NO176170B - Fremgangsmåte ved fjerning av vannlöselige organiske materialer fra oljeprosessvann - Google Patents
Fremgangsmåte ved fjerning av vannlöselige organiske materialer fra oljeprosessvann Download PDFInfo
- Publication number
- NO176170B NO176170B NO885038A NO885038A NO176170B NO 176170 B NO176170 B NO 176170B NO 885038 A NO885038 A NO 885038A NO 885038 A NO885038 A NO 885038A NO 176170 B NO176170 B NO 176170B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- oil
- organic materials
- soluble organic
- acid
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 95
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 43
- 239000011368 organic material Substances 0.000 title claims description 40
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 87
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 34
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 20
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 17
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 9
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- -1 carboxylate anions Chemical class 0.000 claims description 7
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 7
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 17
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 15
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 13
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 12
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 10
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 125000005609 naphthenate group Chemical group 0.000 description 3
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- YVHAIVPPUIZFBA-UHFFFAOYSA-N Cyclopentylacetic acid Chemical compound OC(=O)CC1CCCC1 YVHAIVPPUIZFBA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000005608 naphthenic acid group Chemical group 0.000 description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 2
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 2
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- QMEFPIBTLFSTTD-BDAKNGLRSA-N 2-[(1s,6r)-2,2,6-trimethylcyclohexyl]acetic acid Chemical compound C[C@@H]1CCCC(C)(C)[C@H]1CC(O)=O QMEFPIBTLFSTTD-BDAKNGLRSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004908 Emulsion polymer Substances 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 125000002723 alicyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229940037003 alum Drugs 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L barium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ba+2] WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001626 barium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- DKVNPHBNOWQYFE-UHFFFAOYSA-N carbamodithioic acid Chemical compound NC(S)=S DKVNPHBNOWQYFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000009300 dissolved air flotation Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000012990 dithiocarbamate Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009289 induced gas flotation Methods 0.000 description 1
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010979 pH adjustment Methods 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000029219 regulation of pH Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000012258 stirred mixture Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/0205—Separation of non-miscible liquids by gas bubbles or moving solids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/04—Breaking emulsions
- B01D17/047—Breaking emulsions with separation aids
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S210/00—Liquid purification or separation
- Y10S210/902—Materials removed
- Y10S210/908—Organic
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
- Removal Of Specific Substances (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for fjerning av vannløselige organiske materialer, som kan omfatte petroleumkarboksylat-anioner, fra olje-prosessvann som kan være vann som fjernes fra en oljebrønn sammen med råoljen eller vann som anvendes for ekstraksjon av korrosive uorganiske forbindelser fra brenselolje for å gjøre brenseloljen egnet for forbrenning i gassturbinkraftanlegg. Fremgangsmåten omfatter de i krav 1
angitte trinn.
Ved fjerning av råolje eller produksjonsfluid fra jord-formas joner fjernes det svært ofte betydelige mengder vann sammen med oljen. I Midtøsten kan produksjonsfluidet være praktisk talt ren olje. Det er imidlertid ikke uvanlig at oljebrønnproduksjonsfluider består av 90% eller mer av vann og bare 10% eller mindre av råolje. Slikt vann omtales som adhe-sjonsvann eller formasjonsvann (engelsk: connate water) og dannes sammen med oljen. Ett av de første trinn etter fjerning av oljebrønnproduksjonsfluidet er å skille oljen fra vannet ved faseseparasjonsteknikker. Separasjonen utføres konvensjonelt ved anvendelse av en masseseparator eller et fritt vann-utskillelsessystem (engelsk: free water knock out system) . Praktisk talt alt hydrokarbonet gjenvinnes passende på denne måte. Dessverre er visse organiske forbindelser såvel som uorganiske salter og syrer, løselige i vann, og bare fase-separas jon vil ikke fjerne de vannløselige forbindelser fra den vandige fase. Vannløselige organiske materialer innbefatter blant annet visse naftenater, fenoler, lavere fettsyrer o.s.v. Vannløselige uorganiske salter innbefatter natriumklorid, natriumsulfat, kalsiumklorid, bariumklorid o.s.v. Skjønt mengden av vannløselige organiske materialer kan være forholdsvis liten, opp til 1 ppm (deler pr. million), gir de ikke desto mindre opphav til miljøproblemer, når den vandige fase tømmes ut i omgivelsene uten fjerning av de vannløselige organiske
materialer. Videre kan de vannløselige organiske materialer være verdifulle substanser. For å oppfylle de någjeldende
strenge miljømessige standarder, trenges det en fremgangsmåte til å redusere nivået av de vannløselige organiske materialer i de uttømte strømmer til 50 ppm eller mindre. Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer eii enkel økonomisk fremgangsmåte for oppfyllelse av dette formål. Skjønt kjente fremgangsmåter
kan redusere innholdet av vannløselige organiske materialer til det ønskede lave nivå, er de forholdsvis komplekse og/eller kostbare sammenliknet med fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse. Man kunne for eksempel skille vannet og de vannløselige organiske materialer ved destilla-sjon eller anvendelse av biologiske behandlingsdammer.
