KR20140000338A - 오일 샌드 역청 포말 스트림을 가열하는 시스템 - Google Patents

오일 샌드 역청 포말 스트림을 가열하는 시스템 Download PDF

Info

Publication number
KR20140000338A
KR20140000338A KR1020137027585A KR20137027585A KR20140000338A KR 20140000338 A KR20140000338 A KR 20140000338A KR 1020137027585 A KR1020137027585 A KR 1020137027585A KR 20137027585 A KR20137027585 A KR 20137027585A KR 20140000338 A KR20140000338 A KR 20140000338A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
steam
oil sand
sand slurry
slurry stream
foam
Prior art date
Application number
KR1020137027585A
Other languages
English (en)
Other versions
KR101589696B1 (ko
Inventor
델 머위 샨 반
Original Assignee
포트 힐스 에너지 엘피
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 포트 힐스 에너지 엘피 filed Critical 포트 힐스 에너지 엘피
Publication of KR20140000338A publication Critical patent/KR20140000338A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR101589696B1 publication Critical patent/KR101589696B1/ko

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G1/00Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
    • C10G1/04Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24HFLUID HEATERS, e.g. WATER OR AIR HEATERS, HAVING HEAT-GENERATING MEANS, e.g. HEAT PUMPS, IN GENERAL
    • F24H9/00Details
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D21/00Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
    • B01D21/0039Settling tanks provided with contact surfaces, e.g. baffles, particles
    • B01D21/0045Plurality of essentially parallel plates
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D21/00Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
    • B01D21/26Separation of sediment aided by centrifugal force or centripetal force
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/80Additives
    • C10G2300/805Water
    • C10G2300/807Steam

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

오일 샌드 프로세싱의 분야에서, 역청 및 물을 함유하고 가변 가열 요건들을 가지는 역청 포말과 같은 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스는 음속 스팀 플로우를 성취하기 위해 스팀을 스팀 압력에서 복수의 노즐들을 통해 포말 내로 직접적으로 주입하는 단계; 가변 가열 요건들에 응답하여 스팀의 주입이 발생하는 노즐들의 수를 변경함으로써 스팀 주입을 변경하기 위해 복수의 노즐들을 동작시키는 단계; 및 오일 샌드 슬러리 스트림이 물의 끓는 점에 대한 서브-냉각을 인에이블하는데 충분한 배압을 받도록 하는 단계를 포함한다. 대응하는 시스템이 또한 제공된다.

