EA027854B1 - Способ удаления солей из технологических жидкостей - Google Patents

Способ удаления солей из технологических жидкостей Download PDF

Info

Publication number
EA027854B1
EA027854B1 EA201491563A EA201491563A EA027854B1 EA 027854 B1 EA027854 B1 EA 027854B1 EA 201491563 A EA201491563 A EA 201491563A EA 201491563 A EA201491563 A EA 201491563A EA 027854 B1 EA027854 B1 EA 027854B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
process fluid
degassing unit
acid
salts
specified
Prior art date
Application number
EA201491563A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201491563A1 (ru
Inventor
Стефен У. Карлсон
Рэймонд Г.Ф. Эбри
Original Assignee
СиСиАр ТЕКНОЛОДЖИЗ, ЛТД.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by СиСиАр ТЕКНОЛОДЖИЗ, ЛТД. filed Critical СиСиАр ТЕКНОЛОДЖИЗ, ЛТД.
Publication of EA201491563A1 publication Critical patent/EA201491563A1/ru
Publication of EA027854B1 publication Critical patent/EA027854B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F9/00—Multistage treatment of water, waste water or sewage
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/0005—Degasification of liquids with one or more auxiliary substances
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/0036—Flash degasification
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/20—Treatment of water, waste water, or sewage by degassing, i.e. liberation of dissolved gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/70—Treatment of water, waste water, or sewage by reduction
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2101/00—Nature of the contaminant
    • C02F2101/10—Inorganic compounds

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
  • Physical Water Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Removal Of Specific Substances (AREA)

Abstract

В изобретении представлен способ удаления кислоторазлагаемых примесей из технологической жидкости, в котором кислоту смешивают с технологической жидкостью, и вводят смесь кислоты и технологической жидкости в дегазирующий агрегат, в результате чего газ, образующийся при взаимодействии кислот и разлагаемых примесей, высвобождается, а технологическую жидкость, не содержащую кислоторазлагаемых примесей, отводят из дегазирующего агрегата.