Anvendelsen av visse petroleumbrenseloljer for spesifikke formål fordrer at slike oljer behandles for fjerning av uønskede korrosive forurensninger fra dem. For eksempel må brenseloljer anvendt i de nyere, høyeffektive gassturbin-kraftverk oppfylle visse strenge krav når det gjelder tilstedeværelse av uorganiske forurensninger i oljen. Tilstedeværelse av natriumklorid og andre liknende uorganiske salter gjør oljen uegnet som brennstoff for anvendelse i gassturbin-kraftverk. For forbedring av brenselolje slik at den er tilfredsstillende for anvendelse i turbinene, bearbeides brenseloljen vanligvis under anvendelse av en elektrostatisk flertrinns-avsaltingsinnretning. Ved slik drift utføres det hovedsakelig fullstendig fjerning av vannløselige uorganiske salter fra brenselolje ved en motstrøms-vannvaskingsprosess hvor det anvendes en høy elektrostatisk gradient for å bryte den midlertidige vann-i-olje-emulsjon. Selektive spesia-liserte kjemiske demulgeringsmidler anvendes normalt ved slike saltfjerningsfremgangsmåter. Mens fremgangsmåten fjerner de uorganiske salter fra brenseloljen, fjerner dessverre vaskevannet de vannløselige organiske materialer fra brenseloljen. I betraktning av strenge miljømessige standarder er det av stor betydning å fjerne disse vann-løselige organiske materialer som er tilstede i vaskevannet ved fjerningsprosessene for uorganiske salter for å gjøre brennstoffet tilfredsstillende for brenning i turbiner.
Oppfinnelsen er rettet mot en enkel, likefrem fremgangsmåte for fjerning av vannløselige organiske materialer fra oljebrønnproduksjonsfluider såvel som fra vandige strømmer som anvendes for å gjøre brenselolje tilfredsstillende for anvendelse som brennstoff for gassturbin-kraftverk, ved fjerning av uorganiske salter fra disse.
US-"reissue"-patent 29 908 beskriver gjenvinning av oljeavfall i vann ved anvendelse av en demulgerings-flokkule-rings-separasjonsfremgangsmåte hvor det anvendes en kombina-sjons-syre-alun-behandling. Denne fremgangsmåte har ingen effekt ved fjerning av vannløselige oljer.
US-patent 3 687 845 beskriver fjerning av trampoljer fra olje-i-vann-emulsjoner ved tilsetning av en vannløselig anionisk polymer med høy molekylvekt og varmebehandling av emulsjonene slik at oljene flyter sammen og flyter til væskens overflate. Vannløselige oljer er upåvirket av denne behandling.
US-patent 3 707 464 beskriver tilsetning av etsalkali eller syre for justering av væskens pH til ca. 8,0 for akselerering av gravitasjons-separasjon av oljer og fast-stoffer og anvendelse av forhøyede temperaturer for akselerering av separasjonsprosessen. Vannløselige organiske materialer i oppløsningen vil snarere stabiliseres enn fjernes ved denne behandling.
US-patent 4 035 289 beskriver anvendelse av mikro-organismer for reduksjon av tilstedeværelsen av organisk materiale i mineralolje-borefluider. Dette er et eksempel på de langsomme, kostbare kjente fremgangsmåter som innebærer biologiske behandlinger eller anvendelse av absorpsjons-midler, såsom trekull og/eller ionebytterharpikser.
I henhold til den foreliggende oppfinnelse er det til-veiebrakt en fremgangsmåte for fjerning av vannløselige organiske materialer, som kan omfatte petroleumkarboksylat-anioner, fra olje-prosessvann som kan være vann som fjernes fra en oljebrønn sammen med råoljen eller vann som anvendes for ekstraksjon av korrosive uorganiske forbindelser fra . brenselolje for å gjøre brenseloljen egnet for forbrenning i gassturbinkraftanlegg eller bearbeidelse i annet utstyr hvor tilstedeværelse av de uorganiske salter er uønsket. Oljeprosessvannet som den foreliggende oppfinnelse kan brukes for, kan inneholde en liten mengde, f.eks. 100-1000 ppm eller mer, oppløste organiske petroleummaterialer. Først justeres pH i oljeprosessvannet til området fra 2 til 6, fortrinnsvis området 3-5, ved inkorporering av en sterk syre, for eksempel saltsyre eller svovelsyre. Andre sterke syrer, enten
organiske eller uorganiske, kan anvendes. pH-justeringen kan gjøres for en passende olje/vann-blanding eller en tidligere
surgjort vandig strøm. Deretter bringes oljeprosessvannet i intim kontakt med olje under eller etter pH-reguleringen, med det resultat at innholdet av vannløselige organiske materialer i oljeprosessvannet reduseres betydelig ved at de overføres fra vannet til oljen. Til slutt skilles oljen fra olj eprosessvannet.
Ved utøvelsen av den foreliggende oppfinnelse kan man med fordel gjenvinne betydelige mengder verdifullt materiale og unngå eller minimalisere behovet for å forbedre olje-prosessvann før uttømming til omgivelsene ved anvendelse av avfallsbehandlings-fremgangsmåter med høye omkostninger.