Description

역청 포말과 같은 오일 샌드 슬러리 스트림들을 직접 스팀 주입 가열하기 위한 프로세스{PROCESS FOR DIRECT STEAM INJECTION HEATING OF OIL SANDS SLURRY STREAMS SUCH AS BITUMEN FROTH}
본 발명은 일반적으로 오일 샌드(oil sand) 프로세싱 분야에 관한 것이며, 특히 역청(bitumen) 함유 슬러리 스트림들을 가열하는 것에 관한 것이다.
공지되어 있는 역청 포말(bitumen froth) 스트림들을 가열하는 직접 스팀 주입(direct steam injection; DSI) 기술들에는 비효율성들, 해결과제들 및 결점들이 다수 있다. 예를 들어, 다양한 DSI 기술들은 큰 스팀 버블들의 붕괴(collapse)로 인하여 스팀 해머(steam hammer) 진동하기 쉽다. 이 종류의 동작 제약은 하부 포말 처리 프로세스들을 피딩(feeding)하는 역청 포말 온도들에서의 제어를 제한한다.
다음은 역청 포말을 가열하는 공지되어 있는 2개의 기술이다: (i) 캐나다 특허번호 2,455,011에 기술되어 있는, 직접 스팀 주입기들 및 정적 믹싱 디바이스(mixing device)들을 포함하는 인-라인 역청 포말 스팀 가열 시스템 및(ii) 캐나다 특허 번호 1,072,474에 기술되어 있는, 역청 포말을 가열하고 탈기(deaeration)시키기 위해 역청 포말을 스팀과 접촉시키는 세드 트레이(shed tray)들에 의해 가열하는 포말 가열 타워.
이 공지되고 종래의 기술들은 여러 한계들을 지닌다. 예를 들어, DSI-정적 믹서 기술은 이따금 원하는 것보다 더 제한되는 동작 범위를 가질 수 있다. DSI에 대한 스팀 압력은 외부에서 제어된다. 저압들에서, 스팀은 불안정한 분사들 또는 버블들로서 역청 포말 내로 흐르고 이는 붕괴되므로 진동을 발생시킬 수 있다. 수분 함량이 전달을 돕는 역청 포말 내로의 스팀의 높은 응축율은 진동을 제한하는데 있어서의 정적 믹스의 효율성이 소정의 한계들을 가진다는 것을 의미한다. 게다가, 가열된 역청 포말은 포말 온도들을 유지하는 것을 돕기 위해 재순환 펌프를 구비하는 홀딩 탱크(holding tank) 내로 배출될 수 있으나, 접근 온도들의 가열 제한들에 관한 난제들이 존재할 수 있다. 다른 역청 포말("가열") 기술들과 관련하여, 포말 가열 타워들은 DSI에 비해 큰 구조들이고 컬럼(column)들로 하여금 고 H/D비를 가지도록 하는 다중 스케이지들의 세드들에 의해 유닛들이 고 스팀 효율들을 달성할 수 있는 반면에, 고 설계에서 평균 이하로 하강된 역청 플로우들은 결과적으로 스팀 효율들을 감소시킨다. 더욱이, 고도로 인해 이 역청 가열 구조들에는 일반적으로 히터(heater)로의 중력 역청 플로우를 가능하게 하는 분리 셀들이 더 양호하게 제공된다. 고 포말 온도들을 달성하는 것 외에도, 용기들은 효율을 높게 유지하는 온도 하에서 동작될 필요가 있을 수 있다.
요약하면, 역청 포말 가열을 위한 공지되어 있는 관례들 및 기술들은 여러 결점들 및 비효율들을 체험하고, 실제로 상기 결함들 및 비효율들의 적어도 일부를 극복할 기술들을 필요로 한다.
본 발명은 역청 포말 및 역청-함유 포말 처리 언더플로우(underflow)들 및 테일링(tailing)들과 같은 역청-함유 슬러리 스트림들의 직접 스팀 가열을 위한 프로세스를 제공함으로써 상술한 필요성에 답한다.
하나의 실시예에서, 본 발명은 역청 및 물을 함유하고 가변 가열 요건들을 가지는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스를 제공하고, 스팀 압력에서 복수의 노즐들을 통해 오일 샌드 슬러리 스트림 내에 직접적으로 스팀을 주입하는 단계로서, 스팀의 주입 및 노즐들의 크기 및 구성은 음속 스팀 플로우를 달성하도록 제공되는, 주입 단계; 오일 샌드 슬러리 스트림에 대한 가변 가열 요건들에 응답하여 스팀의 주입이 발생하는 노즐들의 수를 변경시킴으로써 스팀 주입을 변경하기 위하여 복수의 노즐들을 동작시키는 단계; 오일 샌드 슬러리 스트림이 물의 끓는점에 대한 서브-냉각(sub-cooling)을 인에이블(enable)하는데 충분한 배압을 받도록 하는 단계를 포함한다.
하나의 선택적인 양태에서, 스팀 압력은 적어도 약 150 psig 또는 적어도 약 300 psig이다.
다른 선택적인 양태에서, 스팀은 과열된 스팀이다.
다른 선택적인 양태에서, 노즐들은 최대 약 15mm의 스로트 직경(throat diameter)을 가지도록 각각 크기가 형성된다.
다른 선택적인 양태에서, 노즐들은 최대 약 10mm의 스로트 직경을 가지도록 각각 크기가 형성된다.
다른 선택적인 양태에서, 노즐들은 오리피스(orifice)로서 각각 동작하도록 크기 형성 및 구성되고 음속 스팀 플로우는 오리피스 플로우 요건들에 따라 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 노즐들은 파이프로서 각각 동작하도록 크기 형성 및 구성되고 음속 스팀 플로우는 파이프 플로우 요건들에 따라 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 배압의 적어도 일부는 스팀의 주입 하부의 정압에 의해 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 정압은 스탠드 파이프(stand pipe)에 의해 홀딩 탱크 유입구로 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 배압의 적어도 일부는 스팀의 주입 하부의 탱크 가압에 의해 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 배압의 적어도 일부는 스팀의 주입 하부의 적어도 하나의 밸브 디바이스에 의해 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 배압의 적어도 일부는 스팀의 주입 하부의 적어도 하나의 파이프라인 구성에 의해 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 배압은 물의 끓는점에 대해 적어도 10℃의 오일 샌드 슬러리 스트림의 서브-냉각을 인에이블하도록 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 배압은 물의 끓는점에 대해 적어도 20℃의 오일 샌드 슬러리 스트림의 서브-냉각을 인에이블하도록 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 프로세스는 또한 가변하는 온도에 기초하여 오일 샌드 슬러리 스트림의 가변 가열 요건들을 결정하는 단계를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 프로세스는 또한 오일 샌드 슬러리 스트림의 가변 조성물에 기초하여 오일 샌드 슬러리 스트림의 가변 가열 요건들을 결정하는 단계를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 프로세스는 또한 오일 샌드 슬러리 스트림의 가변 물 함량에 기초하여 오일 샌드 슬러리 스트림의 가변 가열 요건들을 결정하는 단계를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 프로세스는 또한 직렬로 배열되는 복수의 직접 주입 스팀 히터들에서 스팀의 오일 샌드 슬러리 스트림 내로의 주입을 연속해서 수행하는 단계를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 프로세스는 또한 병렬로 배열되는 복수의 직접 주입 스팁 히터들에서 스팀의 오일 샌드 슬러리 스트림 내로의 주입을 수행하는 단계를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 오일 샌드 슬러리 스트림은 역청 포말 스트림이다.
다른 선택적인 양태에서, 역청 포말 스트림은 경사 플레이트 침착 용기, 중력 침착 용기, 원심 분리기 및 사이클론 중 적어도 하나로부터 선택되는 주 분리 용기로부터 도출된다.
다른 선택적인 양태에서, 오일 샌드 슬러리 스트림은 용매 포말 처리 동작으로부터의 포말 분리 용기로부터의 언더플로우 테일링 스트림(underflow tailing stream)이다.
다른 선택적인 양태에서, 포말 처리 동작에서의 용매는 파라핀계 또는 나프텐계 용매이다.
다른 선택적인 양태에서, 스팀의 주입은 오일 샌드 슬러리 스트림의 플로우와 동일 방향으로 스팀 분사들을 형성한다.
다른 선택적인 양태에서, 배압은 물보다 더 낮은 끓는점을 가지는 저 끓는점 성분의 끓는점에 대하여 서브-냉각을 인에이블하는데 충분하게 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 저 끓는점 성분은 경질 탄화수소이다.
다른 선택적인 양태에서, 오일 샌드 슬러리 스트림 내로의 직접적인 주입 스팀이 수행되고 노즐들은 스팀 분사들이 인접한 벽들에 대한 충돌을 방지하면서 오일 샌드 슬러리 스트림들 내로 연장되도록 위치된다.
본 발명은 또한 역청 및 수를 함유하고 가변 가열 요건들을 가지는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템을 제공한다. 본 시스템은 스팀을 제공하는 스팀원; 스팀원과 유체 연통하고 오일 샌드 슬러리 스트림을 수용하는 직접 스팀 주입 유닛으로서, 직접 스팀 주입 유닛은 스팀을 스팀 압력으로 오일 샌드 슬러리 스트림 내로 직접적으로 주입하는 복수의 노즐들을 포함하고, 노즐들은 음속 스팀 플로우를 달성하도록 크기가 형성되고 구성되고 가변 가열 요건들에 응답하여 스팀이 주입되는 노즐들의 수를 변경함으로써 스팀 주입을 변경하도록 제공하는, 직접 스팀 주입 유닛; 물의 끓는점에 대하여 서브-냉각을 인에이블하는데 충분하도록 배압을 오일 샌드 슬러리 스트림에 제공하는 배압 수단을 포함한다.
하나의 선택적인 양태에서, 스팀원은 과열된 스팀을 제공하도록 구성된다.
다른 선택적인 양태에서, 노즐들은 최대 약 15mm의 스로트 직경을 가지도록 각각 크기가 형성된다.
다른 선택적인 양태에서, 노즐들은 최대 약 10mm의 스로트 직경을 가지도록 각각 크기가 형성된다.
다른 선택적인 양태에서, 노즐들은 오리피스로서 각각 동작하도록 크기 형성 및 구성되고 음속 스팀 플로우는 오리피스 플로우 요건들에 따라 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 노즐들은 파이프로서 각각 동작하도록 크기 형성 및 구성되고 음속 스팀 플로우는 파이프 플로우 요건들에 따라 제공된다.
다른 선택적인 양태에서, 배압 수단은 직접 스팀 주입 유닛 하부에 정압 수단을 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 정압 수단은 홀딩 탱크 유입구로의 스탠드 파이프를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 배압 수단은 오일 샌드 슬러리 스트림을 수용하기 위해 직접 스팀 주입 유닛 하부에 직접 스팀 주입 유닛과 유체 연동되는 가압 탱크를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 배압 수단은 직접 스팀 주입 유닛의 하부에 적어도 하나의 밸브 디바이스를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 배압 수단은 직접 스팀 주입 유닛 하부에 적어도 하나의 파이프라인 구성을 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 배압 수단은 오일 샌드 슬러리 스트림의 서브-냉각을 물의 끓는점에 대해 적어도 10℃로 제공하도록 구성된다.
다른 선택적인 양태에서, 배압 수단은 오일 샌드 슬러리 스트림의 서브-냉각을 물의 끓는점에 대해 적어도 20℃로 제공하도록 구성된다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 시스템은 배압을 가능하게 하기 위해 오일 샌드 슬러리 스트림을 충분한 압력으로 펌핑하는 공급 펌프를 가진다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 시스템은 가열된 오일 샌드 슬러리를 수용하는 저장 탱크를 가진다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 시스템은 가열된 오일 샌드 슬러리를 저장 탱크로 공급하고 가열된 오일 샌드 슬러리의 폭기(aeration)를 제어하는 슬러리 유입구를 포함하는 저장 탱크를 가진다.
다른 선택적인 양태에서, 슬러리 유입구는 저장 탱크의 상부로부터 저장 탱크의 하부로 하향하여 저장 탱크 내의 액체 레벨 아래로 연장되는 유공관(perforaated pipe)을 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 슬러리 유입구는 탱크 고 레벨 위로부터 탱크 저 레벨 아래로 연장되는 경사 론더(sloped launder)를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 시스템은 경사 론더의 상부 파트에서 또는 부근에서 저장 탱크 내로 물 워시(water wash)를 공급하는 워시 라인을 가진다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 시스템은 가열된 오일 샌드 슬러리의 일부를 재순환된 슬러리 스트림으로서 직접 스팀 주입 유닛 상부의 오일 샌드 슬러리 스트림으로 역으로 재순환시키기 위하여 저장 탱크와 유체 연통되는 재순환 라인을 가진다.
다른 선택적인 양태에서, 저장 탱크는 대기로 이루어지도록 구성된다.
다른 선택적인 양태에서, 저장 탱크는 가압되도록 구성된다.
다른 선택적인 양태에서, 오일 샌드 슬러리는 역청 포말이고 상기 시스템은 직접 스팀 주입 유닛으로부터 역청 포말을 수용하는 포말 탈기기 용기를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 포말 탈기기 용기는 퍼지 가스(purge gas)에 의해 가압되도록 구성된다.
다른 선택적인 양태에서, 포말 탈기기 용기는 액체 레벨 위로부터 액체 레벨 아래로 연장되고 역청 포말을 유입시키도록 구성되는 경사 론더 유입구를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 포말 탈기기 용기는 저장 탱크의 상부로부터 저장 탱크의 하부로 하향하여 탈기기 용기 내의 액체 레벨 아래로 연장되는 유공관 유입구을 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 오일 샌드 슬러리는 역청 포말이고 시스템은 직접 스팀 주입 유닛으로부터 역청 포말을 수용하는 포말 슬러리 컬럼(column)을 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 포말 슬러리 컬럼은 유입구를 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 유입구는 플로우 제한 밸브 또는 노즐을 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 시스템은 역청 포말의 일부를 수용하고 상기와 동일한 것을 포말 슬러리 컬럼 내로 역으로 복귀시키는 복귀 라인을 가진다.
다른 선택적인 양태에서, 직접 스팀 주입 유닛은 복수의 직접 스팀 주입기들을 포함한다.
다른 선택적인 양태에서, 직접 스팀 주입기들은 직렬로 배열된다.
다른 선택적인 양태에서, 직접 스팀 주입기들은 병렬로 배열된다.
다른 선택적인 양태에서, 상기 시스템은 직접 스팀 주입 유닛의 노즐들을 제어하기 위해 직접 스팀 주입 유닛에 동작 가능하게 연결되고 가열된 오일 샌드 슬러리 스트림의 온도를 모니터링하기 위해 직접 스팀 주입 유닛 하부로 연결되는 온도 제어 디바이스를 가진다.
다른 선택적인 양태에서, 노즐들은 스팀 분사들이 인접한 벽들에 대한 충돌을 방지하면서 오일 샌드 슬러리 스트림 내로 연장되도록 구성되고 위치된다.
도 1은 본 발명의 하나의 실시예와 관련된 스팀 주입 노즐의 평면 단면도.
도 2는 본 발명의 하나의 실시예에 따른 직접 스팀 주입 설비의 프로세스 흐름도.
도 3은 본 발명의 다른 실시예에 따른 직접 스팀 주입 설비의 프로세스 흐름도.
도 4는 본 발명의 또 다른 실시예에 따른 직접 스팀 주입 설비의 프로세스 흐름도.
도 5는 본 발명의 추가적인 실시예에 따른 직접 스팀 주입 설비의 프로세스 흐름도.
도 6은 본 발명의 더 추가적인 실시예에 따른 직접 스팀 주입 설비의 프로세스 흐름도.
도 7은 본 발명의 하나의 실시예에 따른 직접 스팀 주입 구성의 프로세스 흐름도.
도 8a 내지 8b는 예시 주입기 계산들에 대한 개략도들.
도 9는 주입기들의 컴팩트한 배열의 프로세스 흐름도.
도 10은 주입기의 위치 및 간격에 관한 예시 계산들에 대한 스팀 및 응축물 포락 백연(envelope plume)들을 도시하는 직접 스팀 주입기 파이프 및 역청 포말 파이프라인의 개략도.
본 발명은 역청 포말과 같은 오일 샌드 역청-함유 슬러리 스트림의 직접 스팀 주입(DSI) 가열을 위한 프로세스를 제공한다.
특히, DSI 프로세스는 변할 수 있는 가열도를 요구하는 가변 온도들을 가지는 오일 샌드 역청-함유 슬러리 스트림을 가열하기 위한 것이다.
DSI 프로세스는 복수의 노즐들을 통해 스팀을 스팀 압력에서 직접적으로 역청-함유 슬러리 스트림 내로 주입하는 것을 포함한다. 스팀의 주입뿐만 아니라 노즐들의 크기 및 구성은 음속 스팀 플로우를 달성하기 위해 제공된다. 상기 프로세스는 또한 역청-함유 슬러리 스트림에 필요한 가변 가열도들에 응답하여 스팀 주입이 발생하는 노즐들의 수를 변경함으로써 스팀 주입을 변경하도록 노즐들을 동작시키는 것을 포함한다. 상기 프로세스는 역청-함유 슬러리 스트림이 물의 끓는 점에 대한 슬러리 스트림의 서브-냉각을 인에이블(enable)하는데 충분한 배압을 받도록 함으로써 역청-함유 슬러리 스트림의 플래싱(flashing)을 제한하는 것을 더 포함한다.
오일 샌드 역청-함유 슬러리 스트림은 바람직하게는 역청, 물 및 입자형 고체 물질을 함유한다. 슬러리 스트림은 바람직하게는 역청 포말이다. 슬러리 스트림은 또한 용매 희석 테일링(tailing)들로 칭해질 수 있는 역청 포말 분리 용기로부터의 언더플로우(underflow)와 같은 다른 유형들의 포말 처리 스트림들일 수 있다. 용매 희석 테일링들은 나프텐계 또는 파라핀계 포말 처리 프로세스로부터 도출될 수 있으므로 상당량의 나프텐계 또는 파라핀계 용매를 함유할 수 있다.
도 2를 참조하면, 이 DSI 프로세스(10)의 실시예에서, 역청 포말(12)은 포말 펌프(14)를 통해 DSI 포말 가열 유닛(16)(또한 “DSI 유닛”으로 칭해진다)으로 공급된다. DSI 유닛(16)은 아래에서 더 후술되는 바와 같이 직렬 또는 병렬 배열로 구성될 수 있는 하나 이상의 DSI 역청 히터들을 포함할 수 있음이 주목되어야 한다. 스팀(18)은 또한 역청 포말(12)을 가열하기 위해 DSI 포말 가열 유닛(16)으로 공급된다.
바람직하게도, 역청 포말(12)은 열수(hot water) 프로세스 및 이의 변형들과 같은 주 역청 추출 프로세스들로부터 기인한다. 역청 포말(12)은 예를 들어 CA 2,387,257에서 기술된 바와 같은 정적 탈기(deaeration) 또는 예를 들어 CA 1,072,474에서 기술되는 바와 같은 스팀 탈기와 같은 상부 프로세스 동작들에 의해 부분적으로 탈기될 수 있다.
포말 펌프(들)(14)는 하부 구성과 공동으로 DSI 유닛(16)에서 요구되는 배압으로 역청 포말을 가압한다.
이제 도 1을 참조하면, 스팀은 노즐들을 통해 역청 포말 내로 주입된다. 하나의 양태에서, 각각의 스팀 주입 노즐(20)은 크기가 증가하는 발산 섹션에 선행하여 스로트(throat)로 공지되어 있는 더 작은 직경으로 수렴되는 수렴 섹션을 포함할 수 있다. 노즐(20)은 플레이트(22) 내에서 한정될 수 있다. 노즐(22)은 스로트 직경(DN) 및 두께(t)를 가진다. 스팀 노즐은 음속 스팀 분사(24)를 제공하도록 구성되고 동작된다. 음속 스팀 분사(24)는 분사 직경(DJET) 및 분사 길이(LJET)를 가진다. 스팀(18)은 스팀 압력(PS) 및 스팀 온도(TS)에서 제공되고, 반면에 역청 포말(12)은 포말 압력(PF) 및 포말 온도(TF)에서 제공된다.
계속해서 도 1을 참조하면, 노즈들(20)은 DSI 유닛 내에서 다양한 크기들 및 구성들 및 배열들을 가질 수 있다.
노즐 길이, 즉 플레이트 두께(t)가 스팀 공급 파이프 및 노즐 직경(DN)에 대한 상대적으로 작은 프랙션(fraction)인 경우, 노즐(20)을 통하는 음속 플로우들은 다음의 식 1에 의해 달성될 수 있다:
Figure pct00001
여기서,
pi는 오리피스(orifice) 플레이트 상부에서 측정된 정압이고;
pj는 오리피스 플레이트 하부에서 측정된 정압이고;
d/D는 오리피스 직경비이고;
γ는 일정 압력에서의 비열 및 일정 체적에서의 비열의 비이다.
식 1은 1984년 Blevins. R. Van Nostrand Reinhold Company(이후에, “Blevins”)의 “Applied fluid dynamics handbook”에서의 식 6 내지 48에 대응한다. 최대 플로우 속도는 오리피스 스로트 속도가 음파의 속도와 똑같을 때 발생한다. 이것은 식 1이 참일 때 발생한다. 충분히 “작다”고 간주되기 위해서, 노즐 플레이트 두께(t)는 Blevins의 식 6 내지 34에 따라 DN/8 미만이어야만 한다.
오리피스 음속 플로우 계산 방법들이 적절하지 않은, 예를 들어 압력 차가 오리피스 음속 플로우 계산들에 대한 Blevins 가이드라인을 초과하는 플레이트 두께를 요구하는 시나리오에서 직접 스팀 주입 시스템이 구현되는 경우, 노즐은 바람직하게는 파이프 플로우 계산 방법들을 요구하는 파이프로서 고려된다. 파이프 플로우 계산 방법들은 예를 들어 2002년 10월의 Kumar, S. Chem. Eng.(이후에는 “Kumar”)의 Spreadsheet calculates critical flow”에서 제공되고, 음속 상태들을 계산하고 이것들이 만족되는 것을 보장하는데 이용된다.
응용 가능한 시나리오들에 대한 예시 계산들 및 방법들은 아래 예시 섹션에서 제시된다.
오리피스 플로우 및 파이프 플로우 계산들 모두의 경우 노즐 상부의 스팀 압력은 스팀 공급원으로부터의 유압 손실들을 고려해야만 한다. DSI 유닛 내의 내부 손실들을 포함하는 유압 손실들을 고려하는 것은 개선된 프로세스 안정성 및 기능에 대응하는 계산 정확도에 장점들을 제공한다.
다른 선택적인 양태에서, 음속 플로우 상태들의 경우 압력비 PF/PS는 임계 압력비, 예를 들어 과열된 스팀에 있어서, PC/PS = 0.545보다 더 낮다. 이 후자의 압력비는 과열된 스팀을 이용하는 경우에 대한 것이고 저 낮은 품질의 스팀이 이용되면 DSI 프로세스의 비들 및 상태들 또한 변할 수 있다. 상술한 바와 같이, 노즐 플레이트 상부에서의 스팀 공급 압력(PS)은 바람직하게는 스팀 공급원으로부터의 피팅(fitting)들 및 파이핑(piping)으로 인한 모든 압력 손실들에 대해 압력 조정된다.
도 1을 참조하면, 음속 플로우의 경우 압력 상태들과 결합되는 노즐 직경(DN)은 스팀 분사(24)가 포말 슬러리(12) 내로 확장되도록 한다. 스팀 분사는 개선된 가열 안전성에 적합하다.
