NO20111503A1 - Behandling av grensesjiktragg fremstilt under prosessering av tung raolje - Google Patents
Behandling av grensesjiktragg fremstilt under prosessering av tung raolje Download PDFInfo
- Publication number
- NO20111503A1 NO20111503A1 NO20111503A NO20111503A NO20111503A1 NO 20111503 A1 NO20111503 A1 NO 20111503A1 NO 20111503 A NO20111503 A NO 20111503A NO 20111503 A NO20111503 A NO 20111503A NO 20111503 A1 NO20111503 A1 NO 20111503A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- slag
- water
- rag
- solid particles
- treating
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 52
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 43
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 29
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 29
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 27
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 19
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 6
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 3
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims 1
- -1 solids Chemical class 0.000 claims 1
- 239000010902 straw Substances 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
-
- 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
- B01D17/042—Breaking emulsions by changing the temperature
-
- 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
-
- 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
- B01D17/044—Breaking emulsions by changing the pressure
-
- 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
- B01D17/06—Separation of liquids from each other by electricity
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/04—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with chemical means
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Peptides Or Proteins (AREA)
Description
BEHANDLING AV GRENSESJIKTRAGG FREMSTILT UNDER PROSESSERING AV TUNG RÅOLJE
Denne oppfinnelse angår systemer og fremgangsmåter som benyttes ved produksjon av råolje. Mer bestemt angår oppfinnelsen fremgangsmåter for å behandle raggblan-dingen som akkumuleres ved olje/vann grensesjiktet på innsiden av utstyr for separering, avvanning og avsalting.
Ved produksjon av tunge råoljer, slik som bitumen som typisk har en egenvekt ("spe-cific gravity") på mer enn 1, benyttes lette fortynningsmidler for å justere egenvekten til mindre enn 0,966. Blandingen av fortynningsmiddel ("diluent") og bitumen omtales ofte som "dilbit". Bitumen produseres fra underjordiske formasjoner via et stort utvalg av produksjonsmetoder, slik som dampinjeksjon, propaninjeksjon og varmtvannsin-jeksjon. Etter at bitumenet er produsert, blandes det med fortynningsmidlet for å senke egenvekten til omtrent 0,953 til 0,966. Straks egenvekten er mindre enn 0,986, kan konvensjonelt oljefeltutstyr benyttes. Dette utstyr består vanligvis av en frivannsutskiller ("free water knockout - FWKO"), en 2-fase eller 3-fase gravitasjonsseparator, en mekanisk eller elektrostatisk oljeavvanner (behandler) og, i noen tilfeller, en elektrostatisk saltutskiller. Straks "dilbif-blandingen er blitt avvannet og avsaltet til et ak-septabelt nivå, kan "dilbif-blandingen selges til et raffineri.
Kvaliteten på en "dilbit"-blanding som haren egenvekt på 0,966, er veldig dårlig. Disse blandinger inneholder typisk høye nivåer med faststoffpartikler fra de underjordiske formasjoner, og store mengder med asfaltener dannet av de ytterligere fortynningsmidler. Faststoffpartiklene og asfaltenene tillater dannelse av en blanding av "dilbit", vann, faststoffpartikler og asfaltener, som regelmessig akkumulerer ved olje/vann grensesjiktet på innsiden av utstyr for separering, avvanning og avsalting. Denne blanding omtales vanligvis som ragg ("rag"). Dersom volumet med ragg ikke kan sty-res gjennom tilførsel av varme, kjemikalier eller elektrostatikk, må den deretter tap-pes fra utstyret og prosesseres via en ekstern prosess.
Volumet med produsert ragg kan variere fra et lite volum til flere prosent av produk- sjonsstrømmen. Typisk kan det produserte ragg være omtrent 1 til 3 % av volumet av den produserte olje. For eksempel kan en kanadisk produsent håndtere 7949 m<3>/dag (50.000 bpd) med bitumen og produsere omtrent 79,5 m<3>(500 bpd) ("barrels per day") med ragg.
Ytterligere eller ekstern prosessering av ragget kan involvere oppsamling av ragget i en stor tank for å tillate gravitasjonsseparering. Tankprosessering krever imidlertid store volumer med ragg og kan ta dager for å avvanne ragget effektivt. Håndtering av avfallsoljevolumer i store tanker kan derfor være dyrt og tidkrevende. Alternativt kan ragget prosesseres i en flashbehandler som varmer opp ragget til en temperatur på mer enn 121 °C (250 °F) for deretter å hurtigfordampe ("flash") dette for å fjerne vannet. Flashbehandlere, slik som de som benyttes på canadisk "dilbit", etterlater alle faststoffpartikler, asfaltener og produksjonssalter i "dilbif-blandingen. Disse uønskede bestanddeler må deretter prosesseres av raffineriet. Mange raffinerier har nå begynt med å straffe produsenter for å selge flashbehandlet olje.