For eksempel kan en operatør typisk behandle 143 x IO<6 >liter (900 000 barrels) vann pr. dag i forbindelse med dets råoljeproduksjon. Vannet som på denne måte er gjort til-gjengelig for en tredje vannbehandling, inneholder 1 000 ppm fri olje pluss vannløselig olje. Fordeling mellom disse to oljeformer kan være 50/50. Ved slik drift bæres derfor 143 000 liter vannløselige organiske materialer med som en meget liten tilstedeværende bestanddel i det enorme vannvolum som behandles.
Ca. 71500 liter (450 barrels) av den frie olje pr. dag som er tilstede som en fortynnet dispersjon av fine olje-dråper, kan fjernes fra denne strøm ved etablerte fremgangsmåter, innbefattende anvendelse av bevirket luftfIotasjon med eller uten demulgeringsmidler og flokkuleringsmidler. Således kan 71 500 liter verdifull olje gjenvinnes rutine-messig. Imidlertid forblir ytterligere 71 500 liter (450 barrels) vannløselige organiske materialer pr. dag med om-trent lik verdi oppløst i vannet, som kan injiseres på nytt i borehullet. Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en formålstjenlig fremgangsmåte for gjenvinning også av den vannløselige olje. Dessuten kan den foreliggende oppfinnelse med fordel anvendes ved bearbeidelsen på stedet av visse petroleumsprodukter som brennstoff.
Ofte kan operatøren bli kvitt det forurensede vann som inneholder løselige organiske materialer ved gjen-injeksjon.
I andre tilfeller hvor denne mulighet ikke finnes, vil mangel på en praktisk fremgangsmåte for fjerning av den vannløselige organiske bestanddel frembringe en annen enda større straff - ut fra miljøbestemmelser. For fjerning av den vannløselige organiske betanddel i det forurensede vann for å muliggjøre fjerning av det i strømmer eller i vann, kan langsom bio-logisk siling i en serie av behandlingsdammer, med følgende høye omkostninger, være operatørens eneste mulighet. Fig. 1 er et skjematisk blokkdiagram som viser en apparatur for utførelse av den foreliggende oppfinnelse med en olje/vannstrøm, hvor en mineralsyre innføres for tilveiebringelse av overføring av vannløselig olje i oljefasen. Et luftfIotasjonssystem (AFS) anvendes for fjerning av mindre partikler av uløselig olje. Fig. 2 er et skjematisk blokkdiagram som viser en annen apparatur for utførelse av den foreliggende oppfinnelse med en olje/vann-produksjonsstrøm på kontinuerlig måte. Fig. 3 er et skjematisk blokkdiagram som viser enda en annen apparatur for utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor surgjort vaskevann renner motstrøms til oljestrømmen i en elektrostatisk brenselolje-avsaltnings-anordning. Ved drift holdes den løselige olje tilbake av den avsaltede brenselolje, og avløpsvannet har en redusert mengde av vannløselig olje.
Det er vanlig å betegne de vannløselige organiske materialer som finnes i, og gjenvinnes fra, petroleum generelt som "petroleumsyrer" og mer spesifikt som "naftensyrer". Kjemisk er petroleumsyrene hovedsakelig monokarboksylsyrer som er beslektet med naftenserien (alisykliske) av hydrokarboner. Imidlertid er andre sure petroleumssubstanser innbefattet. For eksempel kan substituerte fenoler, mer-kaptaner, langkjedede ketoner o.s.v. funksjonere som petroleumsyrer når det gjelder denne fremgangsmåte. Petroleumsyrer er naturlige bestanddeler i råolje og dannes ikke ved raffinering. En typisk formel for syrene kan skrives som R(CH2)nCOOH, hvor R kan være en syklisk del som består av 1, 2, 3 eller flere ringer innbefattende slike syrer som cyklopentaneddiksyre og trans-2,2,6-trimetyl-cyklo-heksyleddiksyre og n er vanligvis 1 eller høyere. Aromatiske ringer, mettede ringer og kondenserte ringer er normalt tilstede. Det er funnet at så mange som 12 0 eller flere forskjellige petroleumsyrer kan være tilstede i en gitt råolje. De fleste er egnet i alle forhold i hydrokarboner, men de fleste syrer i serien har bare liten løselighet i vann. Som deres natriumsalter eller andre alkalimetallsalter er imidlertid disse naftenater fortrinnsvis vannløselige. Det er disse vannløselige organiske materialer den foreliggende oppfinnelse dreier seg om. Det må være klart at ved det pH som finnes i de naturlig forekommende vandige blandinger, kan syrene eksistere som anioner i forbindelse med mot-ioner av natrium, kalsium o.s.v. For eksempel kan naftensyrer anses å være tilstede som naftenatsalter. Ofte er derfor petroleumsyrer i den vandige fase i oljeproduksjonsfluider i anionisk form og kan riktigere betegnes som petroleumkarboksylat-salter, fenater og andre salter.