DSI 유닛은 도1에 도시된 것과 같이 다수의 노즐들(20)을 포함한다. 많은 상이한 유형들 및 구성들의 DSI 유닛이 본 발명과 함께 이용될 수 있고 상기 문헌에 기술되고 상업적으로 구입 가능한 것이 주목되어야 한다. 다수의 노즐들(20)은 포말 슬러리(12)를 원하는 포말 온도(TF)로 가열하기 위해 요구되는 스팀 플로우를 제공하고, 이것은 스팀이 통과하는 노즐들의 수를 조절 또는 변경함으로써 제어된다. 이는 스팀 히터 디바이스들에 대해 널리 공지되어 있는 다수의 기계 장치들에 의해 달성될 수 있다. 노즐들의 수는 제공된 오일 샌드 슬러리 스트림에 대한 충분한 가열 용량 및 이의 가열 요건들을 가능하게 하도록 제공될 수 있다. DSI 유닛은 오일 샌드 슬러리 스트림의 더 낮은 가열 요건들에 응답하여 충분하게 조정하는 것을 가능하게 하기 위해서 스팀을 주입하는 작동 노즐들의 수를 변경하도록 설치되고 구성되어야만 한다. 예를 들어, 매우 가변적인 조성물들 또는 인입 온도(incoming temperature)들이 있는 슬러리 스트림이 가열될 것으로 예상되면, DSI 유닛에는 이에 따라 대응하는 충분한 수의 노즐들 및 대응하는 기능이 제공되어야만 한다. 다른 바람직한 양태에서, 노즐들은 온/오프 모드에서 기능하고 주입 스팀에 대해 완전히 개방되거나 아니면 완전히 폐쇄된다.
특정한 노즐을 통하는 음속 플로우는 안정된 스팀 분사를 발생시킨다. 스팀 분사들에 대한 일부 정보는 2009년 J.Phys.: Conf.Ser. 147 01279에서의 Wu. X 등의 “Experimental study on steam plume and temperature distribution for sonic jet”(이후에는 Wu 등)에 개설되어 있다. 물 시스템들의 경우, 분사 길이 및 직경은 응결을 보조하는 물 함량으로 인해 역청 포말에 적용 가능한 것으로 간주되는 모델들을 가진다. 하나의 양태에서, 부식이 일어날 포말 파이프에 충돌하지 않도록 특정 길이의 분사가 제공되거나 지향된다. 분사의 직경은 노즐들 사이의 간격에 영향을 미친다. 하나의 양태에서, 최대 15mm의 스로트 직경들은 충돌 및 이격 문제들을 고려한 차이로서 10mm에 대해 선호에 따라 허용 가능하다.
DSI 유닛은 바람직하게는 오일 샌드 슬러리 파이프라인 내로 확장되는 스팀 주입 구성요소(도시되지 않음)를 포함한다. 스팀 주입 구성요소는 오일 샌드 슬러리 스트림의 플로우 내로 수직으로 또는 비스듬하게 연장되는 긴 도관(elongated conduit)의 형태를 취할 수 있다. 노즐들의 온/오프 모드는 슬러리 스트림 파이프라인의 폭을 따라 가열을 분배하기 위해 스팀 주입 구성요소를 따라 조정될 수 있다. 스팀 주입 구성요소 및 슬러리 스트림 운반 수단의 다양한 다른 배열들이 이용될 수 있음이 또한 이해되어야 한다.
하나의 양태에서, DSI 유닛 하부의 역청 포말(12)에 대한 배압(PF)은 개선된 스팀 분사 응축 및 안정성을 위해 포말 슬러리 성분들의 증발의 방지를 보장하도록 제공된다. 오일 샌드 슬러리 스트림으로서의 역청 포말의 경우, PF는 바람직하게는 물의 끓는 점 위로 적어도 10℃, 더 바람직하게는 적어도 20℃이다.
스팀 압력(PS)에 대해서와 같이, 이는 바람직하게는 모든 동작 경우들에서 노즐들을 통하는 음속 플로우에 대해 임계 압력 이상으로 제공된다. 그러므로, 다양한 가열 요건들에 대해, 스팀 압력(PS)은 모든 상태들에 충분하도록 설계 또는 제공되어야만 한다. 스팀 압력은 바람직하게는 최대 배압 상태들 하에서 음속 상태들을 유지하도록 선택된다. 음속 상태들에서 노즐을 통하는 질량 플로우 레이트는 임계 압력(PC) 대 유입구 압력(PS)의 비(도면들에 의한)가 스팀의 비열(γ)에 좌우되는 고정 스팀 압력에 대하여 일정한 값이다: 과열된 스팀에 대해 PC/PS = (2/( γ +1) γ /( γ -1) = 0.545이다. 이는 쵸킹된 플로우(choked flow)로서 칭해질 수 있다. 예로서, 공칭의 약 300 psig 또는 2068 kPag의 스팀 공급 압력은 안정된 스팀 분사가 있는 노즐에 걸쳐 음파 플로우 상태들을 제공할 수 있고 원하는 경우 적절한 배압 상태들에 의해 역청 포말을 최대 130℃로 가열할 수 있다. 그와 같은 고온들을 달성하는 것은 하부 프로세싱에서의 개선들, 예를 들어 용매 포말 처리 침착 장치(solvent froth treatment settling apparatus)에서의 개선된 침착률들을 가능하게 할 수 있다.
스팀 온도(TS)는 바람직하게는 응축물을 함유하지 않고, 바람직하게는 10℃ 내지 15℃로 과열된다. 응축물-함유 스팀은 스팀 노즐들 및 관련된 장비에 진동 및/또는 손상을 일으킬 수 있다.
하나의 양태에서, 오일 샌드 슬러리 스트림은 역청 포말을 포함하거나 역청 포말로 구성된다. 역청 포말 슬러리들은 시스템 내에서 동일한 분포를 가지지 않는 다수의 상(phase)들을 포함하고 광범위하게 변하는 열 용량들 및 끓는점들을 포함한다. 대부분의 수계 시스템(water based system)들은 음속 상태들이 미미한 경우 매우 관용적(forgiving)이다. 그러나, 다상 포말 및 포말 슬러리 시스템들은 적절한 배압이 없는 고 증기압 플래싱으로 인하여 극심한 부식 효과들 및 불안정 상태들이 발생할 수 있다는 사실로 인해 부분적으로, 덜 관용적이다. 압력 및 배압을 가하는 것을 이용함으로써, 안정성 및 마모 방지 이 둘 모두가 개선된다. 역청 슬러리들의 스팀 가열의 어떤 애플리케이션들은 시스템에 대한 완충기(dampener) 역할을 하는 DSI 히터 하부에 형성되어 있는 안정된 증기 섹션으로 인해 특정한 체계들 하에서 안정된 것처럼 보일 수 있으나, 다상 유체역학은 플로우 체계들에 민감하고 불안정해질 수 있음이 주목된다.
다른 양태에서, DSI 유닛에 의해 요구되는 최대 열 수요는 병렬인 다수의 스팀 주입 구성요소들에 의해 제공될 수 있다. 총수의 스팀 주입 구성요소들은 도 7에 도시된 바와 같이 직렬 및/또는 병렬 구성으로 배열되는 다수의 DSI 히터들(10a, 10b, 10c, 10d, 10f)에 걸쳐 분포되고 전체 DSI 유닛(10)을 구성할 수 있다. 직렬 및 병렬 사이의 구성은 DSI 히터들이 상대적으로 비싸지 않으므로 포말 가열 용량을 제한하지 않고 DSI 유지보수를 가능하게 한다. 역청 포말의 온도(도 1 TF)는 스팀을 허용하는 스팀 주입 구성요소 및/또는 노즐들의 수를 변경함으로써 조정될 수 있다. DSI 히터들의 특정 내부 설계들은 미국 특허번호 7,152,851 미국 공개 출원번호 2009/0200688에 개시된다. 상술한 바와 같이, 다양한 상이한 유형들의 DSI 히터 설계들은 본 발명과 관련하여 이용될 수 있다.
도 2 내지 도 7을 참조하면, DSI 유닛(10)은 가열된 오일 샌드 슬러리 스트림(26)을 생산한다. 가열된 스트림(26)에는 DSI 유닛(10)의 열 입력을 변경함으로써 일반적으로 일정한 온도가 제공될 수 있다.
도 2 및 도 3을 참조하면, 역청 포말에 대한 배압은 정압(PSTAT)에 의해 유지될 수 있다. 시스템(10)은 탱크(28)의 캐비티(cavity) 내에 가열된 역청 포말(26)을 제공하기 위한 유입구(30)을 구비하는 포말 저장 탱크(28)를 포함할 수 있다. 포말 저장 탱크(28)는 또한 대기 벤트(vent)(32)를 포함할 수 있다. 탱크 유입구(30)는 탱크 캐비티 내에 위치되고 탱크 고 레벨(36) 위로부터 탱크 저 레벨(38) 아래로 연장되는 유공관(perforated pipe)(34)을 포함할 수 있다. 천공(perforation)들은 증기들이 가열된 포말로부터 발하고 증기가 포말 인벤토리(inventory) 내로 비말 동반(entrainment)하는 것을 제한하는 것을 가능하게 한다. 또한 유공관(34)의 배출 존(40)은 저 레벨(38) 아래에 위치되고 선택적으로 단단한 표면, 플레이트 또는 보강 에어리어 등에 의해 부식 보호된다. 포말 탱크의 벽과 충돌하는 미네랄들로 인한 부식을 최소화하기 위해, 유공관의 배출점 주위의 존은 크롬 카바이드가 덮여 있는 플레이트들과 같은 교체 가능 내부식성 재료들에 의해 보호될 수 있다.
비용 고려사항들로 인해, 포말 저장 탱크(28)는 대기압에 대해서는 대기압들을 유지하기 위해 전형적으로 벤팅(venting)(32)에 의하도록 설계된다. 대기압 및 실제 스탠드 파이프(stand pipe)(42) 고도들로 인해 스팀 분사 안정성은 역청 포말 온도들을 95℃로 제한한다. 포말 저장 탱크(28) 내에 일정한 정수두(static head)를 세팅하고 압력을 조정함으로써, 최대 130℃의 포말 온도들은 더 높은 스팀 압력들이 음속 스팀 플로우들을 노즐들에 걸쳐 제공하는데 필요하므로 2069 kPag 스팀부터 이용 가능한 훨씬 더 높은 압력들로 이용 가능하다.
이제 도 3을 참조하면, 유공관은 약 10° 및 약 30° 사이의 각도를 가질 수 있는 경사 론더(sloped launder)(44)로 대체될 수 있다. 이 론더(44)는 2개의 기능들을 제공한다: 첫번째로, 경사 론더(44)는 가열된 역청 포말(26)이 상부 탈기 시스템들에 의해 제거되지 않고 남은 비말 동반된 기체들 및 용해된 증기들을 수 및 탄화 수소들의 가열로부터 배출하는 것을 가능하게 하고, 두번째로, 경사 론더(44)는 비말 동반된 증기와 포밍(foaming)하는 경향이 있는 역청 포말 내로의 기체들이 재-비말 동반하는 것을 억제한다.
도 2 및 도 3을 참조하면, 포말 저장 탱크(들)(28)- 요구되는 저장소를 제공하기 위해 단일 탱크 또는 병렬의 다수의 탱크들이 있을 수 있다-로부터의 포말은 포말 탱크 펌프(들)(46)를 통해 포말 탱크(28)로부터 포말 처리 프로세스로 펌핑된다. 포말 처리 프로세스는 나프텐계 또는 파라핀계 계열 프로세스일 수 있다. 하나의 양태에서, 포말 처리 프로세스는 적어도 약 70℃의 온도들에서 동작하는 고온 파라핀계 포말 처리(paraffinic froth treatment; PFT) 프로세스이다. 하나의 양태에서 PFT 프로세스는 약 70℃ 및 약 90℃ 사이에서 동작한다. 다른 양태에서, PFT 프로세스는 약 90℃에서 동작한다. 다른 양태에서 PFT 프로세스는 약 100℃ 위에서 동작하고 일부 경우들에서 심지어 최대 약 130℃에서 동작할 수 있다. 포말(48)의 공급 스트림은 포말 분리 용기, 예를 들어 중력 침착 용기에 진입하기 전에 더 선처리될 수 있다.
저장 탱크 포말은 포말 공급이 변할 때 히터 및 탱크를 통해 일관된 플로우들을 유지하기 위해 선택적으로 포말 히터로 역으로 재순환될 수 있다. 따라서, 도 2를 참조하면, 시스템(10)은 재순환 라인(50)을 포함할 수 있다.
도 3을 참조하면, 포말 탱크 펌프(46)의 흡입관(52)은 선택적으로 포말 탱크(28)의 원뿔형 흡입관 내에서 상승될 수 있고 중력 또는 포말 물 펌프(water pump)(56)에 의해 물을 제거하기 위한 하위 드레인(54)이 있을 수 있다. 정상 동작 시에, 일부 역청 물 및 연관되는 미네랄들은 포말로부터 분리될 수 있다. 게다가, 탱크 내의 증착들의 제어를 보조하기 위해 선택사양의 플러시 물 스트림(flush water stream)이 있을 수 있다.
도 4 및 도 5는 DSI 유닛(16)이 가열된 포말(26)을 생산하고 그 후에 가열된 포말(26)이 포말 탈기기 용기(60)로 공급되는 시스템의 변형들을 도시한다. 탈기기 용기(deaerator vessel)(60)는 DSI 유닛(16) 상의 배압을 증가시키기 위해 퍼지 가스(62)가 추가된 정격 압력 용기이다. 이는 허용 가능한 포말 온도를 2068 kPag 스팀으로 최대 약 130℃까지 증가시키는 것을 용이하게 한다. 도 4에 도시된 실시예는 경사 론더(66) 상에 포말 유입구(64)를 가지는 반면에 도 5는 유공관(68)으로의 포말 유입구(64)를 가진다(각각 도 2 및 도 1과 유사하다). 포말의 표면 하 추가가 펌핑 전에 증기가 포말 내로 비말 동반하는 것을 방지하는 것을 주목하라. 선택적인 양태에서, 히터들은 탈기 용기 상에 직접적으로 실장될 수 있고 포말은 포말 온도를 혼합하기 위해 재순환될 수 있다. 어떠한 선택의 경우에서도, 발생한 증기들은 배출 가스 라인(70)을 통해 배출된다. 탈기기 용기(60)는 따라서 용액 포말 레벨(74) 위에 압력 조정된 증기 공간(72)을 가진다. 바람직하게는, 탈기기 용기(60)는 정수두에 대한 하나의 미터에 유압 플로우 변화에 의한 변동성을 제한하는 적절한 허용량들을 제공하기 위해 DSI 유닛에 대하여 상승된다.
도 4를 참조하면, 가열된 저장 포말(76)은 포말 공급이 변할 때 플로우 및 온도들을 유지하기 위해 재순환 라인(78)을 통해 시스템의 상부 부분 내로 역으로, 바람직하게는 상부 포말 저장소 또는 서지 탱크(80)로 역으로 재순환될 수 있다. 포말 저장소 또는 서지 탱크(80)는 바람직하게는 도시된 바와 같은 대기 가스 벤트(82)를 가진다.
도 4 및 도 5를 참조하면, 탈기기 용기(60)는 바람직하게는 용매 포말 처리와 같은 하부 프로세싱에 역청 포말을 공급하는 포말 배출구 펌프(84)를 가진다.
도 7을 참조하면, 스팀은 바람직하게는 과열된 스팀으로서 제공된다. 일부 경우들에서 스팀원(steam source)은 매우 과열된 스팀을 제공하고 히터들(16a 내지 16f)에 스팀 공급을 하기 위해 응축물(88)을 과열된 스팀과 혼합하는 선택사양의 완열기(de-superheater)(86)가 있을 수 있다. 완열기는 프로세스의 신뢰성을 강화시킨다. 격리 밸브(isolation valve)들은 예를 들어, 유지보수를 위한 서비스로부터 특정 유닛들을 제거하는 것이 가능하도록 제공된다. 온도 제어기는 가열을 위해 스팀을 허용하는 노즐들의 수를 조절한다. 스팀원이 저질의 습 스팀(wet steam)을 공급하는 경우에, 히터들에 과열된 스팀을 공급하기 전에 바람직하게는 응축물이 포획되어 나와서 상대들을 과열하도록 압력 조정된다. 하나의 선택적인 양태에서, 상기 프로세스는 노즐들에 걸친 압력 차로 인하여 가열된 포말 슬러리의 최대 온도를 제한하는 것을 포함할 수 있다.
도 6을 참조하면, 포말 슬러리 배압은 밸브, 노들 또는 다른 유형의 피팅 또는 디바이스일 수 있는 정적 헤드 및 플로우 제한 메커니즘(90)에 의해 제어될 수 있다. 도 6은 또한 포말 슬러리 컬럼 또는 테일링 용매 회수 컬럼 등일 수 있는 컬럼(92)에 가열된 오일 샌드 슬러리 스트림(26)을 제공하는 것을 도시한다. 플로우 제한 메커니즘(90)은 내부로의 도입 시에 가열 슬러리로부터 컬럼(92)으로의 증기 방출을 가능하게 한다. 컬럼(92)은 또한 하부들의 일부(96)를 복귀 슬러리 스트림(94)으로서 컬럼(92) 내로 역으로 복귀시키는 하부 복귀 라인(94)를 가질 수 있고, 반면에 또 다른 부분(98)은 하부 프로세싱을 위해 보내진다.
도 5에 도시된 시스템(10)의 실시예는 바람직하게는 역청 포말을 가열하는데 이용되지만, 오일 샌드 슬러리 스트림(12)은 대안으로 포말 처리 테일링들일 수 있다. 포말 처리 테일링들(또한 “용매 희석 테일링들”로서 공지된다)은 포말 침착 용기의 언더플로우로부터 정상적으로 추출된다. 포말 처리 테일링들은 물로부터 역청을 분리하는데 도움을 주는데 이용되었던 용매를 함유하고 나프텐계 또는 파라핀계 용매들일 수 있는 용매 및 침착 용기 내의 고체들은 용매를 회수하기 위해 처리되는 테일링들에 존재한다. 이 점에 있어서, 본 발명의 DSI 가열 프로세스 및 시스템은 포말 처리 테일링들을 슬러리 스트림(12)으로서 가열하는데 이용될 수 있다.
하나의 바람직한 양태에서, DSI 유닛은 테일링 용매 회수 유닛과 연결되어 테일링들의 재순화 스트림을 가열하도록 배열된다. 더 구체적으로, 역청 포말 처리 프로세스로부터 추출된 용매 희석된 테일링들로부터 용매를 회수하기 위한 테일링 용매 회수 유닛은 용매 희석 테일링들을 수용하고 용매 성분 및 용매 회수된 테일링 성분을 생산하는 분리 장치를 포함한다. 분리 장치는 용매 희석 테일링들의 제거의 수용을 위한 용매 제거 섹션 및 용매 회수된 테일링 성분의 축적을 위한 하부 섹션을 포함하는 용기; 용기로부터 용매 회수된 태일링 성분을 방출하기 위한 테일링 배출구; 용기로부터 용매 성분을 증기화된 용매로서 방출하기 위한 용매 배출구; 및 용매 희석된 테일링들의 가변 플로우를 용기에 제공하기 위한 테일링 유입구를 포함한다. 분리 장치는 또한 용기로의 도입을 위한 플로우 레이트 제어 피드(feed)를 생산하기 위하여 용매 회수된 테일링 성분의 일부를 재순환 테일링 성분으로서 용매 희석 테일링들의 가변 플로우 내로 재순환시키기 위해 테일링 유입구와 유체 연결된 테일링 재순환 라인을 포함한다. 바람직하게도, 플로우 레이트 제어된 피드를 제어된 유입구 온도로 가열하기 위한 테일링 유입구와 연관되는 피드 히터가 있고 피트 히터는 DSI 유닛으로 제겅되고 테일링 용매 회수 유닛 피드 가열은 본 발명에 따라 동작된다. 게다가, 테일링 용매 회수 유닛은 용매 희석 테일링들로의 도입 전에 재순환된 테일링 성분을 가열하기 위하여 테일링 재순환 라인과 연관되는 재순환 스트림 히터를 가질 수 있고 재순환 스트림 히터는 DSI 유닛으로 제공되고 테일링 용매 회수 유닛 재순환 가열은 본 발명에 따라 동작된다.
파라핀계 용매가 포말 처리 프로세스에서 이용되고 따라서 포말 처리 테일링들이 회수를 위해 파라핀계 용매를 함유하는 하나의 실시예에서, TSRU-DSI 가열 변형은 바람직하게도 재순환 시스템과 결합하여 적용된다.
나프텐계 용매가 포말 처리 프로세스에 이용되고 따라서 포말 처리 테일링들이 나프타 회수 유닛(naphta recovery unit; NRU)에서의 회수를 위한 나프텐계 용매를 함유하는 다른 실시예에서, 포말 처리 테일링 온도를 초과하는 온도들에서 NRU 피드들을 면밀히 제어하는 능력은 오버헤드 응축 시스템이 고장이 날 수 있을 때 나프타 회수를 최대화하는 하는 것이 가능하다.
본 발명의 프로세스 및 시스템은, 비록 일부 실시예들에서 정적 믹서들이 이용되는 것이 주목되어야 할지라도, 정적 믹서들의 필요성 없이 역청 포말 또는 다른 스트림들 내로의 안정된 스팀 주입을 제공하는 것을 강화한다. 정적 믹서는 연장된 동작 포락에 걸친 포말 처리 동작들로의 일관된 역청 포말 피드 온도들을 개선하기 위해서 DSI 시스템에서 회피될 수 있다.
하나의 양태에서, DSI 시스템은 스팀을 포말 내로 분사하고 포말의 안정된 가열을 보장하기 위해 전 스팀 압력을 이용한다. 게다가, DSI 시스템은 100℃를 초과하여 포말을 가열하는 것이 가능하나, 반면에 기존 시스템들은 95℃ 미만으로 제한된다. 다른 양태에서, DSI 시스템은 바람직하게는 제한된 플롯 공간(plot space)을 요구하는 인-라인 디바이스이고, 어떠한 정적 믹서들 또는 가열 용기들도 요구하지 않고, 이는 프로세스 기반시설을 현저하게 감소시킨다. 다른 양태에서, DSI 시스템은 포말 처리 피드 내의 증기 비말 동반을 최소화하고 벤팅 체적들을 낮추기 위해 탱크들 및 용기들에서의 탈기 방법들과 결합될 수 있다.
본 발명의 실시예들은 다수의 장점들을 제공한다. 예를 들어, “열수” 프로세스에 의해 생산되는 역청 포말은 역청 포말을 파이프라이닝(pipelining)하기 위하여 자연 포말 윤활성(forth lubricity)에 의해 반영되는 바와 같이 상당한 물을 함유한다. 포말 또는 포말 슬러리 내의 물 함량은 물의 전달 속성들이 스팀에 의한 직접 가열을 보조하는 것을 가능하게 한다. 스팀은 수상(water phase)으로 응축되고 수상은 역청 속성들에 의해 열 전달이 제어되었을 경우보다 더 빠르게 열을 역청 및 미네랄들에 전달한다. 이것은 정상 포말 온도들에서, 예를 들어 최대 80℃에서 역청이 점성이라고 간주되는 것을 주목하라. 더욱이, 유체에 대한 스팀의 압력은 역청 슬러리 내로 투과하는 안정된 분사들을 일으키는 오리피스들에 걸쳐 음속 플로우들을 발생시킨다. 게다가, 히터에 대한 충분한 배압을 명시하는 것은 스팀이 주입되는 유체들의 증발을 제어하는 것을 가능하게 한다. 예를 들어, 직접 스팀 응축의 효율은 기체의 증기 버블들이 끓기 위해 기하 급수적으로 확장함에 따라 스팀 분사가 불안정해지는 상태로 끓는점에 도달할 때 현저하게 감소된다. 이 이유로 인해, 직접 스팀 분사는 바람직하게는 물의 끓는점에 대한 적어도 10℃의 서브-냉각이 있는 포말 슬러리 온도들로 수행된다. 배압을 명시 및 제어함으로써, 대기 탱크들에 대한 온도들을 초과하는 포말 슬러리 온도들이 달성될 수 있다. 더욱이, 스팀 압력 및 온도를 DSI 유닛에 명시하는 것은 임계 쵸킹된 또는 음속 플로우가 주입 전에 유닛 내의 내부 응축 없이도 DSI 유닛의 신뢰성 있는 동작을 위해 동작 포락에 걸쳐 이용 가능하다는 것을 보장한다. 2068 kPag 스팀(공칭 300 psig)은 포말을, 예를 들어, 약 130℃로 가열하는 것을 가능하게 할 수 있다. 게다가, 도 7에 도시된 바와 같이, DSI 유닛들은 광범위한 동작의 필요성들을 커버하기 위해 직렬/병렬 구성으로 배열될 수 있다. 최대 가열 수요는 스팀을 주입하는데 요구되는 히터의 수를 규정한다. 개별 히터들에서의 노즐들은 온도 제어를 최적화하도록 명시될 수 있다.
예들:
방법론들, 계산들 & 가이드라인들
목적: 다음은 음속 직접 스팀 주입(sonic direct steam injection)(이후에 SDSI로 칭해진다)을 이용하여 포말 또는 포말 슬러리들을 가열하기 위해 적절한 상태들을 계산하는 방법론을 제공한다.
방법: 방법은 개발된 스프레드시트들 및 실제 경험에 의해 증강된 원리들에 기초한다.
기본들:
1) 잠재적인 상업용 플랜트의 포말 스트림 조건들.
2) ASME/ANSI B36.10/19.
3) 오리피스 계산을 위한 Blevins.
4) SpiraxSorco 스팀 표들.
5) 물에 대한 IAPWS-IF97 속성 상수들을 이용하는 VBA 코드
6) 2002년 10월의 Kumar, S. Chem. Eng. p.62의 Using Thermodynamic Principles to Determine the Status of Flow(쵸킹(chlking) 또는 아님). 이것은 단열 압축 가능 플로우에 대한 Crone 매뉴얼에서 작성된 바와 같이 플롯들의 사용을 제거한다.
7) 마찰 계수 ft에 대한 Chen의 식.
8) API 14.3 플레이트를 이용하여 오리피스들을 통하는 최대 스팀 플로우에 대한 API 14.3 기체 측정 위원회 테스트들. 가정들을 검증하기 위한 것.
가정들:
1) 어떠한 역청 성분들로도 플래싱되지 않을 것이다.
2) 포말 내의 물은 최악의 경우의 시나리오 하에서 스팀 에너지를 흡수하는 유일한 성분으로서 이용될 수 있다 - 가정은 온도가 증가함에 따라 상태의 변화 주변의 미지수들을 방지한다.
3) 어떠한 계산도 다상 유체 상태들 및 전이들을 표현하지 않는다. 일반적인 가이드라인은 자신이 모든 조건들을 커버하는 한 적절하고 시스템이 최악의 경우의 상태 하에서 보호되고 있음을 보장한다. 더 적은 임계 상태에 대한 과설계가 허용 가능한 것으로 가정된다.
4) 상태들은 등온 확장(isothermal expansion)에 더 밀접하다.
계산들: 본원에서 아래에 제시됨.
결론들: 스팀 및 이의 행위뿐만 아니라 계산들에서 표현되는 가이드라인들의 정보는 합리적으로 양호하게 작용되는 음속 스팀 주입 시스템이 설계되는 것을 가능하게 한다.
스트림이 충분히 이해되거나 안전한 일반적 우선순위 가정들이 행해지지 않는 한 가열되고 있는 스트림의 가변 특성으로 인해 예측 불가능한 행위가 발생할 수 있음이 이해되어야 한다.
