составляет составляет составляет между между между400040001000 потока озона, род и выводят кислород.
- 19. Способ по п.12, в котором дополнительно контролируют по меньшей один параметр, выбранный из скорости потока озона, давления озона и концентрации озона.
- 20. Способ по п.13, в котором оптимальная масса озона на 1 г жидкости составляет между 4000 и 14000 чнм (частей на миллион) озона на 1 г жидкости.
- 21. Способ по п.13, в котором дополнительно удаляют избыточный озон из второго трубопровода обратной связи в аппарат для разрушения озона, осуществляют превращение избыточного озона в кислород и выводят кислород.
- 22. Способ поточной обработки извлеченных жидкостей, в котором разделяют загрязненные выбуренные породы на выбуренные породы и загрязнения посредством подачи тепла на загрязненные выбуренные породы для испарения загрязнений из загрязненных выбуренных пород; конденсируют по меньшей мере часть испарившихся загрязнений в первом конденсаторе; подают по меньшей мере часть сконденсированной части испарившихся загрязнений обратно в первый конденсатор через первый трубопровод обратной связи; конденсируют по меньшей мере часть оставшихся испарившихся загрязнений во втором конденсаторе; разделяют оставшуюся часть сконденсированных паров на первую маслянистую жидкость и первую водную жидкость; подают по меньшей мере часть первой маслянистой жидкости или первой водной жидкости обратно во второй конденсатор через второй трубопровод обратной связи и вводят озон по меньшей мере в часть одной из подаваемых обратно жидкостей до достижения оптимальной массы озона на 1 г жидкости по меньшей мере в части подаваемой обратно жидкости.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US91669807P | 2007-05-08 | 2007-05-08 | |
| US11/877,485 US8066851B2 (en) | 2007-05-08 | 2007-10-23 | In-line treatment of hydrocarbon fluids with ozone |
| PCT/US2008/060236 WO2008140882A1 (en) | 2007-05-08 | 2008-04-14 | In-line treatment of hydrocarbon fluids with ozone |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200971034A1 EA200971034A1 (ru) | 2010-04-30 |
| EA015547B1 true EA015547B1 (ru) | 2011-08-30 |
Family
ID=39968501
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200971034A EA015547B1 (ru) | 2007-05-08 | 2008-04-14 | Система и способ для поточной обработки озоном углеводородных жидкостей |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8066851B2 (ru) |
| EP (1) | EP2160375B1 (ru) |
| AR (1) | AR066346A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0811435A2 (ru) |
| CA (1) | CA2686404C (ru) |
| DK (1) | DK2160375T3 (ru) |
| EA (1) | EA015547B1 (ru) |
| MX (1) | MX2009011978A (ru) |
| WO (1) | WO2008140882A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7867376B2 (en) * | 2004-04-26 | 2011-01-11 | M-I L.L.C. | Treatment of hydrocarbon fluids with ozone |
| WO2010045090A2 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-22 | M-I L.L.C | Treatment of recovered wellbore fluids |
| US8356678B2 (en) | 2010-10-29 | 2013-01-22 | Racional Energy & Environment Company | Oil recovery method and apparatus |
| US9334436B2 (en) * | 2010-10-29 | 2016-05-10 | Racional Energy And Environment Company | Oil recovery method and product |
| US10252304B2 (en) | 2013-06-20 | 2019-04-09 | En Rx Chemical, Inc. | Soil and water contamination remediation injector and method of use |
| US9365780B2 (en) * | 2014-02-19 | 2016-06-14 | King Abdulaziz City For Science And Technology | Cold process for removal of sulfur in straight run diesel by ozone and tert-butyl hydroperoxide |
| WO2015195930A1 (en) * | 2014-06-20 | 2015-12-23 | Enrx, Inc. | Soil and water contamination remediation injector and method of use |
| US9750967B1 (en) | 2016-06-21 | 2017-09-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for treating contaminated soil |
| WO2018031749A1 (en) * | 2016-08-11 | 2018-02-15 | University Of Kansas | Ozone-facilitated selective oxidation of alkanes in liquid carbon dioxide |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001029153A1 (fr) * | 1999-10-20 | 2001-04-26 | Leonid Yakovlevich Gandelman | Procede de modification de carburant hydrocarbone et dispositifs de modification de carburant hydrocarbone |
| WO2005104769A2 (en) * | 2004-04-26 | 2005-11-10 | M-I Llc | Treatment of hydrocarbon fluids with ozone |
| US20060163117A1 (en) * | 2004-12-23 | 2006-07-27 | Andy Hong | Fragmentation of heavy hydrocarbons using an ozone-containing fragmentation fluid |
Family Cites Families (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB367848A (en) | 1930-11-19 | 1932-02-19 | Murray Stuart | Improvements in or relating to the refining of oils |