Mens fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse er beskrevet i korthet og generelt, henvises det nå til tegningene som skjematisk illustrerer spesifikke utførelses-former av den foreliggende oppfinnelse. Under henvisning til prosessdiagrammet på Fig. 1, skal det bemerkes at under drift beveges oljeproduksjonsfluid fra en egnet kilde gjennom ledningsrør 1 inn i en tank 2 som er utstyrt med en røre-anordning 3. En vandig oppløsning av sterk syre, fortrinnsvis en sterk mineralsyre, tilsettes også i tanken gjennom ledningsrør 4 før, etter eller under pumpingen av oljeproduk-sjons-tilførselsesstrømmen inn i tank 2. Hydrokarbonet, f.eks. et brennstoff, og syren kan blandes før det kommer inn i tanken, hvis ønskelig. Mengden av syre valgt for tilsetning er tilstrekkelig til å senke pH i innholdet i tanken eller strømningsproduksjonsledningen til 2-6. Når tanken er passende fylt, roteres røreren ved hjelp av en motor 5 eller andre drivanordninger ved forholdsvis lav skjærkraft under tilveiebringelse av intim kontakt mellom de to faser uten at det gir opphav til noen betydelig^emulgering av oljefasen og væskefasen. Kjemiske olje-i-vann-demulgeringsmidler og/eller spesielle flokkuleringsmidler kan, hvis nød-vendig, tilsettes atskilt eller sammen med utgangsmateriale-eller syreoppløsningen. Hvis høyskjærkrafts-betingelser unn-gås, vil det vanligvis ikke være nødvendig med noe kjemisk demulgeringsmiddel.
Deretter stoppes røreren og den vandige fase får atskilles ved tyngdekraften fra oljefasen. Den fraskilte olje som inneholder petroleumkarboksylatsaltene o.s.v. som er tatt opp fra den vandige fase, fjernes fra tank 2 gjennom et ledningsrør 6.
Den vandige fase overføres fra tank 2 gjennom et ledningsrør 7 til et luftfIotasjonssystem (AFS) generelt angitt ved henvisningstall 8 med konvensjonell konstruksjon for ytterligere separasjon av oljen fra vannet, hvis nød-vendig. Andre fIotasjonssystemer, såsom oppløst-luftfIotasjon, kan likeledes anvendes for separasjon av olje fra vannet. Følgelig er ikke oppfinnelsen begrenset til anvendelsen av noen spesiell separasjonsteknikk. En gass såsom luft, eller mer foretrukket oljefeltgass, d.v.s. metan, etan o.s.v. opprettholdes i hulrommet 9 i beholderen 10. En rører 11 med passende skovl som drives av motor 12, roteres under dannelse av en virvelbevegelse 13 hvorved gassen blandes med væske i beholderen 10. Etter hvert som gassen drives inn i væsken, frembringer gassen de ørsmå oljepartikler som kan blandes i væsken under oppflyting til toppen av beholderen 10. En porøs sikt 14 omgir røreren og hjelper på den gass-frembrakte fIotasjon av oljepartiklene. Oljen skummes av og fjernes fra systemet gjennom ledningsrør 15. En delvis re-sirkulering av vannet kan utføres ved at en del av vannet ledes bort gjennom resirkuleringsledning 16, hvis nødvendig. Vannet, hvis petroleumsyreinnhold er blitt vesentlig redusert, uttas fra ledningsrør 17. Vannet har et lavt nivå av vannløselige organiske materialer, nemlig 50 ppm eller mindre.
Et standard-luftfIotasjonssystem omfatter i alminnelig-het et stort antall indusert-gass-fIotasjonskamre, anordnet i serie og/eller parallelt, i stedet for ett som illustrert i aet foreliggende. Hvert kammer kan anvende en vertikalt rettet roterende drivenhet for dispergering av luft eller annen gass inn i den vandige strøm ved hjelp av virvel-dannelse og justerbare porter for avskumming av oljen. En uttakscelle (ikke vist) kan inkorporeres for tilveiebringelse av en stillestående sone for sluttseparasjon av innblandet gass og eventuelle partikkelformige materialer.
Et konvensjonelt AFS-system innbefatter derfor anordninger for innblanding av en egnet gass i prosessvannet, anordninger for blanding'av væsken og gassen, og resirkula-sjonssløyfer. Ofte er flere trinn av slikt utstyr tilveie-brakt i serie for mer fullstendig å skille fri olje fra vannet. Under vanlige forhold ville slikt utstyr selv ved optimal drift slippe ut en avløpsstrøm hvorfra hovedsakelig ingen av de vannløselige organiske materialer var blitt fjernet. Ved utøvelse av den foreliggende oppfinnelse vil avløpsvannet være nesten fritt for både vannløselig olje og vannuløselig olje.
Under henvisning til Fig. 2 hvor det anvendes et kontinuerlig system for fjerning og gjenvinning av vannløselige organiske materialer, bringes oljeproduksjonsfluid eller - utgangsmateriale fra en egnet kilde inn i tank 20 gjennom et ledningsrør 21, og en vandig oppløsning av en sterk syre, fortrinnsvis en sterk mineralsyre, bringes inn i tank 19 gjennom et ledningsrør 21 for senkning av pH til det ønskede område 2-6. Utgangsmaterialstrømmen kommer inn i tanken gjennom ledningsrør 20 og støter mot en avbøyningsplate 23. Dette resulterer i en intim men lav skjærkraftblanding av de to utgangsmaterialstrømmer under slike betingelser at emulgeringen ikke blir noe vesentlig problem. Oljefasen beveges gjennom et ledningsrør 24 inn i en tank 25. Den vandige fase fjernes fra tank 2 0 og pumpes gjennom et ledningsrør 26 og tømmes i oljefasen i tank 25 i form av smådråper eller som ørsmå partikler. Smådråpene beveges gjennom oljefasen og avsettes i den vandige fase i bunnen av tank 25. Etter hvert som smådråpene beveges gjennom oljefasen, ekstraheres de vannløselige organiske materialer fra den vandige fase og tas opp av oljefasen.