포말 기반 스트림들에 대한 열 전달 계수들은 2009년 J.Phys.: Conf.Ser. 147 01279에서의 Wu. X 등의 “Experimental study on steam plume and temperature distribution for sonic jet”; Nucl. Eng. Des., 147에서의 Liang 등의 “Experimental and Analytical Study of Direct Contact Condensation of Steam in Water”의 pp. 425-435; 및 1997년 2월 Journal of Korean Nuclear Society Vol 29, Number 1에서의 Yeon SK 등의 “An Experimental Investigation of Direct Condensation of Steam Jet in Subcooled Water”의 pp 45-57과 유사한 방식으로 생성될 수 있다. 주입이 이용될 실제 스트림들에 대한 값들을 생성하는 것은 각각의 스트림의 고유성으로 인해 계산들의 정확성을 개선할 것이다.
추천들:
1) 계산보다 주입 포인트들을 더 많이 하는, 예를 들어, 최소로서 2를 필요로 하는 경우 3을 추가하라.
2) 배압은 동작을 작동시키는데 있어서 강력한 수단이므로 배압이 너무 적게 시도하지 말 것.
3) 배압은 스팀 가열에 의한 부정적인 영향들을 방지하기 위해 스트림의 증기 성분 체적을 감소시키는데 도움을 준다.
4) 진동 및 해머(hammer) 위험성을 발생시키는 스팀 백연과 결합하는 홀들을 방지하기 위해 스트림 크로스플로우(stream crossflow)를 고려하여 홀들 사이에 추가 간격을 추가하라.
예시 계산들
I. 시스템을 규정:
대기압, 스트림 유입구 및 배출구 온도들, 가열 전의 스트림 조성물; 이용 가능한 스팀 압력 및 상태들
히터(최소 및 최대 이 둘 모두의 플로우 상태들에 있는) 상부 지점들에서의 정적 라인 압력을 결정할 뿐만 아니라 히터 배출부에서의 유압 헤드 압력을 계산하기 위해서 예비 유압 계산을 수행하라.
II. 스트림 조성물에 기초하여 온도 변화를 일으키는데 요구되는 에너지를 계산하라(스트림 조성물들의 Cp 값들을 이용할 것).
III. 스팀 압력으로 시작하라. 하나의 가능한 경험 규칙은 라인에서의 최대 압력의 두 배, 예를 들어 펌프에서의 라인 압력은 ±850 kPa이므로, 스팀 압력은 300 psig 시스템에 근접하는 약 1700 kPa이고, 따라서 300 psig 스팀을 이용하라. 이것은 상술한 0.545의 임계비와 관련되어 있음을 주목하라.
단계 II에서 계산되는 에너지를 만족시키는데 얼마나 많은 스팀이 필요한지를 결정하라. 스팀 응축물들로서 감지 가능한 열들이 이용될뿐만 아니라 잠열들도 이용될 수 있음을 주목하라. 또한 스트림 조성물은 응축물의 추가로 인해 변할 수 있음을 주목하라. 응축물의 응축 포인트로부터 응축물이 스트림과 열적으로 평형 상태에 있는 자체의 포인트로 냉각될 때 상기 응축물의 감지 가능한 열들이 또한 포함되어야만 한다.
IV. 다음 단계는 최악의 경우의 동작 메커니즘들을 브래킷(bracket)화하는 것으로, 예를 들어, 이것은 포말이 냉각 상태가 될 때, 이는 뜨거운 포말과 상이하다는 것을 의미한다. 전이는 60 내지 70℃에서 발생한다. 전이를 행하는 하나의 방법은 포말의 물 함량(예를 들어, 33wt%)이 가열되는 유일한 것이도록 취하는 것이다. 스팀 총 에너지를 취할 것(예를 들어, 아래를 참조하라).
이것은 물이 역청에 의해 커버되는 구획들 내에 있고 스팀 접촉에 언제나 자유롭게 이용 가능하지는 않은 냉 포말을 반드시 기술하지는 않지만, 문제를 같이 고려하기 위해 공학적 기술에 의해서 이용될 수 있는 간소화 단계를 나타낸다.
계산들
기재의 명확성을 위해 일부 수들의 반올림이 이용되었음이 주목된다.
압력 atm = 98kPa abs.
포말 Tin = 40℃
포말 Tout = 90℃
압력 상부 히터 = 462 kPag(560 kPa abs.)
스트림 조성물:
성분 wt% vol%
역청 60 59
29 29
고체들 11 4
공기 0.009 8
포말 Cp = 2.367 kJ/kg.K
스팀 온도 = 214.1℃
스팀 압력 2068.8 kPa abs. (300 psia)(이 예의 경우 과열이 없다고 가정한다)
스팀 밀도 = 10.38 kg/m3
응축물 밀도 = 848 kg/m3
ΔH 스팀 = 2799 kJ/kg
ΔH 응축물 = 916 kJ/kg
ΔH 잠열 = 1833 kJ/kg
Cp 농축물 = 4.57 kJ/kg
유체 파이프 압력 및 온도에서의 ΔH 농축물 = 377 kJ/kg
포말의 플로우 = 1267.9 t/h
그러므로: 포말을 가열하는데 필요한 에너지:
Qfroth = m.Cp Δ T = 1267.9 x 103 x 2.367 x (90-40) = 150,045,569 kJ/h
이제 계산에 의해 요구되는 스팀 레이트가 61,958 kg/h임이 발견된다(이것은 아래에서 검증하는 것을 주목하라).
최종 응축물 온도 = 90℃
Qsteam = 61,958 x 2799 = 173,425,343 kJ/h (스팀의 시작점)
Qcondensate = 61,958 x 377 = 23,379,774 kJ/h (스팀의 종료점)
그러므로 포말을 가열하는데 이용 가능한 에너지는:
Q = Qsteam start - Qsteam end = 173,425,343 - 23,379,774 = 150,045,569 kJ/h
그러므로 스팀 질량 플로우에서의 추정은 정확하였고 위의 스팀 에너지는 요구되는 포말 에너지와 정합한다.
간소화를 위해 에너지 손실에 대한 부정적인 표시들 및 에너지 이득에 대한 긍정적인 표시들을 이용하는 종래의 명칭법은 명백히 무시되었다. 이것들은 ΔH 및 Q 계산들에 대한 종래의 표기법들을 따름으로써 도입될 수 있다. 결과들은 상이하지 않다.
유사한 ΔH 및 Q 계산들을 수행함으로써, 모든 시스템 에너지가 물로 갔을 경우에 유체 물 온도를 결정할 수 있다.
포말 예에서, 물은 40℃에서 129℃로 상승할 것이다. 상기 상태들 하의 물의 증기압은 계산에 의해 결정될 수 있다.
이 계산은 무엇이 배압에 허용 가능할지를 결정할뿐만 아니라 안정성을 위해 이용할 주입기의 수를 결정하는데 도움을 준다. 이 결과들을 검토함으로써 한 스팟에서 상당한 양의 에너지를 주입하는 것이 상대적으로 불합리해질 수 있다는 것이 결정될 수 있다. 이것은 주입기에 할당되는 스팀들 모두를 전달하기 위해 주입기들이 적절한 크기의 노즐들을 이용한다고 가정한다.
이 예의 경우 129℃가 허용 가능하고 이 양의 열을 하나의 주입기 내로 주입하는 것이 적절하다록 가정한다면(비록 이후의 주입기가 가장 적은 에너지 입력을 가지는 상태를 이 열을 2 및 3개의 주입기들 사이에서 분할하는 것이 바람직할지라도), 129℃에서의 수증기 압력을 262 kPa abs로 결정한다. 서브-냉각을 적어도 10℃ 더 높게 가압하려고 시도했다면, 이는 139℃에서의 증기압이 351 kPa abs일 것이었음을 암지한다. 전도(upset)들을 처리하는데 더 적할한 배압은 20℃ 서브-냉각에 초점을 맞츨 수 있으므로, 149℃에서 수증기 압력은 462 kPa abs일 것이다. 이것이 함축하는 것은 주입의 지점에서의 라인 내의 정압은 462 kPa abs 위에서 유지되어야만 한다는 것이다.
포말 또는 포말 기반 슬러리와 같은 매질에 의해 이 최소 배압들을 안전하게 달성하기 위하여 정수두를 이용하는 경향이 있다. 이것은 포말로부터의 유압 손실들이 자체의 비-뉴톤(non-newtonian) 행동으로 인해 서징(surging)하는 압력 프로파일들을 생성할 때 행해진다. 이는 일부 공지되어 있는 프로세스들의 약화와 관련된다; 서징이 없이 양호하게 행동하는 유체 및 양호하게 제어되는 배압에 있어서, 스팀의 주입은 스팀이 양호하게 행동되는 동작 영역 내에 머무르는 것을 보장하도록 제어될 수 있고, 이는 비-음파 주입에 대한 것이다.
양호하게 행동되지 않는 유체들의 경우, 최소 압력은 상당한 레벨의 확실성으로 제어될 수 있다. 배압을 성취하기 위해 가열 후의 평균 슬러리 밀도를 조사하고 헤드를 미터로 계산한다. 예를 들어, 10℃ 서브-냉각이 있는 포말은 주입점 위에 25.4m의 수직 헤드를 가질 것이다. 이것은 서지 또는 저장 용기 내로 피딩되는 스탠드 파이프에 의해 달성될 수 있다.
정의에 의해 스탠드파이프는 파이프의 상부에 있는 대기를 용기 내로 배출하는데 필요하고, 그렇지 않으면 사이퍼닝 효과(siphoning effect)가 정수두를 줄인다.
동작 상태들이 공지되므로(요구되는 스팀 플로우, 주입들의 수, 주입점에서의 압력(정적), 스팀 상태(소량의 과열에 의한 건조), 주입기들 및주입기들의 기능에 대해 요구되거나 희망하는 것에 집중한다.
주입기들에 대한 전제는 스팀이 음파 상태들 하에서 주입된다는 것이다. 이것은 스팀이 출구에서 음파의 속도를 달성했다는 것을 함축한다. 단순화하여, 이는 속도 한계이며 스팀은 하부 압력이 감소되는 겨우 더 가속되지 않을 것이다. 질량의 관점에서, 이것은 주입기 내에 노즐 홀(오리피스) 당 추가할 수 있는 고정량의 스팀이 있다는 것을 함축할 것이다. 이것은 스팀 압력을 증가시킴으로써 스팀 밀도를 증가시킬 때 그리고 동일한 속도를 가짐으로써 증가된 질량을 획득할 수 있을 때 반드시 정확하게 맞는 건 아니다.
스팀 주입기 홀 크기는 가열을 시도하고 있는 매질에 좌우된다. 점도의 증가 및 열 전도성의 감소 모두는 스팀이 홀들로부터 배출될 때 형성되는 스팀 백연을 길어지게 한다. 길어진 백연은 이것이 파이프의 벽에 충돌하고 심한 부식을 일으킬 수 있기 때문에 바람직하지 않거나, 상기 백연은 가열을 시도하고 있는 매질의 크로스플로우에 의해 갈라지고 그 후에 이후의 시간에 잠재적으로 격렬하게 붕괴될 수 있다. 적은 안정된 스팀 백연은 다양한 스트림 속성 전이들을 커버하는데 도움을 준다.
5.6mm 홀은 다음의 예에 대해 선택된다. 주입기가 내부로 테이핑(taping)된 홀들을 가지는 스탠드파이프라고 가정하면, 이 예의 경우 2인치의 주입기는 스케줄 40 파이프에 대해 3.91mm 벽두께를 가질 것이다.
Blevins로부터, 오리피스는 다음의 조건들을 만족시킬 때 오리피스로서 간주된다: 두께 < d/8, 여기서 d = 홀 직경.
현재 예의 경우:
두께 = 3.91 mm
d/8 = 5.6/8 = 0.7mm
그러므로, 두께는 d/8보다 더 작지 않으므로 다음 파라미터를 검토해야 한다.
여기서, 명확한 에지 오리피스의 정의에 대하여 왜 신경을 써야만 하는지는 고려할만한 가치가 있다. 오리피스가 더 두꺼울수록, 홀을 통하는 가변 플로우 시나리오에서 쵸킹이 발생할 가능성이 더 크다. 단지 얇은 에지 오리피스 규정만을 적용하는 것이 어느 정도는 간소하지만, 이는 음속에서 아음속(subsonic)으로의 전이 체계 하에서 기하학적인 복잡한 검토 및 에지 분리를 회피한다.
그러므로, 오리피스가 명확한 에지 오리피스로서 간소하게 처리될 수 없다고 가정하면 오리피스를 이제 작은 파이프로서 처리한다. 이는 최악의 경우의 상태 하에서 스팀이 오리피스를 탈출할 때 스팀 상태가 무엇인지 그리고 어떤 지점에서 음속 속도로의 전이가 발생하기를 원하는지를 추정하는 것을 가능하게 한다. 이것은 상기 플로우가 항상 홀로부터 프로세스 내부로인 것을 보장한다.
이 간소화하는 가정의 다른 이익은 더 큰 스팀 압력들 및 음속 상태들이 홀을 떠나는 격렬하고 파괴적인 힘을 보장하는 것이다. 이것은 국지적인 액체, 예를 들어 역청을 분해하는 경향이 있고 상기 분사에 있어서의 더 큰 질량의 속도는 고 점도 유체들 및 비-뉴턴 유체들에 대한 충분한 붕괴를 일으킨다.
압축 가능 유체들의 임계 플로우를 다루는 파이프 손실들의 계산은 Crane의 자체의 매뉴얼에서의 챠트들과 같은 챠트들에 기초하는 경향이 있었다. 이 챠트를 이용하는 것은 이용하고 있는 스팀의 가변성을 커버한다고 행해진 가정들의 일부로 인해 장황한 것처럼 보일 수 있다. Kumar에 의한 Thermodynamic Principles(2002년 10월 Chem. Eng. 페이지 62)로부터 개발된 더 간소하된 방법은 이 시스템의 레벨 및 이의 비균일 흔히 비 뉴턴 유체들에 적합므로 계산의 용의성을 가능하게 한다.
일부 세밀화의 레벨은 이 계산들에서 등온 또는 단열 상태들을 이용하는 결정에 대하여 기술될 수 있는 것을 주목하라. 상술한 바와 같이 오리피스를 통하는 참 스팀 플로우의 경우, 답은 사이에 있을 수 있다. 주입기의 더 큰 질량의 금속 및 주 주입기 내의 더 큰 체적의 스팀은 주입기 및 이의 벽이 스팀 온도에 가까이 있음을 보장할 것이다. 스팀이 오리피스를 통과하여 이동하면 스팀은 벽들의 열원으로 인해 단열적으로 확장될 수 없다. 열 전도 및 대류가 상대적으로 짧기 때문에 스팀은 역시 완전한 등온 확장도 아니다.
종래의 오리피스 계산들은 다음을 진술한다:
플로우 = C x A x V
A = 오리피스의 에어리어
V = 속도
C = 명확한 에지 오리피스들에 대하여 0.65
m = flow x ρ = C x A x ρ x V, 여기서 ρ는 밀도이다
이에 따라 쵸킹된 플로우의 경우 증기가 음속 상태들에 있다는 것을 인지한다. 이 예에서 스팀 내의 음파의 속도는 대략 500m/s이다.
그러므로 5.6mm 오리피스의 경우, A = 2.46 x 10-5 m2이다.
플로우 = 0.65 x 2.46 x 10-5 x 500 = 0.008 m3/s = 29 m3/h 또는 294 kg/h, 여기서 스팀 밀도는 10.2 g/cm3이다.
Kumar을 이용하면, 주입기로서 이용될 2인치 스케줄 40 파이프의 경우 3.91mm 길이의 홀을 가질 것이라는 것을 인자한다. 6인치 스케줄 40 주입기는 7.11mm 길이를 가질 것이다.
Kumar의 식들은 단열 유체 플로우에 대해 다음과 같다:
식 1:
Figure pct00002
식 2:
Figure pct00003
식 3:
Figure pct00004
식 4:
Figure pct00005
D = 내부 파이프 직경 (mm)
K = 저항 또는 손실 계수
L = 파이프의 길이 (m)
Pa = 주변 압력 (kPa abs.)
Po = 정체 상부 압력 (kPa abs.)
P1 = 파이프의 유입구 팁(tip)에서의 압력 (kPa abs.)
P2 = 파이프의 배출구 팁에서의 압력 (kPa abs.)
Ma1 = 파이프의 유입구 팁에서의 마하 수
Ma2 = 파이프의 배출구 팁에서의 마하 수
γ = 상부 상태들에서 일정한 압력 하에서의 특정 열 대 일정한 체적에서의 특정한 열의 비 (무차원)
r= 전체 입계 압력 비 (무차원)
Figure pct00006
Vo= 상부 특정 체적 (m3/kg)
W= 질량 플로우 레이트 (kg/h)
그러므로 이 예의 경우, 스팀에 대해 5℃ 과열을 이용하면:
D = 5.6 mm
Pa = 560 kPa abs.
P0 = 2069 kPa abs.
K = 1.525146
γ =1.3
V0 = 0.09801 m3/kg
L = 0.0039 m
이제 식 1이 영과 같아질 수 있도록 Ma1 = 0.4884584을 계산한다.
이제 r이 계산된다:
r = 0.3621
Ycr= 0.540399
그리고 식 2로부터 파이프 배출구 팁에서의 P2를 계산할 수 있다:
P2 = 749 kPa abs.
이제 인스트림(instream) 상태들로의 출구에 충격이 존재하는지를 조사한다:
Pa - P2 = -189 kPa
이것은 쵸킹된 상태(즉, Pa - P2 < 0)가 실제로 존재한다는 것을 나타낸다.
임계 질량 플로우는 이제 식 4를 이용하여 계산될 수 있거나 단열을 위해 수정될 수 있고, 이는
Figure pct00007
이고,
Wisothermal = 201.4 kg/h
Wadiabatic = 188.2 kg/h
이것을 표준 오리피스 계산 V = C x A x V = 294kg/h에 역으로 비교할 수 있다.
표준 오리피스 계산은 오리피스 홀당 스팀의 질을 과추정하는 것이 확인된다. 이것은 스팀이 출구에 도달했을 때까끼 스팀이 더 이상 쵸킹될 수 없도록 오리피스 계산에 대해 스팀 압력이 조정되어야만 한다는 것을 함축할 것이다. 이것은 포말 도는 역청 슬러리 스트림들과 같은 다수의 상이한 유체들에 문제들을 야기할 것이다.
이제 스팀 주입기들을 살피볼 필요가 있다. 포말 스트림을 가열하는데 61958kg/h의 스팀이 요구되면, 오리피스 당 평균 201.4 kg/h를 가진다는 것을 인지한다.
이것은 2인치 스케줄 40 주입기를 이용하고 있다고 가정하면 적어도 308개의 홀들을 요구하고 이때 파이프 직경은 2.315인치라는 것을 의미한다. 이것은 파이프가 190mm의 외주를 가지는 것을 의미한다.
홀들은 유체의 플로우가 주입기에 걸쳐갈 때 인접한 백연들이 합쳐지지 않게 충분한 공간이 있도록 이격되어야만 한다. 지배적인 요인들은 주입기 크기 및 백연 길이뿐만 아니라, 크로스플로우 속도이다. 더 작은 주입기가 홀로부터의 탈출 벡터의 더 긴 만곡 및 더 큰 발산을 가지는 것을 용이하게 확인할 수 있다. 도 8a 및 도 8b를 참조하면, S2 및 S6 이 둘 모두에 대해 동일한 12mm의 간격의 경우, 2인치 주입기에서의 발산은 12도이고 6인치 주입기의 경우 발산은 겨우 4도이므로 백연 간섭에 대한 더 많은 가능성을 허용하고 더 많은 공간을 추가할 요건을 강화한다. 이것은 간격이 크기 계산에 의해 얼마나 영향을 받는지를 강조한다.
오리피스들 사이의 최소 간격은 안정된 스팀 영역(여전히 계산되어야 하는)의 높이이다. 각각의 홀의 대조점을 고려하는 경우 2개의 인접한 홀들의 반경을 추가해야만 한다. 이것은 구성에 의해 추진되므로 이는 오리피스 레이아웃(layout)에 의해 조정되어야만 한다. 따라서, 추정된 백연 높이는 6.6.mm이고 이때 홀들의 간격은 다음과 같다:
최소로서, 홀들의 간격 =
Figure pct00008
= 12.2mm.
주입기에 걸쳐 균일한 플로우 프로파일을 가능하지 않게 하는 난류는 백연들이 동일한 방향으로 구부러지지 않을 때 더 큰 간격을 가져야 한다는 것을 의미하고 그러므로 결국 거리를 배가할 수 있음을 주목하라.
간격에 기초하여, 190mm의 외주에 있어서, 주입지 주위에 단지 16개의 홀들만을 가질 것이다. 이제 주입기 길이를 계산할 수 있다.
주입기 길이가 너무 크면, 주입기들의 수는 증가되어야만 한다. 이 계산은 배압 요건들에 기초하여 한 공간 내로 주입되는 스팀의 최대량에 대하여 미리 행해진 가정들에 의해 반복해서 작업되는 점을 주목하라. 다수의 주입기들의 경우, 양호한 공학적 가이드라인들이 이용되어, 방향 또는 파이프 직경의 변경 전에 하부에 적어도 20 직경을 제공해야만 한다. 게다가, 다음 주입기 전에 40 및 50 직경들 사이가 권장된다. 이 가이드라인들은 가열된 유체 및 이용 가능한 서브-냉각에 기초하여 조정된다. 전형적으로 스팀의 양은 서브-냉각이 감소함에 따라 주입의 시퀀스로 감소한다. 컴팩트한 레이아웃의 예는 도 9에 도시되고, 여기서는 제 1 턴(turn) 사이의 하부에서 20 직경을 이용하는 직렬의 세 주입기들이 있다.이 배열에 있어서, 히터들은 컴팩트한 방법으로 서로의 옆에 배치될 수 있고 유지관리를 위해 상부 파이프는 90도 만곡을 회전시킴으로써 상쇄될 수 있다.
백연 길이를 설정하기 위하여 열 전달 함수를 이용한다. 이 예를 위해 물 내의 스팀의 열 전달 계수를 이용하고자 한다면 이를 음속 상태들에서의 건조 스팀에 대한 다음의 식에 의해 근사화할 수 있다.
h = 80 x Δ Tsubclooing = 80 x 66.2 = 355 W/cm2 ℃ ±20%
이용할 수 있는 다양한 다른 식들이 있다.
상기에 따라, 각각의 홀을 통하는 스팀의 플로우는 0.056 kg/s이다.
스트림 상태들에서의 응축물의 열은 2437 kJ/kg이다(스팀 공급 상태들에서의 스팀 - 파이프 상태들에서의 응축물).
스팀 백연은 원뿔형인 것으로 가정된다. 스팀에 대한 더 세밀한 기하학적 표현을 이용함으로써 더 정확한 것이 획득될 수 있다.
Figure pct00009
6.6mm의 높이를 취함으로써, 5.6mm의 홀에 대해 0.056kg/s에서 227 g/cm2의 플럭스가 존재함을 인지한다.
이것은 이용 가능한 에너지가 Qstream= 2437 x 0.056 kg/s = 136 375 W임을 암시한다.
이제, 이를 백연과 비교하자.
6.6mm의 높이를 이용함으로써 응축(열 전달)이 발생할 표면적을 계산한다.
백연 표면적은 5.8cm2이다.
그러므로, 단위 면적당 백연 표면에 걸쳐 분산되는 에너지는:
Figure pct00010
이다.
이제 이것을 열 전달에 대해 수행된 계산과 비교하자:
Ht = 355 x 66 = 23463 W/cm2
부호 규약은 예의 편의를 위해 무시되었음이 다시 주목된다.
두 수들은 동일하다. 이것은 백연에 대한 6.6.mm의 추정이 정확했음을 의미한다.
H가 감소할 때 하위의 특정 열을 가지는 유체가 백연을 어떻게 길게 할 것인지 그리고 점도를 증가시킴으로써 h를 또한 감소시키는 것이 이제 확인될 수 있다. 그러므로 다상 유체는 매우 작은 레벨로 다운되어 완전히 동질적이지 않는 한 스팀이 주입될 때 매우 예측 불가능한 방식으로 행동할 것이다. 최하의 끓는점(가장 높은 증기압) 성분에 초점을 맞춤으로써, 대체적으로 과설계될지라도 때때로 불안정한 동작에 대해 괴멸적인 상태들을 방지하는 수단을 제공하는 상태들을 설정할 수 있다. 포말의 경우 역청은 일반적으로 끓지 않겠지만 냉각될 때 스팀 백연이 너무 멀리 길이가 늘어나서 해머를 생성하는 경우 이를 캡처하는 경향이 있거나 물 성분이 생성하는 해머를 플래싱하고 재붕괴시킬 수 있다.
포말은 상태들을 변경시킬 뿐만 아니라 60℃ 내지 70℃ 범위 위로 전이된다.
이 계산들은 이제 프로세스 스트림에 대한 파이프 크기들을 조사하기 위해 그리고 파이프 벽에 대한 충돌을 피하기 위해 오리피스 크기 또는 스팀 상태들이 변할 필요가 있는 경우에 이용될 수 있다. 스팀의 백연은 매우 작게 구부러진 경우 안정한 스팀 백연에 걸쳐 있는 응축물 및 프로세스 유체를 신속히 이동시키는 작은 영역을 가질 것이다. 프로세스 유체에 대한 파이프 벽이 절대 이 영역 내에 있지 않는 것이 보장되는 것이 바람직하다. 적절한 오리피스 크기 및 간격에 의해 주입기 근처의 영역에는 다수의 응축물 및 희석 프로세스가 있다. 백연의 팁으로 이동시키면 응축물 및 프로세스 유체는 자신과 함게 더 많은 프로세스 유체를 이동시키는 백연으로부터 멀어지도록 신속하게 이동한다. 이는 파이프 벽이 너무 가까운 경우 파이프에 맞대어 있는 프로세스 유체의 상대적으로 밀집된 이동을 발생시킬 것이다. 역청 슬러리(즉, 고체 함량)의 조성물에 따라 심한 부식이 발생할 수 있다.
주입기의 위치 및 간격은 또한 계산 시에 고려되어야만 한다.
예를 들어, 5.6mm 홀로부터의 작은 백연(단지 6.6mm)의 경우, 신속한 이동 응축 시스템은 백연 높이의 두배, 즉 ±14mm라고 가정할 수 있다. 이 점에 있어서 도 10이 참조된다. 도 10에서, 역청 포말 파이프라인(102) 내로 확장되는 스팀 주입기 파이프(100)가 도시된다. 스팀 주입 파이프(100)의 말단 팁은 포말 파이프라인(102)의 가운데에 위치된다. 주입기 파이프(100)의 벽을 넘에 포말 파이프라인(102)의 내벽의 방향으로 연장되는 스팀 백연(104)이 존재한다. 스팀 백연(104)은 포말 파이프라인(102)의 내벽 쪽으로 또한 연장되는 응축물 및 프로세스 유체(106)의 포락에 의해 둘러싸인다. 다양한 구성요소들 및 요소들의 치수들은 밀리미터로 도시된다. 내부 파이프라인 벽에 대한 추정된 간격은 다음과 같이 계산된다:
Figure pct00011
(단위는 mm이고 수들은 반올림되는 것을 주목하라)
여기서, 저 점도 매질에서 더 높은 부식성을 가지는 상위 품질들의 고체들은 더 큰 간격을 요구하므로 요구되는 간격에 따른 스팀의 조성물에 따라 개인 판단(judgement call)이 행해진다.
요약하면, 상기 방법론들, 가정들, 가이드라인들 및 예시 계산들은 실시예들의 설계 및 동작 및 본 발명의 시스템들 및 프로세스들의 양태들과 함께 이용될 수 있다.
최종적으로, 본 발명은 본원에 기술되고 설명되는 특정한 실시예들 및 양태들로 제한되지 않음이 이해되어야만 한다.