Description

(57) В изобретении представлен способ удаления кислоторазлагаемых примесей из технологической жидкости, в котором кислоту смешивают с технологической жидкостью, и вводят смесь кислоты и технологической жидкости в дегазирующий агрегат, в результате чего газ, образующийся при взаимодействии кислот и разлагаемых примесей, высвобождается, а технологическую жидкость, не содержащую кислоторазлагаемых примесей, отводят из дегазирующего агрегата.
027854 Β1
Перекрестная ссылка на родственную заявку
В данной заявке испрашивается приоритет для заявки США № 61/600854, поданной 20 февраля 2012 года, раскрытие которой включено настоящим ссылкой для всех целей.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к регенерации технологических жидкостей, используемых в некоторых применениях. Более конкретно, настоящее изобретение относится к удалению некоторых кислоторазлагаемых солей перед регенерацией технологической жидкости для повторного применения.
Предшествующий уровень техники
В патентах США №№ 5152887, 5158208, 5389208, 5441605, 5993608 и 6508916 описаны способы регенерирации для выделения технологических жидкостей, например, такие как выделение технологической жидкости из смеси, включающей в себя воду, технологическую жидкость, температура кипения которой превышает температуру кипения воды, необязательно по меньшей мере один дополнительный компонент более летучий, чем технологическая жидкость и вода, и по меньшей мере один компонент менее летучий и который можно растворить или суспендировать в технологической жидкости.
В способах, описанных в упомянутых выше патентах, присутствие нерастворенных солей (примесей) осложняет процесс и приводит к необходимости отделения солей в данном способе. С конкретной привязкой к патенту США № 5993608 и патенту США № 6508916, оба из которых включены в настоящее описание ссылкой для всех целей, описан способ, в котором менее летучие компоненты, например соли, которые находятся либо в растворенном, либо в суспендированном состоянии, можно удалить из технологических жидкостей в условиях, предотвращающих какое-либо существенное разложение данной технологической жидкости. Однако все-таки было бы желательно, если бы, по меньшей мере, некоторые соли можно было удалить перед самим процессом регенерации технологической жидкости. Карбонатные и гидрокарбонатные соли, растворенные в технологических жидкостях, могут образовывать отложения в процессе повторного применения, приводя к нежелательным последствиям. Безусловно, было бы желательно, если бы эти соли или другие кислоторазлагаемые соли можно было удалить перед введением отработанной технологической жидкости в систему регенерации.
В одном из конкретных аспектов способов, описанных в упомянутых выше патентах, для предотвращения образования газовых гидратов и/или удаления кислотных газов в процессе добычи нефти и природного газа, в частности, на морских буровых платформах, можно использовать некоторые технологические жидкости, такие как спирты, гликоли, алканоламины и другие подобные вещества.
Образование гидратов критически важно при добыче нефти и природного газа для предотвращения закупорки системы трубопроводов, клапанов и другого оборудования клатратами. Ингибиторы гидратообразования могут включать в себя, но не ограничены, термодинамическими ингибиторами гидратообразования, такими как спирты (например, метанол) и гликолями (например, моноэтиленгликоль), кинетическими ингибиторами гидратообразования (например, поливинилкапролактамом, полимерами, сополимерами или их смесями), и антиагломерирующими ингибиторами гидратообразования (например, ацетатом Ы-бутил-М-(3-(кокамино)-3-оксопропил)бутан-1-аминия), которые вводятся непосредственно или вблизи системы трубопроводов и выводятся с пластовой водой, водяным конденсатом и углеводородными фазами, добываемыми из представляющего интерес резервуара (резервуаров). В подобном способе моноэтиленгликоль, например, может загрязняться, но без ограничения, водяным конденсатом, пластовой водой, солями, содержащимися в пластовой воде, ингибиторами коррозии, содержащимися в контуре циркуляции для обеспечения бесперебойно подаваемого потока, продуктов коррозии, содержащихся в контуре циркуляции для обеспечения бесперебойно подаваемого потока, таких как прокатная окалина и сульфид железа. Некоторые примеси/соли приводят к неспособности некоторых ингибиторов гидратообразования препятствовать гидратообразованию при обратном закачивании, что вызывает необходимость удалять данные примеси перед закачиванием. В описаниях патента США № 5993608 и патента США № 6508916 предоставлены способы и оборудование для удаления подобных примесей из подобной отработанной технологической жидкости.
В том случае, когда в пластовой воде содержатся карбонатные и/или гидрокарбонатные соли, и вновь с конкретной привязкой к нефте- и газодобыче, и в особенности к предотвращению образования газовых гидратов, содержание карбонатных и/или гидрокарбонатных солей может составлять от относительно низкой концентрации в отработанной технологической жидкости до концентрации свыше пределов насыщения, что приводит к возможности образования кристаллических (выпавших) солей. В ходе процесса, описанного в упомянутых выше патентах, эти соли непрерывно концентрируются за пределами уровня насыщения, приводя к образованию кристаллических (выпавших) солей. Однако, если эти выпавшие соли находятся в отработанной технологической жидкости до какого-либо процесса выделения, представляет ли он собой регенерацию, при которой селективно удаляют воду, регенерацию, при которой удаляют соли, или их сочетание, присутствие данных выпавших твердых веществ может привести к повышенному засорению оборудования и более сложному отделению ценной технологической жидкости от данных солей.
Еще одна сложность заключается в том, что кислоторастворимые соли могут привести к неконтролируемому повышению рН в технологической жидкости с течением времени. Проведенные эксперимен- 1 027854 ты показали, что при повышенной температуре гидрокарбонаты могут диссоциировать с образованием карбоната и двуокиси углерода. По мере увеличения содержания карбоната в технологической жидкости возрастает и рН. Это может быть благоприятно в течение некоторого периода времени, но при отсутствии контроля могут достигаться чрезмерно высокие значения рН, около 12, и для ингибиторов на основе гликоля это может привести к нежелательному гелеобразованию. При удалении гидрокарбонатов/карбонатов можно вернуть контроль над уровнем рН и поддерживать его в процессе селективного добавления.
Соответственно и согласно одному из аспектов настоящего изобретения предоставлен способ предварительной обработки технологической жидкости, которую предстоит очистить, удалив из нее кислоторазлагаемые соли и, таким образом, предотвратив отложение кристаллических или нерастворенных видов подобных солей в данном процессе регенерации. В качестве одного из примеров, если в отработанном технологическом растворе содержится карбонат и/или гидрокарбонат, его можно обработать кислотой, такой как, без ограничения, хлористо-водородная кислота, чтобы разложить карбонат на СО2, воду и хлорид натрия.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой схематическую блок-схему одного из способов удаления кислоторазлагаемых солей из технологической жидкости, предназначенной для дальнейшей регенерации.
Фиг. 2 представляет собой схематическое изображение, подобное фиг. 1, но представляющее другой аспект настоящего изобретения.
Фиг. 3 представляет собой схематическое изображение, подобное фиг. 1 и 2, но представляющее еще один аспект настоящего изобретения.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления
Использованный в настоящем описании термин кислоторазлагаемые соли относится к карбонатам и/или гидрокарбонатам щелочных и щелочно-земельных металлов, таким как карбонат натрия, гидрокарбонат натрия, карбонат калия, гидрокарбонат калия, карбонат магния и так далее. Однако нужно понимать, что способ настоящего изобретения применим к любым кислоторазлагаемым солям вне зависимости от того, представляют ли собой карбонат или гидрокарбонат щелочного и щелочно-земельного металла, присутствие которых может оказать неблагоприятное влияние на последующий процесс регенерации технологической жидкости.
Несмотря на то что изобретение будет описано с конкретной привязкой к технологической жидкости, применяемой для предотвращения образования газовых гидратов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин, нужно понимать, что этим оно не ограничивается. На самом деле данный способ можно применять в любой схеме для регенерации отработанной технологической жидкости, для того чтобы ее можно было использовать повторно в случае, когда в данной отработанной технологической жидкости содержатся кислоторазлагаемые соли.
Понятно, что можно применять различные кислоты при условии, что данная кислота не взаимодействует с кислоторазлагаемой солью с образованием других нерастворимых или малорастворимых солей, которые вновь будут накапливаться в процессе регенерации технологической жидкости. Неограничивающие примеры кислот включают в себя хлористо-водородную кислоту, некоторые органические кислоты и так далее.
Таким образом, как показано на фиг. 1, технологическую жидкость вводят по трубопроводу 9 в теплообменник 10, в котором ее нагревают до необходимой температуры в зависимости от природы технологической жидкости, а затем направляют в дегазирующий агрегат 12, функционирующий при пониженном давлении, которое фактически приводит к тому, что захваченные кислотные газы, такие как СО2 и Н2§, а также летучие углеводороды и другие летучие газы удаляются из данной жидкости по трубопроводу 14. При необходимости для облегчения отдувки захваченных газов, а также летучих углеводородов из агрегата 12, в дегазирующий агрегат 12 по трубопроводу 11 можно ввести продувочный газ, например азот, топливный газ или любой газ, который не вступает в неблагоприятное взаимодействие с какимлибо компонентом технологической жидкости. Как правило, при использовании продувочного газа его вводят со скоростью от около 8 до 12 кг/ч.
Условие состоит в том, что содержимое трубопровода 14 должно поддерживаться в отсутствие кислорода. В том случае, когда перепад давления между теплообменником 10 и концом трубопровода 14 достаточен для того, чтобы в надлежащей мере сместить необходимый уровень в агрегате 12, добавление продувочного газа не требуется. После этого дегазированную жидкость, выходящую из дегазирующего агрегата 12, смешивают с кислотой при помощи трубопровода 16, данную смесь пропускают через поточный смеситель 18 или другое смесительное устройство и вводят в дегазирующий агрегат 20, в котором газообразные продукты разложения, например СО2, или разложившихся солей, выводятся по трубопроводу 22. Удалению СО2 из агрегата 20 можно способствовать, добавляя один из упомянутых ранее продувочных газов по трубопроводу 21 до максимального количества 10 кг/ч в нижнюю часть дегазирующего агрегата 20. В том случае, когда перепад давления между смесителем 18 и концом трубопровода 22 достаточен для того, чтобы в надлежащей мере удалить весь СО2 из технологической жидкости, выходящей по трубопроводу 22, добавление продувочного газа не требуется. После этого технологиче- 2 027854 скую жидкость из дегазирующего агрегата 12, не содержащую карбоната и/или гидрокарбоната, пропускают далее по трубопроводу 24 для проведения процесса регенерации технологических жидкостей. Как и в случае дегазирующего агрегата 12, дегазирующий агрегат 20 предпочтительно будет эксплуатироваться при пониженном давлении, чтобы облегчить удаление газообразного СО2 из данной жидкости. Газы, такие как СО2, выходящие либо из дегазирующего агрегата 12, либо из дегазирующего агрегата 20, можно собирать рядом способов, которые хорошо известны специалистам в данной области. Например, СО2 можно направить в факельный коллектор низкого давления, устройство для вдувания СО2, в атмосферу для выброса, дополнительной компрессии, секвестрации и так далее.
Далее, как показано на фиг. 2, на ней представлен вариант способа, представленного на фиг. 1. В способе, показанном на фиг. 2, технологическую жидкость пропускают через теплообменник 10 для нагревания, по трубопроводу 16 прибавляют кислоту, и пропускают смесь через поточный смеситель 18 в дегазирующий агрегат 20, из которого СО2 отводят по трубопроводу 22, при этом данный дегазирующий агрегат предпочтительно находится при пониженном давлении, технологическую жидкость, не содержащую карбонатов/гидрокарбонатов, отводят для дальнейшей обработки по трубопроводу 24. Как можно видеть, способ, представленный на фиг. 2, отличается от способа, представленного на фиг. 1, в том, что стадию нагревания и стадию добавления кислоты можно объединить до вхождения потока в любой из дегазирующих агрегатов. Мерам для удаления СО2 из агрегата 20 может способствовать добавлением по трубопроводу 21 одного или двух упомянутых ранее продувочных газов до максимального количества 10 кг/ч. В том случае, когда перепад давления между смесителем 18 и концом трубопровода 22 достаточен для того, чтобы в надлежащей мере удалить весь СО2 из технологической жидкости, выходящей по трубопроводу 24, добавление продувочного газа не требуется.
В еще одном варианте данного способа, представленном на фиг. 3, стадию нагревания можно опустить. В данном случае кислоту добавляют к отработанной технологической жидкости по трубопроводу 16, смесь проходит через смеситель 18 и в дегазирующий агрегат 20, предпочтительно функционирующий при пониженном давлении, например, в вакууме, при этом СО2 удаляют из данного дегазирующего агрегата по трубопроводу 22, технологическую жидкость, не содержащую карбоната/гидрокарбоната, отводят для дальнейшей обработки по трубопроводу 24. В случае необходимости для условий процесса в данной схеме можно применить продувочный газ по трубопроводу 21, как описано ранее.
Следует принять во внимание, как отмечалось выше, что для удаления карбонатов и/или гидрокарбонатов из технологической жидкости можно использовать кислоту любого типа. И вновь применяемая кислота не должна вступать во взаимодействие с карбонатом/гидрокарбонатом с образованием не растворимых в воде или малорастворимых солей или других твердых веществ, которые просто затруднят удаление других твердых веществ в последующем процессе. Следует также принять во внимание, что рассматриваются и другие кислоторазлагаемые соли, отличающиеся от карбонатов и/или гидрокарбонатов, при условии, что разложение кислотой не приводит к образованию слаборастворимых солей, которые могли бы снова привести к проблеме отложения осадка в последующем технологическом процессе.
Способ удаления солей согласно настоящему изобретению в особенности применим в сочетании со способами, которые описаны в упомянутых выше патентах для регенерации отработанной технологической жидкости. Таким образом, технологическая жидкость может представлять собой любую жидкость, используемую в конкретном способе, такую, которая загрязняется или, по меньшей мере, содержит после использования компоненты, которые обычно не присутствуют в данной технологической жидкости. Соответственно технологическая жидкость может представлять собой технологическую жидкость из среды для промывки газа, используемую для удаления нежелательных примесей из газовых потоков, селективный растворитель для выделения желательных компонентов из газов или потоков жидкости, среду, используемую для обработки твердых веществ для селективного удаления компонентов твердых веществ и так далее. Кроме того, как отмечалось выше, технологическая жидкость может представлять собой технологическую жидкость, используемую при добыче природного газа, где технологическая жидкость используется для предотвращения образования газовых гидратов.