Oljefasen i tank 25 beveger seg gjennom et ledningsrør 27 inn i en tank 28. Den vandige fase fjernes fra bunnen av tank 25 og pumpes gjennom et ledningsrør 29 og tømmes i oljefasen i tank 28 i form av smådråper eller som ørsmå partikler. Smådråpene beveger seg gjennom oljefasen og inn i den vandige fase i bunnen av tank 28. Etter hvert som smådråpene beveger seg gjennom oljefasen, ekstraheres igjen de vann-løselige organiske materialer fra syrefasen og tas opp av oljefasen. Oljefasen går ut av systemet gjennom et lednings-rør 31, og den vandige fase går ut av systemet gjennom et ledningsrør 32. Hvis nødvendig kan ytterligere ekstraksjons-tanker inkorporeres i serie i systemet for ytterligere reduksjon av mengden av vannløselige organiske materialer i den vandige fase.
Under henvisning til Fig. 3 ledes brenselolje med et innhold av uorganiske salter som er for høyt til å oppfylle kravene om passende brenning i høyeffektivitetsanlegg for generering av elektrisk kraft, kontinuerlig via en ledning 3 3 inn i en første elektrostatisk brenseloljevaskeenhet 34. Vann av tilfredsstillende kvalitet ledes kontinuerlig til en andre elektrostatisk brenselvaskeenhet 35 via en ledning 36. Vaskevannet fra enhet 35 ledes til enhet 34 via en ledning 37. En vandig oppløsning av en sterk syre, fortrinnsvis en sterk mineralsyre, injiseres kontinuerlig inn i ledning 36 via en ledning 38 i mengder som er tilstrekkelige til å senke pH i vaskevannet til 6 eller lavere. I enheter 34 og 35 opprettholdes det en høyspennings-, lavampere-gradient mellom elektrodene 40 under drift. Skjønt det ikke er spesifikt beskrevet, kan systemet forsynes med en injeksjonsinnretning som regulerer mengden av syre som injiseres i vaskevannet automatisk som svar på den bestemte strømningshastighet og pH i vaskevannet.
Oljen som vaskes i enhet 34, ledes via en ledning 41 til toppseksjonen på enhet 35, hvor de vannløselige organiske materialer i vaskevannet overføres fullstendig eller delvis tilbake til brenseloljen. Oljemengden i ekstraksjonsenheten bør normalt være minst 5% av den totale mengde væske i enheten. Den vaskede brenselolje som inneholder de vann-løselige organiske materialer, føres til en brenner eller for ytterligere bearbeidelse via en ledning 42. Vaskevannet som de vannløselige organiske materialer er blitt fjernet fra, føres via en ledning 4 3 til et punkt for videre bearbeidelse eller for uttømming fra systemet.
De følgende eksempler beskriver forskjellige utførelses-former for oppfinnelsen. Dersom ikke annet er angitt, er alle prosentandeler i det foreliggende på vektprosent-basis.
Eksempel 1
Produksjonsoljebrønnfluid med en temperatur på 54°C fra et oljefelt i California, ble analysert og funnet å bestå av ca. 90% vann og 10% råolje. Vannet hadde en pH på 7,0 og ble analysert og funnet å inneholde 480 ppm (deler pr. million) vannløselige organiske materialer. Ved dette nivå av organisk materiale anses vannet for å være utilfredsstillende for tilbakeføring til omgivelsene. 18,9 liter av produksjonsoljebrønnfluidet ble anbrakt i en første beholder med passende størrelse forsynt med en delt-skive-rører, og beholderen ble anbrakt i et varmebad for opprettholdelse av temperaturen på 54°C. Til den omrørte blanding ble det tilsatt 15 ml 15% saltsyreoppløsning, som senket pH i blandingen til 3,0. Det ble også tilsatt et ditiokarbamat-demulgeringsmiddel (et fritt-vann-utskillelseskjemikalie) i en mengde på 10 ppm for å hjelpe på atskillelse av fasene. Under forholdsvis lave skjærkraftbetingelser ble blandingen omrørt i 30 minutter ved en hastighet på 300 rpm (omdreininger pr. minutt).
Omrøringen ble stoppet og lagdelingen av oljen og vannet ble bevirket ved tyngdekraften ved masseseparasjon. Vannet ble dekantert fra den første beholder og pumpet inn i en AFS-enhet. I ASF-enheten ble det tilsatt en kationisk invers emulsjonspolymer med høy molekylvekt for tilveiebringelse av en konsentrasjon på 3 ppm av polymeren i vannet. Vannet ble bearbeidet under anvendelse av en konvensjonell AFS-fremgangsmåte som gjør at oljen flyter til overflaten og skummes deretter av som beskrevet ovenfor. Vann ble fjernet fra AFS-enheten og ble analysert ved en infrarød fremgangsmåte med hensyn til total mengde vannløselige organiske materialer og olje. Det ble funnet at det behandlede vann bare inneholdt 50 ppm vannløselige organiske materialer og fri olje og ble ansett for å være egnet for uttømming til omgivelsene.