Claims (63)

  1. 역청 및 물을 함유하고 가변 가열 요건들을 가지는 오일 샌드(oil sand) 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스로서,
    스팀 압력에서 복수의 노즐들을 통해 상기 오일 샌드 슬러리 스트림 내에 직접적으로 스팀을 주입하는 단계로서, 상기 스팀의 주입 및 상기 노즐들의 크기 및 구성은 음속 스팀 플로우를 달성하도록 제공되는, 주입 단계;
    상기 오일 샌드 슬러리 스트림에 대한 가변 가열 요건들에 응답하여 상기 스팀의 주입이 발생하는 노즐들의 수를 변경시킴으로써 스팀 주입을 변경하기 위하여 상기 복수의 노즐들을 동작시키는 단계;
    상기 오일 샌드 슬러리 스트림이 물의 끓는점에 대한 서브-냉각(sub-cooling)을 인에이블(enable)하는데 충분한 배압을 받도록 하는 단계를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  2. 제 1 항에 있어서,
    상기 스팀 압력은 적어도 약 150 psig인 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  3. 제 1 항 또는 제 2 항에 있어서,
    상기 스팀 압력은 적어도 약 300 psig인 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  4. 제 1 항 내지 제 3 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 스팀은 과열된 스팀인 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  5. 제 1 항 내지 제 4 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 노즐들은 최대 약 15mm의 스로트 직경(throat diameter)을 가지도록 각각 크기가 형성되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  6. 제 1 항 내지 제 5 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 노즐들은 최대 약 10mm의 스로트 직경을 가지도록 각각 크기가 형성되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  7. 제 1 항 내지 제 6 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 노즐들은 오리피스(orifice)로서 각각 동작하도록 크기 형성 및 구성되고 상기 음속 스팀 플로우는 오리피스 플로우 요건들에 따라 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  8. 제 1 항 내지 제 6 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 노즐들은 파이프로서 각각 동작하도록 크기 형성 및 구성되고 상기 음속 스팀 플로우는 파이프 플로우 요건들에 따라 제공되는
    오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  9. 제 1 항 내지 제 8 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압의 적어도 일부는 상기 스팀의 주입 하부에서의 정압에 의해 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  10. 제 9 항에 있어서,
    상기 정압은 스탠드 파이프(stand pipe)에 의해 홀딩 탱크 유입구로 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  11. 제 1 항 내지 제 10 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압의 적어도 일부는 상기 스팀의 주입 하부에서의 탱크 가압에 의해 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  12. 제 1 항 내지 제 11 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압의 적어도 일부는 상기 스팀의 주입 하부의 적어도 하나의 밸브 디바이스에 의해 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  13. 제 1 항 내지 제 12 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압의 적어도 일부는 상기 스팀의 주입 하부의 적어도 하나의 파이프라인 구성에 의해 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  14. 제 1 항 내지 제 13 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압은 물의 끓는점에 대해 적어도 10℃의 오일 샌드 슬러리 스트림의 서브-냉각을 인에이블하도록 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  15. 제 1 항 내지 제 14 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압은 물의 끓는점에 대해 적어도 20℃의 오일 샌드 슬러리 스트림의 서브-냉각을 인에이블하도록 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  16. 제 1 항 내지 제 15 항 중 어느 한 항에 있어서,
    가변하는 온도에 기초하여 상기 오일 샌드 슬러리 스트림의 가변 가열 요건들을 결정하는 단계를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  17. 제 1 항 내지 제 15 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 오일 샌드 슬러리 스트림의 가변 조성물에 기초하여 상기 오일 샌드 슬러리 스트림의 상기 가변 가열 요건들을 결정하는 단계를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  18. 제 1 항 내지 제 15 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 오일 샌드 슬러리 스트림의 가변 물함량에 기초하여 상기 오일 샌드 슬러리 스트림의 가변 가열 요건들을 결정하는 단계를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  19. 제 1 항 내지 제 18 항 중 어느 한 항에 있어서,
    직렬로 배열되는 복수의 직접 주입 스팀 히터들에서 상기 스팀의 상기 오일 샌드 슬러리 스트림 내로의 주입을 연속해서 수행하는 단계를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  20. 제 1 항 내지 제 19 항 중 어느 한 항에 있어서,
    병렬로 배열되는 복수의 직접 주입 스팁 히터들에서 상기 스팀의 상기 오일 샌드 슬러리 스트림 내로의 주입을 수행하는 단계를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  21. 제 1 항 내지 제 20 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 오일 샌드 슬러리 스트림은 역청 포말 스트림인 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  22. 제 21 항에 있어서,
    상기 역청 포말 스트림은 경사 플레이트 침착 용기, 중력 침착 용기, 원심 분리기 및 사이클론 중 적어도 하나로부터 선택되는 주 분리 용기로부터 도출되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  23. 제 1 항 내지 제 20 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 오일 샌드 슬러리 스트림은 용매 포말 처리 동작으로부터의 포말 분리 용기로부터의 언더플로우 테일링 스트림(underflow tailing stream)인 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  24. 제 23 항에 있어서,
    상기 포말 처리 동작에서의 용매는 파라핀계 또는 나프텐계 용매인 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  25. 제 1 항 내지 제 22 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 스팀의 주입은 상기 오일 샌드 슬러리 스트림의 플로우와 동일 방향으로 스팀 분사들을 형성하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  26. 제 1 항 내지 제 25 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압은 물보다 더 낮은 끓는점을 가지는 저 끓는점 성분의 끓는점에 대하여 서브-냉각을 인에이블하는데 충분하게 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  27. 제 26 항에 있어서,
    상기 저 끓는점 성분은 경질 탄화수소인 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  28. 제 1 항 내지 제 27 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 오일 샌드 슬러리 스트림 내로의 직접적인 주입 스팀이 수행되고 상기 노즐들은 상기 스팀 분사들이 인접한 벽들에 대한 충돌을 방지하면서 상기 오일 샌드 슬러리 스트림들 내로 연장되도록 위치되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 프로세스.
  29. 역청 및 물을 함유하고 가변 가열 요건들을 가지는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템으로서,
    스팀을 제공하는 스팀원;
    상기 스팀원과 유체 연통하고 오일 샌드 슬러리 스트림을 수용하는 직접 스팀 주입 유닛으로서, 상기 직접 스팀 주입 유닛은 스팀 압력으로 상기 스팀을 상기 오일 샌드 슬러리 스트림 내로 직접적으로 주입하는 복수의 노즐들을 포함하고, 상기 노즐들은 음속 스팀 플로우를 달성하도록 크기가 형성되고 구성되고 상기 가변 가열 요건들에 응답하여 상기 스팀이 주입되는 노즐들의 수를 변경함으로써 스팀 주입을 변경하도록 제공하는, 직접 스팀 주입 유닛;
    물의 끓는점에 대하여 서브-냉각을 인에이블하는데 충분하게 배압을 상기 오일 샌드 슬러리 스트림에 제공하는 배압 수단을 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  30. 제 29 항에 있어서,
    상기 스팀원은 과열된 스팀을 제공하도록 구성되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  31. 제 29 항 또는 제 30 항에 있어서,
    상기 노즐들은 최대 약 15mm의 스로트 직경을 가지도록 각각 크기가 형성되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  32. 제 29 항 내지 제 31 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 노즐들은 최대 약 10mm의 스로트 직경을 가지도록 각각 크기가 형성되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  33. 제 29 항 내지 제 32 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 노즐들은 오리피스로서 각각 동작하도록 크기 형성 및 구성되고 상기 음속 스팀 플로우는 오리피스 플로우 요건들에 따라 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  34. 제 29 항 내지 제 32 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 노즐들은 파이프로서 각각 동작하도록 크기 형성 및 구성되고 상기 음속 스팀 플로우는 파이프 플로우 요건들에 따라 제공되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  35. 제 29 항 내지 제 34 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압 수단은 직접 스팀 주입 유닛 하부에 정압 수단을 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  36. 제 35 항에 있어서,
    상기 정압 수단은 홀딩 탱크 유입구로의 스탠드 파이프를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  37. 제 29 항 내지 제 36 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압 수단은 상기 오일 샌드 슬러리 스트림을 수용하기 위해 상기 직접 스팀 주입 유닛 하부에 상기 직접 스팀 주입 유닛과 유체 연동되는 가압 탱크를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  38. 제 29 항 내지 제 37 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압 수단은 상기 직접 스팀 주입 유닛 하부에 적어도 하나의 밸브 디바이스를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  39. 제 29 항 내지 제 38 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압 수단은 상기 직접 스팀 주입 유닛 하부에 적어도 하나의 파이프라인 구성을 포함하는
    오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  40. 제 29 항 내지 제 39 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압 수단은 상기 오일 샌드 슬러리 스트림의 서브-냉각을 물의 끓는점에 대해 적어도 10℃로 제공하도록 구성되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  41. 제 29 항 내지 제 39 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압 수단은 상기 오일 샌드 슬러리 스트림의 서브-냉각을 물의 끓는점에 대해 적어도 20℃로 제공하도록 구성되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  42. 제 29 항 내지 제 39 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 배압을 가능하게 하기 위해 상기 오일 샌드 슬러리 스트림을 충분한 압력으로 펌핑하는 공급 펌프를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  43. 제 29 항 내지 제 42 항 중 어느 한 항에 있어서,
    가열된 오일 샌드 슬러리를 수용하는 저장 탱크를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  44. 제 43 항에 있어서,
    상기 저장 탱크는 상기 가열된 오일 샌드 슬러리를 상기 저장 탱크로 공급하고 상기 가열된 오일 샌드 슬러리의 폭기(aeration)를 제어하는 슬러리 유입구를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  45. 제 44 항에 있어서,
    상기 슬러리 유입구는 상기 저장 탱크의 상부로부터 상기 저장 탱크의 하부로 하향하여 상기 저장 탱크 내의 액체 레벨 아래로 연장되는 유공관(perforaated pipe)을 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  46. 제 44 항에 있어서,
    상기 슬러리 유입구는 탱크 고 레벨 위로부터 탱크 저 레벨 아래로 연장되는 경사 론더(sloped launder)를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  47. 제 46 항에 있어서,
    상기 경사 론더의 상부 파트에서 또는 부근에서 상기 저장 탱크 내로 물 워시(water wash)를 공급하는 워시 라인을 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  48. 제 43 항 내지 제 47 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 가열된 오일 샌드 슬러리의 일부를 재순환된 슬러리 스트림으로서 상기 직접 스팀 주입 유닛 상부의 오일 샌드 슬러리 스트림 내로 역으로 재순환시키기 위하여 상기 저장 탱크와 유체 연통되는 재순환 라인을 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  49. 제 43 항 내지 제 48 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 저장 탱크는 대기로 이루어지도록 구성되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  50. 제 43 항 내지 제 48 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 저장 탱크는 가압되도록 구성되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  51. 제 29 항 내지 제 42 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 오일 샌드 슬러리는 역청 포말이고 상기 시스템은 상기 직접 스팀 주입 유닛으로부터 상기 역청 포말을 수용하는 포말 탈기기 용기를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  52. 제 51 항에 있어서,
    상기 포말 탈기기 용기는 퍼지 가스(purge gas)에 의해 가압되도록 구성되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  53. 제 51 항 또는 제 52 항에 있어서,
    상기 포말 탈기기 용기는 액체 레벨 위로부터 액체 레벨 아래로 연장되고 상기 역청 포말을 유입시키도록 구성되는 경사 론더 유입구를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  54. 제 51 항 또는 제 52 항에 있어서,
    상기 포말 탈기기 용기는 상기 저장 탱크의 상부로부터 상기 저장 탱크의 하부로 하향하여 상기 탈기기 용기 내의 액체 레벨 아래로 연장되는 유공관 유입구를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  55. 제 29 항 내지 제 42 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 오일 샌드 슬러리는 역청 포말이고 상기 시스템은 상기 직접 스팀 주입 유닛으로부터 상기 역청 포말을 수용하는 포말 슬러리 컬럼(column)을 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  56. 제 55 항에 있어서,
    상기 포말 슬러리 컬럼은 유입구를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  57. 제 56 항에 있어서,
    상기 유입구는 플로우 제한부, 밸브 또는 노즐을 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  58. 제 55 항 내지 제 57 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 역청 포말의 일부를 수용하고 상기와 동일한 것을 상기 포말 슬러리 컬럼 내로 역으로 복귀시키는 복귀 라인을 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  59. 제 29 항 내지 제 58 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 직접 스팀 주입 유닛은 복수의 직접 스팀 주입기들을 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  60. 제 59 항에 있어서,
    상기 직접 스팀 주입기들은 직렬로 배열되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  61. 제 59 항 또는 제 60 항에 있어서,
    상기 직접 스팀 주입기들은 병렬로 배열되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  62. 제 29 항 내지 제 61 항 중 어느 한 항에 있어서,
    상기 직접 스팀 주입 유닛의 노즐들을 제어하기 위해 상기 직접 스팀 주입 유닛에 동작 가능하게 연결되고 가열된 오일 샌드 슬러리 스트림의 온도를 모니터링하기 위해 상기 직접 스팀 주입 유닛 하부로 연결되는 온도 제어 디바이스를 포함하는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
  63. 제 29 항 내지 제 62 항 중 어느 한 항에 있어서,
    노즐들은 스팀 분사들이 인접한 벽들에 대한 충돌을 방지하면서 상기 오일 샌드 슬러리 스트림 내로 연장되도록 구성되고 위치되는 오일 샌드 슬러리 스트림을 가열하는 시스템.
KR1020137027585A 2011-03-22 2012-03-19 오일 샌드 역청 포말 스트림을 가열하는 시스템 KR101589696B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2735311A CA2735311C (en) 2011-03-22 2011-03-22 Process for direct steam injection heating of oil sands bitumen froth
CA2735311 2011-03-22
PCT/CA2012/050170 WO2012126113A1 (en) 2011-03-22 2012-03-19 Process for direct steam injection heating of oil sands slurry streams such as bitumen froth