| US2955123A (en) * | 1956-07-13 | 1960-10-04 | Exxon Research Engineering Co | Selective ozone oxidation of hydrocarbons |
| US3145217A (en) * | 1961-03-13 | 1964-08-18 | Exxon Research Engineering Co | Use of a partially ozonized hydrocarbon liquid as an absorbent liquid in the ozonolysis of olefins |
| US3551328A (en) | 1968-11-26 | 1970-12-29 | Texaco Inc | Desulfurization of a heavy hydrocarbon fraction |
| US4314902A (en) | 1971-11-08 | 1982-02-09 | Bouk Raymond S | Catalytic water wash |
| US4104129A (en) | 1973-10-26 | 1978-08-01 | United States Steel Corporation | Low temperature carbonization and desulfurization of coal under elevated pressures |
| US3945918A (en) | 1974-01-10 | 1976-03-23 | Airco, Inc. | Methods and apparatus for treating a liquid with a gas |
| JPS5494506A (en) | 1978-01-09 | 1979-07-26 | Toshiaki Takabayashi | Method of causing liquid to hold oxygen |
| GB2091758B (en) | 1980-12-31 | 1984-02-22 | Chevron Res | Process for upgrading hydrocarbonaceous oils |
| US4599117A (en) * | 1982-02-05 | 1986-07-08 | Luxemburg S Roy | Process for the decontamination of oil-contaminated particulate solids |
| JPS58180593A (ja) | 1982-04-16 | 1983-10-22 | Mitsuyoshi Matsuoka | 燃料油の改質方法および装置 |
| US4401553A (en) | 1982-09-15 | 1983-08-30 | Tosco Corporation | System and method for lowered hydrogen sulfide emissions from oil shale |
| JPS62112690A (ja) | 1985-11-13 | 1987-05-23 | Mitsubishi Electric Corp | 油の脱色方法 |
| US5205927A (en) | 1987-09-25 | 1993-04-27 | Battelle Memorial Institute | Apparatus for treatment of soils contaminated with organic pollutants |
| US4977839A (en) * | 1988-01-14 | 1990-12-18 | Chemical Waste Management, Inc. | Process and apparatus for separating organic contaminants from contaminated inert materials |
| DE4016899A1 (de) | 1990-05-25 | 1991-12-19 | Karl Dr Kleinermanns | Verfahren zur behandlung von schadstoffbeladenen festkoerperpartikeln |
| BR9201627A (pt) | 1991-05-02 | 1992-12-15 | Hoechst Ag | Processo para a preparacao de acidos policarboxilicos com pelo menos tres grupos carboxila e seus derivados |
| US5127343A (en) | 1991-10-16 | 1992-07-07 | Terrachem Environmental Services, Inc. | Hydrocarbon extractor |
| KR100277320B1 (ko) | 1992-06-03 | 2001-01-15 | 가나이 쓰도무 | 온라인 롤 연삭 장치를 구비한 압연기와 압연 방법 및 회전 숫돌 |
| US5344313A (en) * | 1993-04-30 | 1994-09-06 | Chevron Research And Technology Company | Fugitive volatile organic compound vapor collection system |
| US5463176A (en) | 1994-01-03 | 1995-10-31 | Eckert; C. Edward | Liquid waste oxygenation |
| RU2078977C1 (ru) | 1994-02-08 | 1997-05-10 | Евгений Леонидович Блинков | Устройство для обработки воздуха в двигателе внутреннего сгорания |
| US5556447A (en) * | 1995-01-23 | 1996-09-17 | Physical Sciences, Inc. | Process for treating metal-contaminated materials |
| US6827861B2 (en) | 1995-05-05 | 2004-12-07 | William B. Kerfoot | Gas-gas-water treatment system for groundwater and soil remediation |
| US5637231A (en) | 1995-06-07 | 1997-06-10 | Huron Valley Technology, Inc. | Method and apparatus for using ozone in a pressure vessel to treat stream of pollutants |
| US5753494A (en) | 1995-09-29 | 1998-05-19 | Waste Management, Inc. | Method and apparatus for treating contaminated soils with ozone |
| US5570749A (en) * | 1995-10-05 | 1996-11-05 | Onsite Technology, L.L.C. | Drilling fluid remediation system |
| RU2126094C1 (ru) | 1995-12-01 | 1999-02-10 | Валерий Дмитриевич Дудышев | Способ интенсификации работы двигателя внутреннего сгорания |
| BR9809098A (pt) | 1997-04-17 | 2000-08-01 | Marc Jean Campagna | Combustìvel e processo para produção de combustìvel |
| US5882524A (en) * | 1997-05-28 | 1999-03-16 | Aquasol International, Inc. | Treatment of oil-contaminated particulate materials |
| US5968370A (en) * | 1998-01-14 | 1999-10-19 | Prowler Environmental Technology, Inc. | Method of removing hydrocarbons from contaminated sludge |
| CA2237291C (en) | 1998-05-11 | 2006-08-01 | Scc Environmental Group Inc. | Method and apparatus for removing mercury and organic contaminants from soils, sludges and sediments and other inert materials |
| US6212883B1 (en) * | 2000-03-03 | 2001-04-10 | Moon-Ki Cho | Method and apparatus for treating exhaust gas from vehicles |
| AU2001260321A1 (en) | 2000-06-14 | 2001-12-24 | Voest-Alpine Industrieanlagenbau Gmbh And Co | Device and method for treating a refuse material containing hydrocarbons |
| US6432299B1 (en) * | 2000-07-21 | 2002-08-13 | Hutchison-Hayes International, Inc. | Cuttings dryer for removing liquid from a slurry |