Det foreligger derfor et behov for en forbedret fremgangsmåte for å behandle grensesjiktragg.
En fremgangsmåte for å behandle et grensesjiktragg omfatter et trinn med å fjerne, ved en styrt rate, et volum med ragg fra minst én oppstrøms separatorbeholder utstyrt med et raggavløp. Ragget sendes deretter gjennom en pumpe som fremskaffer tilstrekkelig trykk til å sende ragget til en oppvarmer, men som hindrer koking av
vanninnholdet i ragget og fordamping av det lette hydrokarboninnhold i ragget. Deretter varmes ragget opp til en første temperatur som er effektiv for termisk å dekomponere eventuelle kjemikalier som er blitt tilsatt grensesjiktragget for å fremme separering av ragget. En første temperatur på minst 177 °C(350 °F) har vist seg å være effektiv. Ytterligere fortynningsmiddel sammenblandes med det oppvarmede ragg for å fremskaffe et ragg som har en egenvekt på 0,876. Fortynningsmidlet kjøler også ragget som har en egenvekt på 0,876 til en andre temperatur på omtrent 149 °C (300 °F). Det avkjølte og fortynnede ragg sendes så til en separatoranordning.
Separatoranordningen kan utgjøres av en elektrostatisk behandler eller en samling av hydrosykloner. Den elektrostatiske behandler utgjøres fortrinnsvis av en vertikal elektrostatisk behandler med et konisk utformet nedre parti. For å opprettholde agiteringen av faststoffpartikler i det faststoffpartikkelholdige vann i den elektrostatiske behandler, kan vannet under olje/vann grensesjiktet resirkuleres i behandleren. Vannivået kan også overvåkes. Det faststoffpartikkelholdige vann ekstraheres deretter fra be handleren og sendes til én eller flere hydrosykloner. Understrømmen og overstrøm-men til hydrosyklonen (eller samlingen av hydrosykloner) samles opp.
En bedre forståelse av fremgangsmåten for å behandle grensesjiktragg vil oppnås fra følgende detaljerte beskrivelse av de foretrukne utførelser når lest sammen med tegningene og de vedføyde krav. Figur 1 illustrerer en prosesstrøm for å behandle et "dilbit" grensesjiktragg, hvor pro-sesstrømmen benytter seg av en elektrostatisk behandler og en samling av hydrosykloner for å fremstille en salgbar olje. Figur 2 illustrerer en prosesstrøm for å behandle et "dilbit" grensesjiktragg, hvor pro-sesstrømmen eliminerer den elektrostatiske behandler og i stedet benytter seg kun av samlingen av hydrosykloner.
De foretrukne utførelser av en fremgangsmåte for å behandle grensesjiktragg vil bli beskrevet med henvisning til tegningene og elementene på tegningene, som er num-merert som følger:
Selv om denne fremleggelse er blitt skrevet først og fremst for å prosessere ragg as-sosiert med produksjon av bitumen, kan fremgangsmåten 10 anvendes i en hvilken som helst prosess som involverer en tung råolje og et fortynningsmiddel, slik som i en raffineriprosess.
Med henvisning til figur 1, illustreres en fremgangsmåte 10 for kontinuerlig prosessering og behandling av et "dilbit" grensesjiktragg, hvilken fremgangsmåte eliminerer behovet for tanklagring og en flashbehandler samt produserer et salgbart produkt til en raffineriinnehaver. Fremgangsmåten 10 krever at raggkilder 20, slik som en frivannsutskiller, en 2-fase eller 3-fase gravitasjonsseparator, en mekanisk eller elektrostatisk oljeavvanner eller, i noen tilfeller, en elektrostatisk saltutskiller (indikert hen-holdsvis ved raggstrømmer 22, 24, 26 og 28), er utstyrt med raggavløp eller andre midler som tillater kontinuerlig og styrt fjerning av grensesjiktragg fra raggkildene 20. Én eller flere av raggstrømmene 22, 24, 26 og 28 danner den ekstraherte raggstrøm 30 for videre prosessering via fremgangsmåten 10.