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20140000338A true KR20140000338A (ko) 2014-01-02
KR101589696B1 KR101589696B1 (ko) 2016-01-29

Family

ID=46853449

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020137027585A KR101589696B1 (ko) 2011-03-22 2012-03-19 오일 샌드 역청 포말 스트림을 가열하는 시스템

Country Status (4)

Country Link
US (1) US9791170B2 (ko)
KR (1) KR101589696B1 (ko)
CA (1) CA2735311C (ko)
WO (1) WO2012126113A1 (ko)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102618021B1 (ko) * 2023-06-12 2023-12-27 주식회사 에이치엔티 수막이 형성된 하이드로사이클론 타입의 디센더
KR102618017B1 (ko) * 2023-06-12 2023-12-27 주식회사 에이치엔티 고체분리 시스템

Families Citing this family (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8252170B2 (en) 2008-06-27 2012-08-28 Exxonmobil Upstream Research Company Optimizing feed mixer performance in a paraffinic froth treatment process
CA2650750C (en) 2009-01-23 2013-08-27 Imperial Oil Resources Limited Method and system for determining particle size distribution and filterable solids in a bitumen-containing fluid
CA2672004C (en) 2009-07-14 2012-03-27 Imperial Oil Resources Limited Feed delivery system for a solid-liquid separation vessel
US10041745B2 (en) 2010-05-04 2018-08-07 Fractal Heatsink Technologies LLC Fractal heat transfer device
CA2714842C (en) 2010-09-22 2012-05-29 Imperial Oil Resources Limited Controlling bitumen quality in solvent-assisted bitumen extraction
CA2729457C (en) 2011-01-27 2013-08-06 Fort Hills Energy L.P. Process for integration of paraffinic froth treatment hub and a bitumen ore mining and extraction facility
CA2853070C (en) 2011-02-25 2015-12-15 Fort Hills Energy L.P. Process for treating high paraffin diluted bitumen
CA2733342C (en) 2011-03-01 2016-08-02 Fort Hills Energy L.P. Process and unit for solvent recovery from solvent diluted tailings derived from bitumen froth treatment
CA2865139C (en) 2011-03-04 2015-11-17 Fort Hills Energy L.P. Process for co-directional solvent addition to bitumen froth
CA2735311C (en) 2011-03-22 2013-09-24 Fort Hills Energy L.P. Process for direct steam injection heating of oil sands bitumen froth
CA2815785C (en) 2011-04-15 2014-10-21 Fort Hills Energy L.P. Heat recovery for bitumen froth treatment plant integration with temperature circulation loop circuits
CA2738700C (en) 2011-04-28 2013-11-19 Fort Hills Energy L.P. Tsru with inlet spray system configurations for distribution of solvent diluted tailings
CA2738560C (en) 2011-05-03 2014-07-08 Imperial Oil Resources Limited Enhancing fine capture in paraffinic froth treatment process
CA2857700C (en) 2011-05-04 2015-07-07 Fort Hills Energy L.P. Process for enhanced turndown in a bitumen froth treatment operation
CA2740935C (en) 2011-05-18 2013-12-31 Fort Hills Energy L.P. Enhanced temperature control of bitumen froth treatment process
WO2015143556A1 (en) * 2014-03-27 2015-10-01 Total E&P Canada Ltd. Apparatus and method for bitumen froth storage
EP3485215B1 (en) 2016-07-12 2023-06-07 Alexander Poltorak System and method for maintaining efficiency of a heat sink
CA3014968A1 (en) 2017-08-18 2019-02-18 Canadian Natural Resources Limited High temperature paraffinic froth treatment process
CA3020008A1 (en) 2018-02-06 2019-08-06 Canadian Natural Upgrading Limited System and method for direct steam injection into slurries
CA3016784C (en) 2018-09-07 2020-12-15 Fort Hills Energy L.P. Direct steam injection (dsi) heating and use in bitumen froth treatment operations
US11402070B2 (en) * 2019-08-26 2022-08-02 SYNCRUDE CANADA LTD. in trust for the owners of Transporting bitumen froth having coarse solids through a pipeline
US20230365867A1 (en) * 2020-10-06 2023-11-16 Hocs Projects Inc. Apparatus and method for removing debris and entrapped air from bitumen

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4648964A (en) * 1985-08-30 1987-03-10 Resource Technology Associates Separation of hydrocarbons from tar sands froth
US5233148A (en) * 1990-11-29 1993-08-03 Mitsubishi Denki K.K. Electrical discharge machine with machining gap voltage control
US7152851B2 (en) * 2005-02-04 2006-12-26 Hydro-Thermal Corporation Steam injection heater with dual-sealing assembly