Eksempel 2
Eksempel 1 ble gjentatt, bortsett fra at i dette eksempel ble oljebrønnfluid fra det samme oljefelt, men som inneholdt 2 0% olje, omrørt i 2 0 minutter ved en hastighet på 245 rpm. Tretten ml 37% saltsyre ble anvendt. Vannets pH ble målt etter tilsetning av syren og ble funnet å være 4,2. Det ble bestemt at den behandlede olje bare inneholdt 41 ppm av vannløselige organiske materialer og fri olje. Til-førselsfluidets temperatur var 61°C, som ble opprettholdt gjennom hele behandlingen.
Eksempel 3
I dette eksempel ble Eksempel 1 gjentatt, bortsett fra at produksjonsoljefelt-brønnfluidet fra det samme oljefelt som inneholdt 10% olje, ble omrørt i 10 minutter ved en hastighet på 245 rpm. Tolv ml konsentrert svovelsyre ble anvendt. Vannets pH ble målt til 2,5. Det ble funnet at det behandlede vann inneholdt bare 52 ppm vannløselige organiske materialer og fri olje. Utgangsmaterialstrømmens temperatur var 63°C, som ble holdt gjennom hele behandlingen.
Eksempel 4
I dette eksempel ble Eksempel 1 gjentatt, bortsett fra at det ikke ble anvendt noen syre. Det ble funnet at vannet før og etter behandling inneholdt praktisk talt det samme høye nivå av vannløselige organiske materialer. Med andre ord ble hovedsakelig ingen av de vannløselige organiske materialer som opprinnelig var oppløst i den vandige fase, overført til oljefasen slik som det skjedde i de andre eksempler hvor det ble anvendt lavere pH-verdier. Det ble således ikke oppnådd noen forbedring av vannet slik som i eksemplene utført i henhold til den foreliggende oppfinnelse.
Eksempel 5
I dette eksempel ble det anvendt den vandige strøm fra en gassturbinbrennstoff-vaskeenhet som var anbrakt i et kraftverk i den sydøstre del av U.S.A. Enheten var spesielt utformet utstyr for brennstoffvasking for fjerning av uorganiske salter, spesielt natriumklorid, for å gjøre brennstoff tilfredsstillende for brenning i kraftdannende turbiner, og hadde evnen til hovedsakelig fullstendig fjerning av vannløselige uorganiske salter fra turbin-brennstoff nr. 6 som strømmer med 1968 liter pr. minutt ved en motstrøms-vannvaskingsfremgangsmåte hvor det anvendes en høy elektrostatisk gradient for å bryte den midlertidige vann-i-olje-emulsjon. Skjønt det behandlede brennstoff ble forbedret ved at dets alkalimetall og jordalkalimetall ble betydelig redusert, var mengden av petroleumkarboksylater oppløst i vaskevannet for høyt til å tilfredsstille etablerte vannuttømmingsstandarder. Det ble injisert tilstrekkelig svovelsyreoppløsning i en strøm av brennstoffvaskevannet som var i bevegelse, til at vaskevannets pH ble senket fra 8,35 til området 4,5-6,0. Det surgjorte vaskevann var i motstrøm i forhold til strømmen av den innkommende råbrenselolje. Det ble observert at den totale mengde oppløste organiske materialer i utløpsvannet var større enn 100 ppm i gjennom-snitt før surgjøringen av det innkommende vaskevannet hadde startet, men var mindre enn gjennomsnittlig ca. 5 ppm etter at surgjøringsprosessen var satt i gang. Mengden av svovelsyre som ble injisert i det strømmende brennstoffvaskevannet, ble redusert for å senke dets pH til ca. 4,5. Ved denne pH og ved pH-verdier på opp til 6,0, minket nivået av vann-løselige organiske materialer i utløpsstrømbrennstoff-vaskevannet til mindre enn 10 ppm. Når svovelsyreinjeksjonen hadde opphørt, ble det observert at nivået av vannløselige organiske materialer i brennstoff-vaskevannet gikk tilbake til det tidligere høyere nivå som oversteg 100 ppm.