Den ekstraherte raggstrøm 30 forflyttes inn i en oppvarmer 36 ved hjelp av en høy-trykkspumpe 32. Pumpen 30 øker trykket i den ekstraherte raggstrøm 30 til et trykk som er tilstrekkelig til å hindre koking av vanninnholdet og fordamping av de lette hydrokarboner. Den trykksatte raggstrøm 34 varmes så opp i oppvarmeren 36 til en temperatur som sørger for oppløsning av raggstrømmen 34. For mest mulig effektiv raggoppløsning, må temperaturen økes til over 177 °C. Ved temperaturer over 177 °C vil eventuelle kjemikalier som er blitt tilsatt bitumenet og "dilbif-blandingen for å fremme separeringen, dekomponeres termisk og kan ikke lenger stabilisere den oppvarmede raggstrøm 38.
Ytterligere fortynningsmiddel 40 tilsettes den oppvarmede raggstrøm 38 og sammenblandes i blanderen 42. Fortynningsmiddel 40 tjener til å avkjøle det oppvarmede ragg 38 til en temperatur på omtrent 149 °C samt senke egenvekten til en egenvekt på omtrent 0,876. Den avkjølte og fortynnede raggstrøm 44 sendes deretter til et innløp 56 i en elektrostatisk behandler 50. Alternativt kan den sendes direkte til en samling av hydrosykloner 90 (se figur 2).
Den elektrostatiske behandler 50 inkluderer elektroder 58 som befinner seg i et øvre parti 52 av behandleren 50 og i kommunikasjon med en kraftkilde 78, hvilke elektroder 58 danner et elektrisk felt i det indre av behandleren 50. Ved en egenvekt på 0,876 og en temperatur på 149 °C, vil det fortynnede ragg 44 ikke være i stand til å holde vannet og faststoff parti klene flytende. Derfor skilles vannet/faststoffpartiklene 64 lett ut av ragget 44 og flyter til bunnenden 70 av behandleren 50. Tilsvarende skil les oljen 60 ut og flyter oppover til et topputløp 62. Pga. at ragget 44 sannsynligvis inneholder en høy konsentrasjon av faststoffpartikler, er det ikke praktisk å la faststoffpartiklene legge seg på bunnenden 70 av behandleren 50 for periodisk fjerning. Snarere bør vannet under olje/vann grensesjiktet 66 agiteres kontinuerlig for å holde faststoffpartiklene flytende.
For å opprettholde agiteringen samt vaske/skrubbe eventuelt overskytende bitumen av faststoffpartiklene, utgjøres den elektrostatiske behandler 50 fortrinnsvis av en vertikal beholder som har et konisk utformet nedre parti 54. Vann kan ekstraheres fra undersiden av olje/vann grensesjiktet 66 og resirkuleres, via en fluidiseringspumpe 72, inn i bunnenden 70 av behandleren 50. Denne resirkulerte, vertikale vannstrøm 68 holder faststoffpartiklene flytende slik at faststoffpartiklene lett kan fjernes. Det faststoffpartikkelholdige vann 64 kan overvåkes av en nivåregulator (ikke vist) samt fjernes av en selvregulerende nivåventil (ikke vist) gjennom bunnutløpet 74.
Dersom det ekstraherte vann 76 ikke kan deponeres på passende vis, må faststoffpartiklene fjernes. Dette kan foretas ved å benytte én eller flere fast-flytende hydrosykloner 90. Understrømmen (med faststoffpartikler) 92 fra hydrosyklonen 90 vil in-neholde faststoffpartiklene, som kan samles i en liten tank (ikke vist) for deponering. Overstrømmen (med vann) 94 bør være tilstrekkelig ren til å kunne prosesseres av et vannbehandlingsanlegg eller injiseres i en deponeringsbrønn (ikke vist). Alternativt kan vannet fra behandleren 50 sammenblandes med vannet fra andre separerings-prosesser for videre behandling.
Med henvisning til figur 2, eliminerer en alternativ fremgangsmåte 10 den elektrostatiske behandler 50 og prosesserer den fortynnede raggstrøm 44 i en samling av hydrosykloner 90. Avhengig av størrelsen på vanndråpene og faststoffpartiklene i raggstrømmen 44, kan dette alternativ ikke produsere en salgbar olje 60, men det unngår kostnaden med en elektrostatiske behandler 50.