Family Cites Families (316)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US664965A (en) 1901-01-01 Job Shufflebottom Morriss Rotary printing-machine.
US181668A (en) 1876-08-29 Improvement in apparatus for breaking white-lead foawi
US1085135A (en) 1913-08-25 1914-01-27 Kelly Separator Company Separator-trap.
US1159044A (en) 1914-09-11 1915-11-02 Kelly Separator Company Separator-trap.
US1147356A (en) 1914-12-09 1915-07-20 Allen Charles R Slime separator and classifier.
US1201558A (en) 1916-05-19 1916-10-17 John Olen Cobb Gasolene-separator.
US1254562A (en) 1917-07-03 1918-01-22 Allen Charles R Automatic separating device.
US1261671A (en) 1917-07-17 1918-04-02 Victor Zachert Process of foam reduction.
US1494375A (en) 1921-08-01 1924-05-20 William J Reilly Apparatus for refining oil
US1777535A (en) 1927-11-04 1930-10-07 Stratford Charles Walcott Device for separating liquids
US1754119A (en) 1928-01-27 1930-04-08 Pink Frank Apparatus for separating liquids of different densities
US2188013A (en) 1933-02-06 1940-01-23 Shell Dev Method of separating high molecular mixtures
US2010008A (en) 1933-03-06 1935-08-06 Union Oil Co Method for treating oils
US2047989A (en) 1933-09-16 1936-07-21 Petroleum Rectifying Co Method for separating emulsions
US2091078A (en) 1936-02-19 1937-08-24 Shell Dev Extraction process
US2111717A (en) 1937-09-07 1938-03-22 Max G Cohen Hydrocarbon conversion process
US2240008A (en) 1938-12-29 1941-04-29 Process Management Co Inc Treating hydrocarbon fluids
US2410483A (en) 1944-11-13 1946-11-05 Mid Continent Petroleum Corp Processes of dewaxing oils
GB587798A (en) 1944-11-23 1947-05-06 British Tanker Company Ltd Improvements in and relating to gravity separators for liquids
US2853426A (en) 1955-03-10 1958-09-23 Exxon Research Engineering Co Solvent deasphalting of residual oils with wash oil to remove metal contaminants
US2868714A (en) 1955-05-02 1959-01-13 Phillips Petroleum Co Apparatus and method for flash evaporating oils
US3081823A (en) 1958-08-21 1963-03-19 Phillips Petroleum Co Heat exchanger flow control
US3220193A (en) * 1961-01-06 1965-11-30 Gilbert Associates Devices for improving operating flexibility of steam-electric generating plants
US3291569A (en) 1962-06-04 1966-12-13 Rossi Angelo Joseph Apparatus for purification and reclamation of brine
US3271293A (en) 1963-05-03 1966-09-06 Cities Service Athabasca Inc Process and apparatus for stripping solids from bituminous sand
US3278415A (en) 1963-05-15 1966-10-11 Chevron Res Solvent deasphalting process
US3509641A (en) 1968-05-17 1970-05-05 Great Canadian Oil Sands Tar sands conditioning vessel
US3575842A (en) 1968-07-23 1971-04-20 Shell Oil Co Recovering tar from tar sand
CA918091A (en) 1968-08-30 1973-01-02 H. Evans George Multiple-stage centrifuging of tar sands separation process froth
US3705491A (en) * 1970-06-30 1972-12-12 Richard W Foster Pegg Jet engine air compressor
US3779902A (en) 1971-05-21 1973-12-18 Cities Service Canada Preparation of mineral free asphaltenes
US3929625A (en) 1972-07-10 1975-12-30 Petrolite Corp Shale oil purification
US4013542A (en) 1972-08-29 1977-03-22 Exxon Research And Engineering Company Partial predilution dilution chilling
US3808120A (en) 1973-07-09 1974-04-30 Atlantic Richfield Co Tar sands bitumen froth treatment
US3957655A (en) 1973-10-31 1976-05-18 Barefoot Bernard B Sphincter cone assembly for purifying water
US3954414A (en) 1974-03-29 1976-05-04 Damon Corporation Self-contained apparatus for the storage processing of blood
CA1027501A (en) 1974-06-06 1978-03-07 Michael Simmer Method for recovery of hydrocarbon diluent from the centrifuge tailings of a tar sand hot water plant
US3901791A (en) 1974-08-12 1975-08-26 Great Canadian Oil Sands Method for upgrading bitumen froth
US4035282A (en) 1975-08-20 1977-07-12 Shell Canada Limited Process for recovery of bitumen from a bituminous froth
CA1059052A (en) 1975-09-15 1979-07-24 Ontario Energy Corporation System connecting the extraction plant and the centrifugal separator circuit in the hot water process for tar sands
CA1072474A (en) 1976-04-27 1980-02-26 Imperial Oil Limited Deaerator circuit for bitumen froth
GB1544697A (en) 1976-10-08 1979-04-25 Coal Ind Spray head
CA1081641A (en) * 1977-01-20 1980-07-15 Thomas C. A. Hann Process and apparatus for heating and deaerating raw bituminous froth
US4209422A (en) 1977-02-04 1980-06-24 Exxon Research & Engineering Co. Multicomponent demulsifier, method of using the same and hydrocarbon containing the same
US4140620A (en) 1977-07-05 1979-02-20 Texaco Inc. Incremental dilution dewaxing process
US4115241A (en) 1977-07-05 1978-09-19 Texaco Inc. Solvent dewaxing process
US4120775A (en) 1977-07-18 1978-10-17 Natomas Company Process and apparatus for separating coarse sand particles and recovering bitumen from tar sands
US4640767A (en) 1978-01-24 1987-02-03 Canadian Patents & Development Ltd/Societe Canadienne Des Brevets Et D'exploitation Ltd. Hydrocarbon extraction agents and microbiological processes for their production
CA1055868A (en) 1978-05-11 1979-06-05 Gulf Oil Canada Limited Process for secondary recovery of bitumen in hot water extraction of tar sand
US4251627A (en) 1978-05-30 1981-02-17 E. I. Du Pont De Nemours And Company Jet mixing in preparation of monodisperse silver halide emulsions
AU525617B2 (en) 1978-07-19 1982-11-18 Dorr-Oliver Incorporated Sedimentation apparatus
US4210820A (en) 1978-08-17 1980-07-01 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Open cycle ocean thermal energy conversion system structure
US4230467A (en) 1978-09-18 1980-10-28 Tii Corporation Apparatus for removing foam
GB2044796B (en) 1979-03-16 1982-12-01 Rtl Contactor Holding Sa Extraction of bitumen from oil sands
US4314974A (en) 1979-04-30 1982-02-09 Chemineer, Inc. Solvent extraction method using static mixers
US4324652A (en) 1979-05-14 1982-04-13 Crescent Engineering Company Flotation method and apparatus for recovering crude oil from tar-sand
US4342657A (en) 1979-10-05 1982-08-03 Magna Corporation Method for breaking petroleum emulsions and the like using thin film spreading agents comprising a polyether polyol
JPS56150407A (en) 1980-04-25 1981-11-20 Hitachi Ltd Solid-liquid separating defoamer
US4321147A (en) 1980-05-22 1982-03-23 Texaco Inc. Demulsification of bitumen emulsions with a high molecular weight polyol containing discrete blocks of ethylene and propylene oxide
US4346560A (en) * 1980-06-26 1982-08-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Multi-stage flash degaser
US4315815A (en) 1980-06-30 1982-02-16 Kerr-Mcgee Refining Corporation Process for separating bituminous materials and recovering solvent
US4644974A (en) 1980-09-08 1987-02-24 Dowell Schlumberger Incorporated Choke flow bean
IT1129259B (it) 1980-09-17 1986-06-04 Rtr Riotinto Til Holding Sa Procedimento di estrazione di oli bituminosi
US4410417A (en) 1980-10-06 1983-10-18 University Of Utah Research Foundation Process for separating high viscosity bitumen from tar sands
FR2495177B1 (fr) 1980-11-28 1985-06-07 Inst Francais Du Petrole Procede de desasphaltage au solvant d'huiles residuelles d'hydrocarbures
JPS57200402A (en) 1981-06-02 1982-12-08 Sumitomo Chem Co Ltd Separation of polymer from polymer solution
EP0059106B1 (en) 1981-02-23 1987-06-10 Sumitomo Chemical Company Limited Process for the separation treatment of polymer from polymer solution
US4425227A (en) 1981-10-05 1984-01-10 Gnc Energy Corporation Ambient froth flotation process for the recovery of bitumen from tar sand
US4495057A (en) 1982-05-07 1985-01-22 Bahram Amirijafari Combination thermal and solvent extraction oil recovery process and apparatus
US4514305A (en) 1982-12-01 1985-04-30 Petro-Canada Exploration, Inc. Azeotropic dehydration process for treating bituminous froth
US4584087A (en) 1982-12-14 1986-04-22 Standard Oil Company (Indiana) Recovery of a carbonaceous liquid with a low fines content
US4539093A (en) 1982-12-16 1985-09-03 Getty Oil Company Extraction process and apparatus for hydrocarbon containing ores
US4470899A (en) 1983-02-14 1984-09-11 University Of Utah Bitumen recovery from tar sands
US4461696A (en) 1983-04-25 1984-07-24 Exxon Research And Engineering Co. Shale-oil recovery process
GB8318313D0 (en) 1983-07-06 1983-08-10 British Petroleum Co Plc Transporting and treating viscous crude oils
FR2550545B1 (fr) 1983-08-08 1986-04-11 Elf France Procede et appareil pour deshydrater, dessaler et desasphalter simultanement un melange d'hydrocarbures
US4609455A (en) 1983-10-19 1986-09-02 International Coal Refining Company Coal liquefaction with preasphaltene recycle
US4722782A (en) 1983-10-31 1988-02-02 Standard Oil Company Method for solvent treating of tar sands with water displacement
US5143598A (en) 1983-10-31 1992-09-01 Amoco Corporation Methods of tar sand bitumen recovery
CA1239371A (en) 1983-11-04 1988-07-19 Georgi Angelov De-asphalting heavy crude oil and heavy crude oil/water emulsions
SE446211B (sv) 1984-01-23 1986-08-18 Johnson Axel Eng Ab Lamellpaket for lamellseparator
US4572781A (en) 1984-02-29 1986-02-25 Intevep S.A. Solvent deasphalting in solid phase
US4802975A (en) 1984-03-29 1989-02-07 Amoco Corporation Method for stripping of residual solvent
US4518479A (en) 1984-06-19 1985-05-21 International Coal Refining Company Time phased alternate blending of feed coals for liquefaction
FR2567043B1 (fr) 1984-07-04 1988-05-20 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif utilisables notamment pour laver et desorber des produits solides contenant des hydrocarbures
US4929341A (en) 1984-07-24 1990-05-29 Source Technology Earth Oils, Inc. Process and system for recovering oil from oil bearing soil such as shale and tar sands and oil produced by such process
US4532024A (en) 1984-12-03 1985-07-30 The Dow Chemical Company Process for recovery of solvent from tar sand bitumen
CA1263331A (en) 1985-04-04 1989-11-28 David B. Bartholic Process for upgrading tar sand bitumen
CA1247550A (en) 1985-04-11 1988-12-28 Walter H. Seitzer Process to float bitumen from mineral slimes resulting from tar sands processing
US4545892A (en) 1985-04-15 1985-10-08 Alberta Energy Company Ltd. Treatment of primary tailings and middlings from the hot water extraction process for recovering bitumen from tar sand
US4968413A (en) 1985-08-22 1990-11-06 Chevron Research Company Process for beneficiating oil shale using froth flotation
CA1237689A (en) 1985-09-26 1988-06-07 Moshe Greenfeld Froth flotation method for recovery of bitumen from aqueous suspensions of tar sands
IT1197489B (it) 1985-10-11 1988-11-30 Bischoff Gasreinigung Processo e reattore per la produzione di gesso emiidrato alfa a partire da solfato di calcio diidrato di impianti di desolforazione di fumi di caldaia funzionanti con calce secondo il processo di lavaggio ad umido
JPS6285415U (ko) 1985-11-19 1987-05-30
CA1272975A (en) 1985-12-10 1990-08-21 J. Farnand Redmond Separation of fine solids from petroleum oils and the like
US4888108A (en) 1986-03-05 1989-12-19 Canadian Patents And Development Limited Separation of fine solids from petroleum oils and the like
US4726759A (en) * 1986-04-18 1988-02-23 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for stimulating an oil bearing reservoir
GB8620706D0 (en) 1986-08-27 1986-10-08 British Petroleum Co Plc Recovery of heavy oil
GB8704532D0 (en) 1987-02-26 1987-04-01 Medical Res Council Treatment of froth
US4828688A (en) 1987-05-06 1989-05-09 Gulf Canada Resources Limited Method for separation of heterogeneous phases
CA1267860A (en) 1987-05-29 1990-04-17 Pancanadian Petroleum Limited Inclined plate settling of diluted bitumen froth
US5022983A (en) 1987-08-03 1991-06-11 Southern Illinois University Foundation Process for cleaning of coal and separation of mineral matter and pyrite therefrom, and composition useful in the process
US4950363A (en) 1987-10-15 1990-08-21 Mobil Oil Corporation Flashing feed inlet in a vapor/liquid contacting tower and method
DE3736578A1 (de) 1987-10-26 1989-05-03 Schering Ag Verfahren zum zerstoeren von schaum und vorrichtung dafuer
US4859317A (en) 1988-02-01 1989-08-22 Shelfantook William E Purification process for bitumen froth
CA1293465C (en) 1988-02-04 1991-12-24 William E. Shelfantook Purification process for bitumen froth
US4966685A (en) 1988-09-23 1990-10-30 Hall Jerry B Process for extracting oil from tar sands
US4906355A (en) 1989-03-16 1990-03-06 Amoco Corporation Tar sands extract fines removal process
CA2029795C (en) 1989-11-10 1996-11-05 George J. Cymerman Pipeline conditioning process for mined oil-sand
US5264118A (en) 1989-11-24 1993-11-23 Alberta Energy Company, Ltd. Pipeline conditioning process for mined oil-sand
US5039227A (en) 1989-11-24 1991-08-13 Alberta Energy Company Ltd. Mixer circuit for oil sand
US5282984A (en) 1990-06-25 1994-02-01 Texaco Inc. Generating bitumen-in-water dispersions and emulsions
US5236577A (en) 1990-07-13 1993-08-17 Oslo Alberta Limited Process for separation of hydrocarbon from tar sands froth
CA2021185C (en) 1990-07-13 1998-09-15 Robert N. Tipman Process for separation of hydrocarbon from tar sands froth
US5133837A (en) 1990-09-10 1992-07-28 Kamyr, Inc. Dimpled plate multi-stage flash evaporator
CA2053016A1 (en) 1990-11-01 1992-05-02 Robert C. Green Recovery of oil from tar sands
CA2075749C (en) 1991-08-12 2004-11-02 William K. Stephenson Desalting adjunct chemistry
CA2053086A1 (en) 1991-10-09 1993-04-10 Earl Misfeldt Liquid clarifier
CA2055213C (en) * 1991-11-08 1996-08-13 Robert N. Tipman Process for increasing the bitumen content of oil sands froth
US5186820A (en) 1991-12-04 1993-02-16 University Of Alabama Process for separating bitumen from tar sands
CA2075108C (en) 1992-07-24 1997-01-21 Gordon R. Thompson Instrumentation for dilution of bitumen froth
US5298167A (en) 1992-12-10 1994-03-29 Arnold Kenneth E Method for separating immiscible liquid
CA2098656A1 (en) 1993-06-17 1994-12-18 Peter W. Smith Extractor and process for extracting one material from a multi-phase feed material
US5443046A (en) 1993-08-09 1995-08-22 Brunswick Corporation Efficiently pumped fuel supply system
RU2096438C1 (ru) 1994-04-27 1997-11-20 Научно-исследовательский институт нефтепромысловой химии "НИИнефтепромхим" Композиция для разрушения водонефтяной эмульсии, защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (варианты)
RU2078095C1 (ru) 1994-04-27 1997-04-27 Научно-исследовательский институт нефтепромысловой химии Блоксополимер пропилен- и этиленоксидов на основе гликолей в качестве деэмульгатора водонефтяной эмульсии, обладающего свойствами предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений и защиты от коррозии и деэмульгатор на его основе
RU2065455C1 (ru) 1994-04-27 1996-08-20 Научно-исследовательский институт нефтепромысловой химии Способ получения деэмульгатора, обладающего свойствами предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений и защиты от коррозии
CA2123076C (en) 1994-05-06 1998-11-17 William Lester Strand Oil sand extraction process
US5558768A (en) 1995-01-10 1996-09-24 Energy, Mines And Resources Canada Process for removing chlorides from crude oil
US5643459A (en) 1995-04-26 1997-07-01 Cominco Engineering Services Ltd. Flotation method and apparatus
US6214213B1 (en) 1995-05-18 2001-04-10 Aec Oil Sands, L.P. Solvent process for bitumen seperation from oil sands froth
CA2149737C (en) 1995-05-18 1999-03-02 Robert N. Tipman Solvent process for bitumen separation from oil sands froth
US5690811A (en) 1995-10-17 1997-11-25 Mobil Oil Corporation Method for extracting oil from oil-contaminated soil
US6110359A (en) 1995-10-17 2000-08-29 Mobil Oil Corporation Method for extracting bitumen from tar sands
NL1001711C2 (nl) 1995-11-21 1997-05-23 Esha Holding B V Werkwijze en inrichting voor het vervaardigen van banen gebitumineerd dakbedekkingsmateriaal.
CA2165865C (en) 1995-12-21 1998-06-02 Tapantosh Chakrabarty Process for deasphalting bitumen
US5914010A (en) 1996-09-19 1999-06-22 Ormat Industries Ltd. Apparatus for solvent-deasphalting residual oil containing asphaltenes
CA2188064C (en) 1996-10-17 2002-02-26 Baki Ozum Oil sands tailings treatment process
CA2191517A1 (en) 1996-11-28 1998-05-28 Norman Robert Tipman Method and apparatus for conditioning an oil sand and water slurry
US5871634A (en) 1996-12-10 1999-02-16 Exxon Research And Engineering Company Process for blending potentially incompatible petroleum oils
CN1187300A (zh) 1997-01-09 1998-07-15 湖南省东永农药厂 杀虫剂吡虫啉系列组合物
CA2195604C (en) 1997-01-21 1999-11-23 Waldemar Maciejewski Slurrying oil sand for hydrotransport in a pipeline
CA2232929C (en) 1997-03-25 2004-05-25 Shell Canada Limited Method for processing a diluted oil sand froth
CA2200899A1 (en) 1997-03-25 1998-09-25 Shell Canada Limited Method for processing a diluted oil sand froth
US6036748A (en) 1997-06-06 2000-03-14 Texaco Inc. Black water flash and vapor recovery method
CA2208767A1 (en) 1997-06-26 1998-12-26 Reginald D. Humphreys Tar sands extraction process
US5879540A (en) 1997-07-25 1999-03-09 Occidental Chemical Corporation Process for reducing corrosion in a system for separating aromatic hydrocarbons from a mixture with aliphatic hydrocarbons
US6159442A (en) 1997-08-05 2000-12-12 Mfic Corporation Use of multiple stream high pressure mixer/reactor
US5948241A (en) 1997-08-05 1999-09-07 Owen; Hartley Orifice plate feed nozzle and atomization process
CA2217300C (en) 1997-09-29 2002-08-20 William Edward Shelfantook Solvent process for bitumen separation from oil sands froth
CA2217623C (en) 1997-10-02 2001-08-07 Robert Siy Cold dense slurrying process for extracting bitumen from oil sand
US6004455A (en) 1997-10-08 1999-12-21 Rendall; John S. Solvent-free method and apparatus for removing bituminous oil from oil sands
CA2220821A1 (en) 1997-11-12 1999-05-12 Kenneth Sury Process for pumping bitumen froth thorugh a pipeline
CA2254048C (en) 1997-11-12 2001-09-11 Owen Neiman Process for pumping bitumen froth through a pipeline
US6007709A (en) 1997-12-31 1999-12-28 Bhp Minerals International Inc. Extraction of bitumen from bitumen froth generated from tar sands
US5954277A (en) 1998-01-27 1999-09-21 Aec Oil Sands, L.P. Agitated slurry pump box for oil sand hydrotransport
US6019888A (en) 1998-02-02 2000-02-01 Tetra Technologies, Inc. Method of reducing moisture and solid content of bitumen extracted from tar sand minerals
US6110255A (en) 1998-04-17 2000-08-29 Barrick Gold Corporation Nozzle for low pressure flash tanks for ore slurry
US5937817A (en) 1998-06-23 1999-08-17 Harley-Davidson Motor Company Dry sump oil cooling system
US5968349A (en) 1998-11-16 1999-10-19 Bhp Minerals International Inc. Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands
US5997723A (en) 1998-11-25 1999-12-07 Exxon Research And Engineering Company Process for blending petroleum oils to avoid being nearly incompatible
US6391190B1 (en) 1999-03-04 2002-05-21 Aec Oil Sands, L.P. Mechanical deaeration of bituminous froth
CA2272045C (en) 1999-05-13 2006-11-28 Wayne Brown Method for recovery of hydrocarbon diluent from tailings
CA2272035C (en) 1999-05-14 2004-03-09 Wayne Brown Process for recovery of hydrocarbon diluent from tailings
US6361025B1 (en) * 2000-04-11 2002-03-26 Hydro-Thermal Corporation Steam injection heater with transverse mounted mach diffuser
CA2304972A1 (en) 2000-04-12 2001-10-12 Venanzio Di Tullio A process for low temperature separation and isolation of crude heavy oil
US6566410B1 (en) 2000-06-21 2003-05-20 North Carolina State University Methods of demulsifying emulsions using carbon dioxide
US6523573B2 (en) 2000-07-13 2003-02-25 Caldera Engineering, Lc Flash tube device
US6712215B2 (en) 2000-07-28 2004-03-30 Adolf Frederik Scheybeler Method and apparatus for recovery of lost diluent in oil sands extraction tailings
US6355159B1 (en) 2000-08-04 2002-03-12 Exxonmobil Research And Engineering Company Dissolution and stabilization of thermally converted bitumen
US6497813B2 (en) 2001-01-19 2002-12-24 Process Dynamics, Inc. Solvent extraction refining of petroleum products
WO2002074703A1 (fr) 2001-03-12 2002-09-26 Ebara Corporation Procede et dispositif de traitement de fluides
US6746599B2 (en) 2001-06-11 2004-06-08 Aec Oil Sands Limited Partnership Staged settling process for removing water and solids from oils and extraction froth
CA2350001C (en) 2001-06-11 2007-10-30 George Cymerman Staged settling process for removing water and solids from oil sand extraction froth
ITMI20011438A1 (it) 2001-07-06 2003-01-06 Snam Progetti Procedimento per la conversione di cariche pesanti quali i graggi pesanti e i residui di distillazione
CA2353109C (en) 2001-07-16 2005-12-06 Shell Canada Limited Process for removing solvent from an underflow stream from the last separation step in an oil sands froth treatment process
CA2387257C (en) 2002-05-23 2009-07-28 Suncor Energy Inc. Static deaeration conditioner for processing of bitumen froth
CA2527058C (en) 2002-09-19 2012-01-17 Suncor Energy Inc. Bituminous froth inclined plate separator and hydrocarbon cyclone treatment process
CA2400258C (en) 2002-09-19 2005-01-11 Suncor Energy Inc. Bituminous froth inclined plate separator and hydrocarbon cyclone treatment process
US7736501B2 (en) 2002-09-19 2010-06-15 Suncor Energy Inc. System and process for concentrating hydrocarbons in a bitumen feed
CA2425840C (en) 2003-04-17 2010-07-06 Shell Canada Limited Method and system for deaerating a bitumen froth
US7157007B2 (en) 2003-06-20 2007-01-02 National Tank Company Vertical gas induced flotation cell
US7690445B2 (en) 2003-11-07 2010-04-06 Racional Energy & Environment Co. Oil contaminated substrate treatment method and apparatus
CA2750934C (en) 2004-01-08 2012-10-23 Fort Hills Energy L.P. Parafinic froth treatment with tailings solvent recovery having internal flowrate inhibiting asphaltene mats
CA2455011C (en) 2004-01-09 2011-04-05 Suncor Energy Inc. Bituminous froth inline steam injection processing
AU2005244856B2 (en) 2004-05-13 2008-10-09 Caldera Engineering, Llc Controlled dispersion multi-phase nozzle and method of making the same
US20100126395A1 (en) 2004-08-09 2010-05-27 Richard Gauthier Process for producing steam and/or power from oil residues with high sulfur content
US7985333B2 (en) 2004-10-13 2011-07-26 Marathon Oil Canada Corporation System and method of separating bitumen from tar sands
US7909989B2 (en) 2004-10-13 2011-03-22 Marathon Oil Canada Corporation Method for obtaining bitumen from tar sands
US7820031B2 (en) 2004-10-20 2010-10-26 Degussa Corporation Method and apparatus for converting and removing organosulfur and other oxidizable compounds from distillate fuels, and compositions obtained thereby
US7357857B2 (en) 2004-11-29 2008-04-15 Baker Hughes Incorporated Process for extracting bitumen
CA2490734C (en) 2004-12-21 2013-02-12 Shell Canada Ltd. Method and system for washing the internals of a vessel for processing a heavy hydrocarbon stream
CA2538464A1 (en) 2005-03-02 2006-09-02 Champion Technologies Inc. Zone settling aid and method for producing dry diluted bitumen with reduced losses of asphaltenes
CA2502329C (en) 2005-03-24 2010-06-15 Shell Canada Limited Method and system for inhibiting dewatering of asphaltene flocs in a bitumen froth separation vessel
US7749378B2 (en) 2005-06-21 2010-07-06 Kellogg Brown & Root Llc Bitumen production-upgrade with common or different solvents
CA2520943C (en) 2005-09-23 2011-11-22 10-C Oilsands Process Ltd. Method for direct solvent extraction of heavy oil from oil sands using a hydrocarbon solvent
CA2521248C (en) 2005-09-26 2012-01-31 Shell Canada Limited Method for separating bitumen from an oil sand froth
CA2524110C (en) 2005-10-21 2009-04-14 William L. Strand Bitumen recovery process for oil sand
CA2526336C (en) 2005-11-09 2013-09-17 Suncor Energy Inc. Method and apparatus for oil sands ore mining
US7531096B2 (en) 2005-12-07 2009-05-12 Arizona Public Service Company System and method of reducing organic contaminants in feed water
CA2531262A1 (en) 2005-12-21 2007-06-21 Imperial Oil Resources Limited Very low sulfur heavy crude oil and process for the production thereof
EP2040848A1 (en) 2006-03-07 2009-04-01 Marathon Oil Sands (U.S.A.) Inc. Processing asphaltene-containing tailings
US7811444B2 (en) 2006-06-08 2010-10-12 Marathon Oil Canada Corporation Oxidation of asphaltenes
CA2665792A1 (en) 2006-10-10 2008-04-17 Bioecon International Holding N.V. Two-stage process for the conversion of tar sand to liquid fuels and specialty chemicals
US8147682B2 (en) 2006-10-31 2012-04-03 Syncrude Canada Ltd. Bitumen and thermal recovery from oil sand tailings
CA2567185C (en) 2006-10-31 2013-11-05 Syncrude Canada Ltd. Bitumen and thermal recovery from oil sand tailings
CA2610124C (en) 2006-11-09 2015-01-13 Suncor Energy Inc. Mobile oil sands mining system
CA2610122C (en) 2006-11-09 2015-05-26 Suncor Energy Inc. System for extracting bitumen from diluted pipelined oil sands slurry
US8026345B2 (en) 2007-01-08 2011-09-27 Hoffmann-La Roche Inc. Characterization and identification of unique human adiponectin isoforms and antibodies
CA2573633C (en) 2007-01-10 2010-11-23 William L. Strand Bitumen froth treatment process
US20080185350A1 (en) 2007-02-05 2008-08-07 Koch-Glitsch, Lp Method and apparatus for separating oil sand particulates from a three-phase stream
CA2676231A1 (en) 2007-02-16 2008-08-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and methods for absorbing gases into a liquid
BRPI0807620B1 (pt) 2007-02-20 2017-02-07 Shell Int Res Maartschappij B V processo para produzir hidrocarbonetos parafínicos
CA2582059A1 (en) 2007-03-16 2008-09-16 Chevron Canada Limited A method for producing a non-segregating waste stream
CA2613873C (en) 2007-05-03 2008-10-28 Imperial Oil Resources Limited An improved process for recovering solvent from asphaltene containing tailings resulting from a separation process
CA2588043C (en) 2007-05-08 2012-10-02 Shell Canada Energy Province Of Alberta Method for separating a bitumen froth into maltenes and asphaltenes enriched fractions
CA2597881C (en) 2007-08-17 2012-05-01 Imperial Oil Resources Limited Method and system integrating thermal oil recovery and bitumen mining for thermal efficiency
CA2606312C (en) 2007-10-11 2011-01-18 Amar Jit Sethi System and method for treating tailings
CA2609419C (en) 2007-11-02 2010-12-14 Imperial Oil Resources Limited System and method of heat and water recovery from tailings using gas humidification/dehumidification
CA2610052C (en) 2007-11-08 2013-02-19 Imperial Oil Resources Limited System and method of recovering heat and water and generating power from bitumen mining operations
CA2610463C (en) 2007-11-09 2012-04-24 Imperial Oil Resources Limited Integration of an in-situ recovery operation with a mining operation
CA2616036C (en) 2007-12-21 2012-05-15 Shell Canada Energy Province Of Alberta Manifold assembly and method of use
US8167278B2 (en) 2008-01-24 2012-05-01 Prosonix, Llc Angled diffuser and steam injection heater assembly
US8357291B2 (en) 2008-02-11 2013-01-22 Exxonmobil Upstream Research Company Upgrading bitumen in a paraffinic froth treatment process
US20090200210A1 (en) 2008-02-11 2009-08-13 Hommema Scott E Method Of Removing Solids From Bitumen Froth
CA2654611C (en) 2008-02-19 2013-01-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method of removing solids from bitumen froth
CA2684817C (en) 2008-12-12 2017-09-12 Maoz Betzer-Zilevitch Steam generation process and system for enhanced oil recovery
EA201401282A1 (ru) 2008-03-11 2015-03-31 Петросоник Энерджи Инк. Применение деасфальтизированной тяжелой сырой нефти для процесса биологического или химического обогащения
CA2630392A1 (en) 2008-05-05 2009-11-05 Shell Canada Energy, A General Partnership Formed Under The Laws Of The Province Of Alberta Bitumen froth treatment experimental system and method
US7964090B2 (en) 2008-05-28 2011-06-21 Kellogg Brown & Root Llc Integrated solvent deasphalting and gasification
US8252170B2 (en) 2008-06-27 2012-08-28 Exxonmobil Upstream Research Company Optimizing feed mixer performance in a paraffinic froth treatment process
US8354020B2 (en) 2008-06-27 2013-01-15 Exxonmobil Upstream Research Company Fouling reduction in a paraffinic froth treatment process by solubility control
US8262865B2 (en) 2008-06-27 2012-09-11 Exxonmobil Upstream Research Company Optimizing heavy oil recovery processes using electrostatic desalters
CA2638120C (en) 2008-07-21 2013-07-16 Syncrude Canada Ltd. Method for treating bitumen froth with high bitumen recovery and dual quality bitumen production
CA2673982A1 (en) 2008-07-28 2010-01-28 Hunton Energy Holdings, LLC Basic filtration of bitumen fines
CN102112557B (zh) 2008-07-30 2013-03-06 国际壳牌研究有限公司 柏油混合物的制备方法
US8277614B2 (en) 2008-09-29 2012-10-02 King Abdulaziz University Multi-stage flash desalination plant with feed cooler
CA2736006C (en) 2008-10-09 2014-06-17 Minli Cui Method and equipment for multistage liquefying of carbonaceous solid fuel
CA2640914C (en) 2008-10-10 2011-08-09 Northern Lights Partnership A multi-stage process for treating bitumen froth using a paraffinic diluent
CA2641294C (en) 2008-10-17 2016-02-16 Athabasca Oil Sands Corp. Low pressure recovery process for acceleration of in-situ bitumen recovery
US8709237B2 (en) 2008-10-22 2014-04-29 Total E&P Canada Ltd Process and system for recovery of asphaltene by-product in paraffinic froth treatment operations
CA2683374C (en) 2008-10-22 2013-01-15 Rtdm Enterprises, Llc Method and device for extracting liquids from a solid particle material
BRPI0914369A2 (pt) 2008-10-29 2015-10-20 Du Pont "processo para o tratamento de um fluxo de rejeitos"
US20100101980A1 (en) 2008-10-29 2010-04-29 Stauffer John E Extraction of bitumen from oil sands
US7934549B2 (en) 2008-11-03 2011-05-03 Laricina Energy Ltd. Passive heating assisted recovery methods
CA2743272C (en) 2008-11-14 2015-11-10 Etx Systems Inc. Process for upgrading heavy oil and bitumen products
CA2643893C (en) 2008-11-17 2016-01-19 Altex Energy Ltd. Dual purpose bitumen/diluent railroad tank car
CA2645267C (en) 2008-11-26 2013-04-16 Imperial Oil Resources Limited Solvent for extracting bitumen from oil sands
CA2644821C (en) 2008-11-26 2013-02-19 Imperial Oil Resources Limited A method for using native bitumen markers to improve solvent-assisted bitumen extraction
FR2940313B1 (fr) 2008-12-18 2011-10-28 Inst Francais Du Petrole Procede d'hydrocraquage incluant des reacteurs permutables avec des charges contenant 200ppm poids-2%poids d'asphaltenes
US8157003B2 (en) 2008-12-18 2012-04-17 Stillwater Energy Group, Llc Integrated carbon management system for petroleum refining
CA2647964C (en) 2008-12-19 2015-04-28 Richard A. Mcfarlane Processing of hydrocarbon feeds
US20100155304A1 (en) 2008-12-23 2010-06-24 Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented Treatment of hydrocarbons containing acids
CA2647855A1 (en) 2009-01-15 2010-07-15 Jan Kruyer Design of endless cable multiple wrap bitumen extractors
CA2649928C (en) 2009-01-15 2016-07-12 Hychem Canada Inc Improvements in and relating to separating solids and liquids
CA2650750C (en) 2009-01-23 2013-08-27 Imperial Oil Resources Limited Method and system for determining particle size distribution and filterable solids in a bitumen-containing fluid
US20100187181A1 (en) 2009-01-29 2010-07-29 Sortwell Edwin T Method for Dispersing and Aggregating Components of Mineral Slurries
CA2689684A1 (en) 2009-02-02 2010-08-02 Little Moon Ventures Ltd. Processes for treating oil sands tailings
CA2652355A1 (en) 2009-02-04 2010-08-04 Shell Canada Energy, A General Partnership Formed Under The Laws Of The Province Of Alberta Process for treating bitumen using demulsifiers
CA2653032A1 (en) 2009-02-09 2010-08-09 Guohui Li An integrated system for producing de-asphalted bitumen from oil sands
CA2653058A1 (en) 2009-02-16 2010-08-16 Jan Kruyer Dewatering oil sand fine tailings using revolving oleophilic apertured wall
US20100206772A1 (en) 2009-02-18 2010-08-19 Marathon Petroleum Company Llc Process for the fractionation of diluted bitumen for use in light sweet refinery
CA2657360A1 (en) 2009-03-06 2010-09-06 Altex Energy Ltd. Treatment of heavy oil or bitumen for pipeline using paraffin/olefin mixture of light hydrocarbons from refinery off gasses as diluent
CA2659938C (en) 2009-03-25 2016-02-16 Syncrude Canada Ltd. Silicates addition in bitumen froth treatment
CA2657801A1 (en) 2009-04-03 2010-10-03 William David Lindseth Extraction of oil from sand
WO2010115283A1 (en) 2009-04-07 2010-10-14 Jose Lourenco Extraction and upgrading of bitumen from oil sands
US8312928B2 (en) 2009-04-09 2012-11-20 General Synfuels International, Inc. Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and oil sands
CA2693879C (en) 2010-02-22 2012-09-18 Titanium Corporation Inc. A method for processing froth treatment tailings
CA2661579A1 (en) 2009-04-09 2010-10-09 Jan Kruyer Helical conduit hydrocyclone methods
CA2662346C (en) 2009-04-09 2013-04-02 Titanium Corporation Inc. Recovery of bitumen from froth treatment tailings
US8261831B2 (en) 2009-04-09 2012-09-11 General Synfuels International, Inc. Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil/tar sands
US9719022B2 (en) 2009-04-09 2017-08-01 Titanium Corporation Inc. Methods for separating a feed material derived from a process for recovering bitumen from oil sands
US20100258477A1 (en) 2009-04-13 2010-10-14 Kemira Chemicals, Inc. Compositions and processes for separation of bitumen from oil sand ores
JP4994418B2 (ja) 2009-04-20 2012-08-08 東洋エンジニアリング株式会社 油水分離方法、それを用いた水再利用方法、およびそのシステム
CA2663661C (en) 2009-04-22 2014-03-18 Richard A. Mcfarlane Processing of dehydrated and salty hydrocarbon feeds
CL2009001034A1 (es) 2009-04-30 2009-12-04 Univ Concepcion Equipo y proceso para producir bio-combustible mediante pirolisis rapida de material organico que comprende un sistema de tres reactores de lecho fluidizado en serie, reactor inferior de combustion, intermedio de pirolisis rapida y superior de precalentamiento, ademas de un sistema neumatico de recirculacion de material particulado.
CA2665704C (en) 2009-05-07 2016-06-28 Total E&P Canada Ltd. Tailings solvent recovery unit
BRPI1009066A2 (pt) 2009-05-19 2016-09-27 Weatherford Engineered Chemistry Canada Ltd aditivo anti-acreação de betume
CA2666025A1 (en) 2009-05-19 2010-11-19 Jan Kruyer Pond sludge bitumen and ultra fines agglomeration and recovery
CA2669710C (en) 2009-06-19 2016-01-05 Pat Page Sand separation vessel
MX2009007078A (es) 2009-06-29 2011-01-05 Inst Mexicano Del Petra Leo Liquidos ionicos como reductores de viscosidad en crudos pesados.
CA2708048A1 (en) 2009-07-08 2011-01-08 Linde Aktiengesellschaft Heavy oil cracking method
NO330123B1 (no) 2009-07-11 2011-02-21 Sargas As Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand
CA2672004C (en) 2009-07-14 2012-03-27 Imperial Oil Resources Limited Feed delivery system for a solid-liquid separation vessel
CA2674246C (en) 2009-07-29 2013-11-12 Vadim Donchenko Oil sands treatment system and process
CA2674660C (en) 2009-08-17 2011-01-18 Imperial Oil Resources Limited System and method for treating tailings from bitumen extraction
CA2714766C (en) 2009-09-14 2014-07-15 Syncrude Canada Ltd. Feedwell for a gravity separation vessel
PL2477707T3 (pl) 2009-09-15 2017-10-31 Suncor Energy Inc Sposób osuszania drobnoziarnistych odpadów przeróbczych
CA2678818C (en) 2009-09-15 2016-02-23 Suncor Energy Inc. Process for drying oil sand mature fine tailings
EP2477708A4 (en) 2009-09-15 2013-12-11 Suncor Energy Inc METHOD FOR FLOCCULATION AND DEHYDRATION OF FINE MOLDED RESIDUES OF OIL SANDS
CA2677479C (en) 2009-09-16 2011-05-17 Imperial Oil Resources Limited Heat and water recovery from oil sands waste streams
CA2679908A1 (en) 2009-09-23 2011-03-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Closed loop solvent extraction process for oil sands
CA2717406A1 (en) 2009-10-13 2011-04-13 University Technologies International, Inc. Extraction of bitumen from tar sands with cavitation
JP5250526B2 (ja) 2009-10-16 2013-07-31 東洋エンジニアリング株式会社 油水分離装置、油水分離システム、油水分離方法およびそれを用いた水再利用方法
CA2682109C (en) 2009-10-27 2011-01-25 Imperial Oil Resources Limited Method and system for reclaiming waste hydrocarbon from tailings using solvent sequencing
EP2493586A4 (en) 2009-10-30 2014-07-23 Suncor Energy Inc METHODS OF SEDIMENTATION AND AGRICULTURAL TREATMENT FOR DRYING FINE MOLDED BITUMINOUS SAND RESIDUES
US8123955B2 (en) 2009-11-05 2012-02-28 WesTech Engineering Inc. Method of optimizing feed concentration in a sedimentation vessel
CA2724938C (en) 2009-12-18 2017-01-24 Fluor Technologies Corporation Modular processing facility
US20110278202A1 (en) 2010-05-12 2011-11-17 Titanium Corporation, Inc. Apparatus and method for recovering a hydrocarbon diluent from tailings
CA2898486C (en) 2010-05-20 2018-04-24 William Matthew Martin Method and device for in-line injection of flocculent agent into a fluid flow of mature fine tailings
CA2704927A1 (en) 2010-05-21 2011-11-21 Imperial Oil Resources Limited Recovery of hydrocarbon from aqueous streams
CA2711136C (en) 2010-08-17 2012-05-29 Imperial Oil Resources Limited Feed delivery system for a solid-liquid separation vessel
CA2748477A1 (en) 2010-09-13 2012-03-13 Maoz Betzer Steam drive direct contact steam generation
CA2714842C (en) 2010-09-22 2012-05-29 Imperial Oil Resources Limited Controlling bitumen quality in solvent-assisted bitumen extraction
US20120145604A1 (en) 2010-12-08 2012-06-14 Wen Michael Y Solvent Assisted Water Extraction of Oil Sands
CA2729457C (en) 2011-01-27 2013-08-06 Fort Hills Energy L.P. Process for integration of paraffinic froth treatment hub and a bitumen ore mining and extraction facility
CA2730467C (en) 2011-02-01 2014-05-13 Shell Canada Energy Province Of Alberta Process for treating bitumen using demulsifiers
CA2853070C (en) 2011-02-25 2015-12-15 Fort Hills Energy L.P. Process for treating high paraffin diluted bitumen
CA2733342C (en) 2011-03-01 2016-08-02 Fort Hills Energy L.P. Process and unit for solvent recovery from solvent diluted tailings derived from bitumen froth treatment
CA2865139C (en) 2011-03-04 2015-11-17 Fort Hills Energy L.P. Process for co-directional solvent addition to bitumen froth
CA2735311C (en) 2011-03-22 2013-09-24 Fort Hills Energy L.P. Process for direct steam injection heating of oil sands bitumen froth
CA2815785C (en) 2011-04-15 2014-10-21 Fort Hills Energy L.P. Heat recovery for bitumen froth treatment plant integration with temperature circulation loop circuits
CA2738700C (en) 2011-04-28 2013-11-19 Fort Hills Energy L.P. Tsru with inlet spray system configurations for distribution of solvent diluted tailings
CA2857700C (en) 2011-05-04 2015-07-07 Fort Hills Energy L.P. Process for enhanced turndown in a bitumen froth treatment operation
CA2740935C (en) 2011-05-18 2013-12-31 Fort Hills Energy L.P. Enhanced temperature control of bitumen froth treatment process
CA2740823C (en) 2011-05-20 2015-08-25 Fort Hills Energy L.P. Heat and water integration process for an oil sand operation with direct steam injection of warm thickener overflow