Claims (5)
1. Fremgangsmåte for fjerning av vannløselige organiske materialer, som kan omfatte petroleumkarboksylat-anioner, fra oljeprosessvann som kan være vann som fjernes fra en olje-brønn sammen med råoljen eller vann som anvendes for ekstraksjon av korrosive uorganiske forbindelser fra brenselolje for å gjøre brenseloljen egnet for forbrenning i gassturbinkraftanlegg,
karakterisert ved at den omfatter trinnene a) en sterk syre innføres i vannet for justering av pH i vannet til innenfor området 2-6, b) deretter eller samtidig sørges det for intim kontakt mellom det surgjorte vann og olje med det resultat at innholdet av vannløselige organiske materialer i vannet reduseres vesentlig ved at de overføres fra vannet til oljen, og c) oljen og vannet atskilles.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det som syre anvendes en sterk mineralsyre.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at det anvendes pH innenfor området 3-6.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at det som sterk mineralsyre anvendes saltsyre.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at det som sterk mineralsyre anvendes svovelsyre.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07143438 US4818410B1 (en) | 1988-01-14 | 1988-01-14 | Method of removing water soluble organics from oil process water |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO885038D0 NO885038D0 (no) | 1988-11-11 |
| NO885038L NO885038L (no) | 1989-07-17 |
| NO176170B true NO176170B (no) | 1994-11-07 |
| NO176170C NO176170C (no) | 1995-02-15 |
Family
ID=22504081
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO885038A NO176170C (no) | 1988-01-14 | 1988-11-11 | Fremgangsmåte ved fjerning av vannlöselige organiske materialer fra oljeprosessvann |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4818410B1 (no) |
| CA (1) | CA1330462C (no) |
| GB (1) | GB2214503B (no) |
| NO (1) | NO176170C (no) |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5354477A (en) * | 1992-04-07 | 1994-10-11 | Champion Technologies | Low molecular weight amines and amine quaternaries for the removal of soluble organics in oil field produced water |
| US5853592A (en) * | 1992-09-03 | 1998-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Method of removing water soluble organics from oil process water with an organic acid and a mineral acid having a plurality of pKa's |
| US5364532A (en) * | 1992-09-03 | 1994-11-15 | Petrolite Corporation | Method of removing water soluble organics from oil process water |
| US5637223A (en) * | 1992-09-03 | 1997-06-10 | Petrolite Corporation | Method of removing water soluble organics from oil process water |
| DK0590769T3 (da) * | 1992-09-30 | 1999-01-18 | Baker Hughes Inc | Fremgangsmåde til fjernelse af vandopløselige organiske materialer fra olieprocesvand |
| US5395536A (en) * | 1993-05-07 | 1995-03-07 | Baker Hughes, Inc. | Wastewater organic acid removal process |
| US5433863A (en) * | 1993-11-17 | 1995-07-18 | Nalco Chemical Company | Method for clarifying wastewater containing surfactants |
| US5614476A (en) * | 1994-12-21 | 1997-03-25 | Entek Corporation | Method for reducing the crystallization temperature of a carbon disulfide precursor-containing solution and resulting compositions |
| US5593955A (en) * | 1994-12-21 | 1997-01-14 | Entek Corporation | Method for reducing the pour point of an oil and compositions for use therein |
| US5804078A (en) * | 1996-03-14 | 1998-09-08 | Texaco Inc. | Method of removing water soluble organics from oil process water |
| US6132619A (en) * | 1996-12-05 | 2000-10-17 | Bj Services Company | Resolution of sludge/emulsion formed by acidizing wells |
| US6491824B1 (en) | 1996-12-05 | 2002-12-10 | Bj Services Company | Method for processing returns from oil and gas wells that have been treated with introduced fluids |
| US6077976A (en) * | 1998-12-17 | 2000-06-20 | Basf Corporation | Process for recovery of aminoalcohols from aqueous solutions containing inorganic salts |
| US6113790A (en) * | 1998-12-18 | 2000-09-05 | Basf Corporation | Process for removing water-soluble organics from waste streams |
| US6159379A (en) * | 1999-05-04 | 2000-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Organic ammonium salts for the removal of water soluble organics in produced water |
| US6695968B2 (en) * | 2001-09-10 | 2004-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Removal of water solubilized organics |
| US7497943B2 (en) * | 2002-08-30 | 2009-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Additives to enhance metal and amine removal in refinery desalting processes |
| US8425765B2 (en) | 2002-08-30 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Method of injecting solid organic acids into crude oil |
| US7416661B2 (en) * | 2005-04-01 | 2008-08-26 | Petreco International Inc. | Mechanical flotation device for reduction of oil, alkalinity and undesirable gases |
| US8173016B2 (en) | 2005-04-01 | 2012-05-08 | Cameron International Corporation | Mechanical flotation device for reduction of oil, alkalinity and undesirable gases |
| US7520993B1 (en) * | 2007-12-06 | 2009-04-21 | Water & Power Technologies, Inc. | Water treatment process for oilfield produced water |
| US7947182B2 (en) * | 2008-08-29 | 2011-05-24 | Conocophillips Company | Naphthenic acid removal process |
| US20110000861A1 (en) * | 2009-07-06 | 2011-01-06 | Bear Creek Services, LLC. | Portable and Scalable Water Reclamation System and Method |
| US9790438B2 (en) | 2009-09-21 | 2017-10-17 | Ecolab Usa Inc. | Method for removing metals and amines from crude oil |
| WO2014150911A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Gpm Pumping Services Llc Dba Gpm Environmental Services | Potable water substantially free of trihalomethanes |