Figur 1 og 2 illustrerer utstyr som kan sammenstilles i en transportabel enhet som kan forflyttes til diverse lokasjoner hvor ragg foreligger, eller hvor ragg er blitt lagret. Med andre ord kan transportable enheter som er i stand til å utføre de fremgangsmåter og prosesser som er beskrevet og illustrert her, transporteres fra sted til sted for å til-veiebringe raggbehandlingstjenester.
Selv om fremgangsmåte 10 er blitt beskrevet med en viss grad av særegenhet, kan det foretas mange endringer vedrørende dens detaljer uten å avvike fra egenarten og beskyttelsesomfanget av denne fremleggelse. Oppfinnelsen er derfor begrenset kun av beskyttelsesomfanget i de vedføyde krav, innbefattende den helhetlige ekvivalens-rekkevidde som hvert av fremgangsmåtens elementer er berettiget.
Claims (20)
1. Fremgangsmåte for å behandle et grensesjiktragg,karakterisertved at fremgangsmåten omfatter følgende trinn: - å fjerne et volum med ragg fra en raggkilde; - å sende volumet med ragg gjennom en pumpe for å fremskaffe et trykksatt ragg, idet trykket fremskaffet av pumpen er effektivt for å hindre koking av et vanninnhold i ragget, og for å hindre fordamping av et lett hydrokarboninnhold i ragget; - å oppvarme det trykksatte ragg til en første forhøyet temperatur; - å sammenblande en mengde med fortynningsmiddel med det oppvarmede ragg, idet mengden med fortynningsmiddel er effektiv for å fremskaffe et ragg som har en egenvekt på omtrent 0,876; - å avkjøle ragget som har en egenvekt på 0,876, til en andre temperatur på mindre enn omtrent 149 °C; og - å behandle det avkjølte ragg som har en egenvekt på 0,876, i en separatoranordning for å fjerne i det minste en vesentlig andel med vann og faststoffpartikler derifra.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat fremgangsmåten også omfatter et trinn med å ekstrahere en olje fra et øvre parti av nevnte separatoranordning.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte første temperatur er minst omtrent 177 °C.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte separatoranordning utgjøres av en elektrostatisk behandler.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,karakterisert vedat nevnte elektrostatiske behandler har et konisk utformet nedre parti.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 4,karakterisert vedat fremgangsmåten også omfatter et trinn med å resirkulere vann i nevnte elektrostatiske behandler.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,karakterisert vedat fremgangsmåten også omfatter et trinn med å overvåke et nivå av nevnte vann i nevnte elektrostatiske behandler.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 4,karakterisert vedat fremgangsmåten også omfatter følgende trinn: - å ekstrahere faststoffpartikkelholdig vann fra et nedre parti av nevnte elektrostatiske behandler; og - å behandle nevnte faststoffpartikkelholdig vann i én eller flere hydrosykloner.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,karakterisert vedat fremgangsmåten også omfatter et trinn med å samle opp overflytende olje fra nevnte én eller flere hydrosykloner.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 8,karakterisert vedat fremgangsmåten også omfatter et trinn med å samle opp underflytende vann og faststoffpartikler fra nevnte én eller flere hydrosykloner.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte raggkilde har minst én raggkilde som velges fra en gruppe bestående av et ragg fra en frivannsutskiller, et separatorragg, et behandlingsragg, et avsaltingsragg og en transportabel tank inneholdende ragg.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat nevnte volum med ragg har en egenvekt i et område på omtrent 0,953 til 0,986.
13. Fremgangsmåte for å behandle oppsamlet grensesjiktragg som kommer fra separering av hydrokarboner med høy egenvekt, innbefattende faste bestanddeler, fra vann,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter følgende trinn: (1) å pumpe oppsamlet ragg gjennom en oppvarmer for å oppnå et trykksatt, oppvarmet ragg; (2) å sammenblande det trykksatte, oppvarmede ragg med et hydrokarbonbasert fortynningsmiddel for å fremskaffe et avkjølt og fortynnet ragg; og (3) å utsette det avkjølte og fortynnede ragg for avvanning for å separere et hy-drokarbonprodukt fra vann og faststoffpartikler.
14. Fremgangsmåte for å behandle grensesjiktragg ifølge krav 13,karakterisert vedat, i trinn (1), nevnte oppsamlede ragg oppvarmes til minst omtrent 177 °C.
15. Fremgangsmåte for å behandle grensesjiktragg ifølge krav 13,karakterisert vedat, i trinn (2), tilstrekkelig hydrokarbonbasert fortynningsmiddel sammenblandes med nevnte trykksatte, oppvarmede ragg for å senke dets egenvekt til minst omtrent 0,876.