| US6673236B2 (en) * | 2001-08-29 | 2004-01-06 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minister Of Natural Resources | Method for the production of hydrocarbon fuels with ultra-low sulfur content |
| US6658757B2 (en) | 2001-10-25 | 2003-12-09 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for separating hydrocarbons from material |
| GB0129590D0 (en) * | 2001-12-11 | 2002-01-30 | Cambridge Biopolymers Ltd | Oil Ozonolysis |
| US6711830B2 (en) * | 2002-02-25 | 2004-03-30 | Gary L. Hensley | Cuttings treatment system |
| US7514049B2 (en) | 2003-04-11 | 2009-04-07 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for thermal phase separation |
-
2007
- 2007-10-23 US US11/877,485 patent/US8066851B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-04-14 BR BRPI0811435-8A patent/BRPI0811435A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 MX MX2009011978A patent/MX2009011978A/es active IP Right Grant
- 2008-04-14 WO PCT/US2008/060236 patent/WO2008140882A1/en active Application Filing
- 2008-04-14 CA CA2686404A patent/CA2686404C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-04-14 EP EP08745770.1A patent/EP2160375B1/en not_active Not-in-force
- 2008-04-14 DK DK08745770.1T patent/DK2160375T3/da active
- 2008-04-14 EA EA200971034A patent/EA015547B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-04-29 AR ARP080101810 patent/AR066346A1/es active IP Right Grant
-
2011
- 2011-10-24 US US13/280,107 patent/US8882969B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001029153A1 (fr) * | 1999-10-20 | 2001-04-26 | Leonid Yakovlevich Gandelman | Procede de modification de carburant hydrocarbone et dispositifs de modification de carburant hydrocarbone |
| WO2005104769A2 (en) * | 2004-04-26 | 2005-11-10 | M-I Llc | Treatment of hydrocarbon fluids with ozone |
| US20060163117A1 (en) * | 2004-12-23 | 2006-07-27 | Andy Hong | Fragmentation of heavy hydrocarbons using an ozone-containing fragmentation fluid |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20120037490A1 (en) | 2012-02-16 |
| MX2009011978A (es) | 2009-12-01 |
| EP2160375A1 (en) | 2010-03-10 |
| EA200971034A1 (ru) | 2010-04-30 |
| CA2686404A1 (en) | 2008-11-20 |
| DK2160375T3 (da) | 2014-09-01 |
| US20080277164A1 (en) | 2008-11-13 |
| EP2160375A4 (en) | 2013-03-13 |
| US8882969B2 (en) | 2014-11-11 |
| US8066851B2 (en) | 2011-11-29 |
| CA2686404C (en) | 2013-10-22 |
| BRPI0811435A2 (pt) | 2015-06-16 |
| AR066346A1 (es) | 2009-08-12 |
| WO2008140882A1 (en) | 2008-11-20 |
| EP2160375B1 (en) | 2014-06-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA015547B1 (ru) | Система и способ для поточной обработки озоном углеводородных жидкостей | |
| CA2564459C (en) | Treatment of hydrocarbon fluids with ozone | |
| US7690445B2 (en) | Oil contaminated substrate treatment method and apparatus | |
| US4014780A (en) | Recovery of oil from refinery sludges by steam distillation | |
| US5005655A (en) | Partially halogenated ethane solvent removal of oleophylic materials from mineral particles | |
| WO2013025690A1 (en) | Composition and method for recovering heavy oil | |
| US20200056097A1 (en) | Method of treating drilling mud with oil-based drilling fluid | |
| AU2012329207B2 (en) | Compositions and methods useful for oil extraction | |
| Poyai et al. | Solvent-based washing as a treatment alternative for onshore petroleum drill cuttings in Thailand | |
| Hu et al. | Extraction and separation of petroleum pollutants from oil-based drilling cuttings using methanol/n-hexane solvent | |
| WO1998013440A1 (en) | Separation of hydrocarbons/water/emulsifier mixtures | |
| US20080217261A1 (en) | Off-line treatment of hydrocarbon fluids with ozone | |
| CN105540933A (zh) | 一种油水井酸化返排液快速处理方法及系统 | |
| US7678201B2 (en) | Composition and process for the removal and recovery of hydrocarbons from substrates | |
| Chen et al. | The chemical degradation of the oil sludge produced from polymer flooding in offshore oilfield | |
| Sharafaddin et al. | An overview of oil based drill cuttings waste environmental effect and disposal treatments | |
| Mansurov et al. | Utilization of Oil Wastes for Production of Road-building materials | |
| MohdNajibRazalia et al. | Recovery of Base Oil from Waste Sludge Using Ultrasonic Solvent Extraction Method | |
| CVENGROŠ et al. | Separation in a PCB-contaminated mineral oil system | |
| NZ623545B2 (en) | Compositions and methods useful for oil extraction |
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 AZ BY KG MD 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): KZ RU |