Claims (6)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ удаления кислоторазлагаемых солей из технологической жидкости, выбранной из группы, состоящей из спиртов, гликолей и алканоламинов, при этом указанный способ включает в себя введение указанной технологической жидкости, содержащей кислоторазлагаемые соли, в первый дегазирующий агрегат, функционирующий в условиях вакуума, для удаления содержащихся в ней летучих кислых газов из указанной технологической жидкости;
    выведение технологической жидкости из указанного первого дегазирующего агрегата; смешивание указанной технологической жидкости, выведенной из указанного первого дегазирующего агрегата с кислотой;
    введение полученной смеси во второй дегазирующий агрегат, в котором удаляют газы разложения, полученные в результате взаимодействия указанных кислот и указанных кислоторазлагаемых солей, отведение указанных газов разложения из указанного второго дегазирующего агрегата и
    - 3 027854 отведение технологической жидкости, преимущественно не содержащей указанных кислоторазлагаемых солей, из указанного второго дегазирующего агрегата.
  2. 2. Способ по п.1, в котором указанную смесь пропускают через поточный смеситель перед введением в указанный второй дегазирующий агрегат.
  3. 3. Способ по п.1, в котором в указанный второй дегазирующий агрегат вводят продувочный газ для отдувки газов разложения из указанного второго дегазирующего агрегата.
  4. 4. Способ по п.1, в котором указанный второй дегазирующий агрегат функционирует в вакууме.
  5. 5. Способ по п.1, в котором указанную технологическую жидкость нагревают перед смешиванием с указанной кислотой.
  6. 6. Способ по п.1, в котором продувочный газ вводят в указанный первый дегазирующий агрегат для облегчения удаления захваченных газов из указанного первого дегазирующего агрегата.
EA201491563A 2012-02-20 2013-02-19 Способ удаления солей из технологических жидкостей EA027854B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261600854P 2012-02-20 2012-02-20
PCT/US2013/026729 WO2013126346A1 (en) 2012-02-20 2013-02-19 Process for removing salts from a processing liquid