16. Fremgangsmåte for å behandle grensesjiktragg ifølge krav 13,karakterisert vedat, i trinn (2), det fortynnede ragg avkjøles til en temperatur på mindre enn 149 °C etterfulgt av avvanning i en elektrostatisk behandler.
17. Fremgangsmåte for å behandle grensesjiktragg ifølge krav 16,karakterisert vedat vann som er oppsamlet i nevnte elektrostatiske behandler, agiteres for å holde faststoffpartikler flytende inntil vannet slippes ut fra behandleren.
18. Fremgangsmåte for å behandle grensesjiktragg ifølge krav 17,karakterisert vedat det i trinn (3) anvendes en vertikal elektrostatisk behandler med en konisk bunn, hvor vann resirkuleres tilbake og inn i et nedre parti av nevnte koniske bunn for å holde faststoffpartikler flytende inntil faststoffpartikkelholdig vann fjernes fra nevnte behandler.
19. Fremgangsmåte for å behandle grensesjiktragg ifølge krav 13,karakterisert vedat, i trinn (3), det avkjølte og fortynnede ragg avvan-nes gjennom benyttelse av én eller flere hydrosykloner.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisert vedat appa-rater for å pumpe det oppsamlede ragg gjennom en oppvarmer, for å sammenblande det trykksatte, oppvarmede ragg med et hydrokarbonbasert fortynningsmiddel, og for å utsette det avkjølte og fortynnede ragg for avvanning for å separere hyd ro karbon produktet fra vann og faststoffpartikler, sammenstilles i en transportabel enhet som kan transporteres fra sted til sted for å utføre raggbehandlingstjenester.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/434,160 US9023213B2 (en) | 2009-05-01 | 2009-05-01 | Treatment of interface rag produced during heavy crude oil processing |
| PCT/US2010/031215 WO2010126717A1 (en) | 2009-05-01 | 2010-04-15 | Treatment of interface rag produced during heavy crude oil processing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20111503A1 true NO20111503A1 (no) | 2012-01-30 |
Family
ID=43029620
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20111503A NO20111503A1 (no) | 2009-05-01 | 2011-11-03 | Behandling av grensesjiktragg fremstilt under prosessering av tung raolje |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9023213B2 (no) |
| JP (1) | JP2012525469A (no) |
| BR (1) | BRPI1007655A2 (no) |
| CA (1) | CA2760134C (no) |
| GB (1) | GB2482443B (no) |
| NO (1) | NO20111503A1 (no) |
| SG (1) | SG175791A1 (no) |
| WO (1) | WO2010126717A1 (no) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012015666A2 (en) * | 2010-07-27 | 2012-02-02 | Conocophillips Company | Refinery desalter improvement |
| CN102839012B (zh) * | 2011-06-21 | 2015-04-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种污油脱水装置 |
| CA2794369C (en) * | 2011-11-01 | 2014-03-25 | Icm, Inc. | Selected solids separation |
| US8981174B2 (en) | 2013-04-30 | 2015-03-17 | Pall Corporation | Methods and systems for processing crude oil using cross-flow filtration |
| CN106753520B (zh) * | 2017-03-21 | 2019-06-14 | 吕国敬 | 一种油田集输用脱水装置 |
| US11034893B2 (en) | 2018-01-09 | 2021-06-15 | Saudi Arabian Oil Company | Desalting plant systems and methods for enhanced tight emulsion crude oil treatment |
| US10513663B2 (en) | 2018-01-09 | 2019-12-24 | Saudi Arabian Oil Company | Gas oil separation plant systems and methods for rag layer treatment |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4226690A (en) * | 1979-05-29 | 1980-10-07 | Petrolite Corporation | Process for dehydration and demineralization of diluted bitumen |
| US4407706A (en) * | 1981-08-24 | 1983-10-04 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for dedusting solids-containing hydrocarbon oils |
| US4938876A (en) * | 1989-03-02 | 1990-07-03 | Ohsol Ernest O | Method for separating oil and water emulsions |
| US4971703A (en) * | 1989-08-21 | 1990-11-20 | Battelle Memorial Institute | Treatment method for emulsified petroleum wastes |
| US5100559A (en) * | 1989-08-21 | 1992-03-31 | Battelle Memorial Institute | Treatment methods for breaking certain oil and water emulsions |