| US9718712B2 (en) * | 2013-07-12 | 2017-08-01 | Uop Llc | Methods and systems for treating caustic materials |
| EP3207971B1 (en) * | 2016-02-18 | 2020-03-25 | Alfa Laval Corporate AB | Method and system for cleaning oily waste |
| US10968402B1 (en) | 2019-10-08 | 2021-04-06 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for the control of water concentration in crude oil entering the dehydrators |
| US11008521B1 (en) * | 2019-10-08 | 2021-05-18 | Saudi Arabian Oil Company | Control of demulsifier injection into crude oil entering separators |
| US11548784B1 (en) | 2021-10-26 | 2023-01-10 | Saudi Arabian Oil Company | Treating sulfur dioxide containing stream by acid aqueous absorption |
| US11926799B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | 2-iso-alkyl-2-(4-hydroxyphenyl)propane derivatives used as emulsion breakers for crude oil |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US29908A (en) * | 1860-09-04 | Homer paemelee | ||
| US3108059A (en) * | 1961-02-03 | 1963-10-22 | Rohm & Haas | Recovery of oil by strip-mining |
| NL277548A (no) * | 1961-04-26 | 1900-01-01 | ||
| GB961869A (en) * | 1961-09-06 | 1964-06-24 | Universal Oil Prod Co | Method of removing phenolic contaminants from water |
| US3687845A (en) * | 1970-05-15 | 1972-08-29 | Dow Chemical Co | Separating tramp oils from oil-in-water emulsions |
| BE771329A (fr) * | 1971-05-14 | 1971-12-16 | Daikyo Oil Co Ltd | Procede de traitement d'eaux residuelles malodorantes |
| US3707464A (en) * | 1971-07-15 | 1972-12-26 | Petrolite Corp | Process for clarifying an oil-solids contaminated aqueous stream |
| FR2252990B1 (no) * | 1973-11-30 | 1978-09-29 | Commissariat Energie Atomique | |
| FR2292677A1 (fr) * | 1974-11-26 | 1976-06-25 | Aquitaine Petrole | Traitement d'assainissement des effluents de forages petroliers |
| US4198294A (en) * | 1975-06-16 | 1980-04-15 | The Redux Corporation, Inc. | Water purification system |
| US4058453A (en) * | 1976-08-11 | 1977-11-15 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Demulsification of oil emulsions with a mixture of polymers and alkaline earth metal halide |
| US4283290A (en) * | 1977-07-06 | 1981-08-11 | Davy International (Oil & Chemicals) Ltd. | Purification utilizing liquid membrane with electrostatic coalescence |
| US4317487A (en) * | 1978-08-17 | 1982-03-02 | Molecular Energy Research Company, Inc. | Method of recovering oil and other hydrocarbon values from subterranean formations |
| US4311596A (en) * | 1980-05-14 | 1982-01-19 | Energy Modification Inc. | Extraction of reusable water from a mineral mining process |
-
1988
- 1988-01-14 US US07143438 patent/US4818410B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-10-26 GB GB8825092A patent/GB2214503B/en not_active Expired - Fee Related
- 1988-11-08 CA CA000582546A patent/CA1330462C/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-11-11 NO NO885038A patent/NO176170C/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US4818410A (en) | 1989-04-04 |
| NO176170C (no) | 1995-02-15 |
| CA1330462C (en) | 1994-06-28 |
| NO885038L (no) | 1989-07-17 |
| GB8825092D0 (en) | 1988-11-30 |
| GB2214503B (en) | 1992-02-12 |
| GB2214503A (en) | 1989-09-06 |
| NO885038D0 (no) | 1988-11-11 |
| US4818410B1 (en) | 1998-06-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO176170B (no) | Fremgangsmåte ved fjerning av vannlöselige organiske materialer fra oljeprosessvann | |
| US7497954B2 (en) | Apparatus for separation of water from oil-based drilling fluid and advanced water treatment | |
| US6132630A (en) | Methods for wastewater treatment | |
| US3884803A (en) | Process for separating low api gravity oil from water | |
| US20070102359A1 (en) | Treating produced waters | |
| US2759607A (en) | Flotation of hydrocarbon impurities | |
| US10913013B2 (en) | System and method to process effluent brine and interface rag from an oil dehydration/desalting system | |
| US4198300A (en) | Apparatus for removing suspended oil droplets from water | |
| US10927309B2 (en) | Conserving fresh wash water usage in desalting crude oil | |
| EP0142278A2 (en) | Method for desalting crude oil | |
| US5364532A (en) | Method of removing water soluble organics from oil process water | |
| EP2802538A1 (en) | Method and system for purification of produced water | |
| RU2386663C1 (ru) | Способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды | |
| GB2447941A (en) | A process for treating slop mud | |
| US5853592A (en) | Method of removing water soluble organics from oil process water with an organic acid and a mineral acid having a plurality of pKa's | |
| US5637223A (en) | Method of removing water soluble organics from oil process water | |
| US4173533A (en) | Method for removing suspended oil droplets from water | |
| Ellis et al. | Clarifying oilfield and refinery waste waters by gas flotation | |
| US11104595B2 (en) | Processing of aqueous waste streams to remove naphthenic acids | |
| Ebrahiem et al. | Produced water treatment design methods in the gas plant: optimization and controlling | |
| US1920565A (en) | Separation of mixtures of water with oil | |
| US20160097005A1 (en) | Systems and processes for separating emulsified water from a fluid stream | |
| US3625882A (en) | Clarifying oil-contaminated water by flotation in a closed system | |
| Alhammo | Comparison between Four Chamber Flotation Unit and Dissolved Flotation Unit for the Treatment of Back-Produced Polymer Water | |
| Sport | Design and operation of gas flotation equipment for the treatment of oilfield produced brines |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN MAY 2001 |