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4648964A (en) * 1985-08-30 1987-03-10 Resource Technology Associates Separation of hydrocarbons from tar sands froth
US5233148A (en) * 1990-11-29 1993-08-03 Mitsubishi Denki K.K. Electrical discharge machine with machining gap voltage control
US7152851B2 (en) * 2005-02-04 2006-12-26 Hydro-Thermal Corporation Steam injection heater with dual-sealing assembly

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102618021B1 (ko) * 2023-06-12 2023-12-27 주식회사 에이치엔티 수막이 형성된 하이드로사이클론 타입의 디센더
KR102618017B1 (ko) * 2023-06-12 2023-12-27 주식회사 에이치엔티 고체분리 시스템

Also Published As

Publication number Publication date
KR101589696B1 (ko) 2016-01-29
US20140011147A1 (en) 2014-01-09
CA2735311A1 (en) 2012-09-22
US9791170B2 (en) 2017-10-17
CA2735311C (en) 2013-09-24
WO2012126113A1 (en) 2012-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR101589696B1 (ko) 오일 샌드 역청 포말 스트림을 가열하는 시스템
CA2848254C (en) Recovery of solvent from diluted tailings by feeding a desegregated flow to nozzles
CN108291158B (zh) 用于升级基于石油的组合物同时减少堵塞的超临界水工艺
US20110240524A1 (en) method and apparatus for breaking an emulsion
US9795900B2 (en) Process and apparatus for in-line degassing of a heterogeneous fluid using acoustic energy
US11873454B2 (en) Crude hydrocarbon fluids demulsification system
US10386018B2 (en) Processing of oil by steam addition
US20190031963A1 (en) Integrated system for bitumen partial upgrading
JP6303796B2 (ja) 貯留槽内低温液体の混合方法及び装置
US20200368638A1 (en) System and method for separating components from high pressure co2
RU2594740C2 (ru) Устройство для обработки эмульсии сырой нефти и способ работы такого устройства
US10125590B1 (en) Processing of oil by steam addition
US20190153839A1 (en) Processing of oil by steam addition
EP3181660A1 (en) An integrated method for bitumen partial upgrading
JP6136971B2 (ja) 貯留槽内低温液体の混合方法及び装置
NO335391B1 (no) Bruk av brønnstrøms varmeveksler for strømningssikring
US20140230756A1 (en) Hydrodynamics to limit boiler fouling
CA3175229A1 (en) Integrated bitument and produced water steam generation

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant
FPAY Annual fee payment

Payment date: 20190123

Year of fee payment: 4

FPAY Annual fee payment

Payment date: 20200117

Year of fee payment: 5