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201491563A1 EA201491563A1 (ru) 2014-12-30
EA027854B1 true EA027854B1 (ru) 2017-09-29

Family

ID=49006137

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201491563A EA027854B1 (ru) 2012-02-20 2013-02-19 Способ удаления солей из технологических жидкостей

Country Status (13)

Country Link
US (1) US9522834B2 (ru)
EP (1) EP2817074B1 (ru)
KR (1) KR102047042B1 (ru)
CN (1) CN104271210B (ru)
AU (1) AU2013222631B2 (ru)
BR (1) BR112014020401B1 (ru)
CA (1) CA2864981C (ru)
CY (1) CY1120694T1 (ru)
DK (1) DK2817074T3 (ru)
EA (1) EA027854B1 (ru)
IN (1) IN2014KN01731A (ru)
MX (1) MX353048B (ru)
WO (1) WO2013126346A1 (ru)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9982201B2 (en) * 2013-12-02 2018-05-29 NexoSolutions LLC Removal of hydrocarbon contaminants
KR101654457B1 (ko) 2015-01-30 2016-09-05 경희대학교 산학협력단 고분자 나노층을 포함하는 생체재료 및 이의 제조방법

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3119752A (en) * 1959-01-30 1964-01-28 Singmaster & Breyer Recovery of fresh water from sea water
US4417961A (en) * 1981-03-30 1983-11-29 The Dow Chemical Company Membrane cell brine feed
US20090032446A1 (en) * 2007-08-01 2009-02-05 Triwatech, L.L.C. Mobile station and methods for diagnosing and modeling site specific effluent treatment facility requirements

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3141772A1 (de) * 1981-10-21 1983-04-28 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren und vorrichtung zum regulieren des nh(pfeil abwaerts)3(pfeil abwaerts)-gehaltes in der waschfluessigkeit einer gaswaesche
CA1325401C (en) 1988-07-18 1993-12-21 Dwight Merritt Process and apparatus for reclaiming waste gas treating chemical
US5389208A (en) 1988-07-18 1995-02-14 Canadian Chemical Reclaiming Ltd. Process for reclaiming and/or concentrating waste aqueous solutions of gas treating chemicals
US5993608A (en) 1997-04-25 1999-11-30 Canadian Chemical Reclaiming Ltd. Process for recovering processing liquids
US6508916B1 (en) 1999-06-14 2003-01-21 Canadian Chemical Reclaiming Ltd. Process for recovering processing liquids
CN100537456C (zh) * 2004-11-05 2009-09-09 浙江欧美环境工程有限公司 一种工业超纯水的制备工艺
NO20056113L (no) 2005-12-21 2007-06-22 Statoil Asa Fremgangsmate og anlegg for regenerering av glykol
CA2564590C (en) * 2006-10-19 2010-05-11 Bitmin Resources Inc. Method for treating a process water to obtain carbon dioxide therefrom
JPWO2010061811A1 (ja) * 2008-11-27 2012-04-26 栗田工業株式会社 アミノ基を有する水溶性有機溶媒の分離回収装置及び方法
CA2754329C (en) * 2010-10-07 2015-11-10 Encana Corporation Treatment of water for use in hydraulic fracture stimulation

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3119752A (en) * 1959-01-30 1964-01-28 Singmaster & Breyer Recovery of fresh water from sea water
US4417961A (en) * 1981-03-30 1983-11-29 The Dow Chemical Company Membrane cell brine feed
US20090032446A1 (en) * 2007-08-01 2009-02-05 Triwatech, L.L.C. Mobile station and methods for diagnosing and modeling site specific effluent treatment facility requirements

Also Published As

Publication number Publication date
AU2013222631A1 (en) 2014-09-11
CA2864981C (en) 2020-06-16
EA201491563A1 (ru) 2014-12-30
EP2817074A4 (en) 2015-10-07
IN2014KN01731A (ru) 2015-10-23
BR112014020401B1 (pt) 2021-09-21
EP2817074A1 (en) 2014-12-31
DK2817074T3 (en) 2018-10-22
CY1120694T1 (el) 2019-12-11
CA2864981A1 (en) 2013-08-29
US20150034567A1 (en) 2015-02-05
EP2817074B1 (en) 2018-07-11
WO2013126346A1 (en) 2013-08-29
CN104271210A (zh) 2015-01-07
CN104271210B (zh) 2018-01-09
MX353048B (es) 2017-12-18
KR20140127304A (ko) 2014-11-03
MX2014009985A (es) 2015-05-11
BR112014020401A2 (pt) 2020-10-27
AU2013222631B2 (en) 2017-01-12
KR102047042B1 (ko) 2019-11-20
US9522834B2 (en) 2016-12-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2754329C (en) Treatment of water for use in hydraulic fracture stimulation
AU2009260960C1 (en) Process for separating solids from valuable or harmful liquids by vaporisation
EP2878589B1 (fr) Procédé flexible pour le traitement de solvant utilisé dans l'extraction du gaz naturel
US20170305823A1 (en) Process for reclaiming alcohols
EA027854B1 (ru) Способ удаления солей из технологических жидкостей
US20040107835A1 (en) Method and apparatus for treating synthesis gas and recovering a clean liquid condensate
EA016877B1 (ru) Способ удаления неполярных соединений из воды
JP4724524B2 (ja) 燃料油の中和方法
US20060043002A1 (en) Method for downhole sulfur removal and recovery
KR101268125B1 (ko) 안수 중에 함유된 나프탈렌의 회수방법
US20230023829A1 (en) Method for regenerating an aqueous solution of meg containing salts with purge treatment
KR100486679B1 (ko) 가공액체의 회수방법
OA20755A (en) Method for regenerating an aqueous solution of MEG containing salts with purge treatment.
KR20140041764A (ko) 2가 양이온의 농도를 갖는 글리콜 스트림을 순환시키는 방법 및 장치, 및 천연 가스 생성물 스트림의 제조 방법
WO2024091469A1 (en) Bicarbonate removal from monoethylene glycol-water streams
NO316290B1 (no) Fremgangsmåte for å redusere en mengde av en avfallskomponent for et hydrokarbonfluid som strömmer gjennom et borehull
WO2011133251A2 (en) Removing chlathrate inhibitors from contaminated petroleum streams
FR2954950A1 (fr) Production de vapeur et son application a la recuperation assistee d'hydrocarbures