| US4988427A (en) | 1990-04-30 | 1991-01-29 | Wright William E | Liquid/solid separation unit |
| US5202031A (en) * | 1990-07-31 | 1993-04-13 | Rymal Jr Theodore R | Waste water treatment system |
| US5147534A (en) * | 1990-07-31 | 1992-09-15 | Rymal Jr Theodore R | Waste water treatment system |
| CA2075749C (en) * | 1991-08-12 | 2004-11-02 | William K. Stephenson | Desalting adjunct chemistry |
| US5219471A (en) * | 1991-11-12 | 1993-06-15 | Amoco Corporation | Removal of metals and water-insoluble materials from desalter emulsions |
| US5507958A (en) * | 1993-08-02 | 1996-04-16 | Atlantic Richfield Company | Dehydration of heavy crude using hydrocyclones |
| US5882506A (en) | 1997-11-19 | 1999-03-16 | Ohsol; Ernest O. | Process for recovering high quality oil from refinery waste emulsions |
| CA2247838C (en) | 1998-09-25 | 2007-09-18 | Pancanadian Petroleum Limited | Downhole oil/water separation system with solids separation |
| US6322621B1 (en) | 1999-05-24 | 2001-11-27 | Nuritchem, Llc (La) | Chemical method of liquefaction and dispersion of paraffin waxes, asphaltenes and coke derived from various sources |
| US7108780B2 (en) * | 2002-04-09 | 2006-09-19 | Exxonmobile Research And Engineering Company | Oil desalting by forming unstable water-in-oil emulsions |
| US7014773B2 (en) | 2003-02-21 | 2006-03-21 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Demulsification of emulsions by socillatory mixing |
| US8518243B2 (en) * | 2004-10-01 | 2013-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Method for utilizing hydrocarbon waste materials as fuel and feedstock |
-
2009
- 2009-05-01 US US12/434,160 patent/US9023213B2/en active Active
-
2010
- 2010-04-15 BR BRPI1007655A patent/BRPI1007655A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2010-04-15 JP JP2012508521A patent/JP2012525469A/ja active Pending
- 2010-04-15 SG SG2011078292A patent/SG175791A1/en unknown
- 2010-04-15 WO PCT/US2010/031215 patent/WO2010126717A1/en active Application Filing
- 2010-04-15 CA CA2760134A patent/CA2760134C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-04-15 GB GB1118273.0A patent/GB2482443B/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-11-03 NO NO20111503A patent/NO20111503A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2760134A1 (en) | 2010-11-04 |
| GB2482443B (en) | 2015-07-08 |
| GB201118273D0 (en) | 2011-12-07 |
| CA2760134C (en) | 2017-08-29 |
| BRPI1007655A2 (pt) | 2016-02-23 |
| JP2012525469A (ja) | 2012-10-22 |
| US9023213B2 (en) | 2015-05-05 |
| WO2010126717A1 (en) | 2010-11-04 |
| US20100276375A1 (en) | 2010-11-04 |
| SG175791A1 (en) | 2011-12-29 |
| GB2482443A (en) | 2012-02-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20111503A1 (no) | Behandling av grensesjiktragg fremstilt under prosessering av tung raolje | |
| KR101975070B1 (ko) | 가스-오일 분리 플랜트에 사용하기 위한 다이나믹 탈유화 시스템 | |
| RU2163619C2 (ru) | Способ экстракции битума из частиц битуминозного песка (варианты) и устройство для его осуществления (варианты) | |
| CA2651155C (en) | Upgrading bitumen in a paraffinic froth treatment process | |
| US7097761B2 (en) | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same | |
| US5236577A (en) | Process for separation of hydrocarbon from tar sands froth | |
| CA2733332C (en) | Process for treating high paraffin diluted bitumen | |
| US6849175B2 (en) | Method of removing water and contaminants from crude oil containing same | |
| RU2499814C2 (ru) | Устройство и способ для извлечения тяжелых углеводородов из потока растворителя | |
| KR101542292B1 (ko) | 탄화수소 스트림 내에서 풀라들을 분산하는 방법 | |
| US20120186939A1 (en) | Process and system improvement for improving and recuperating waste, heavy and extra heavy hydrocarbons | |
| US10913903B2 (en) | System and method for using a flash evaporator to separate bitumen and hydrocarbon condensate | |
| CA2746987A1 (en) | Treatment of bitumen froth with super critical water | |
| CA2924307C (en) | Method for recovering solvent from froth treatment tailings with in-situ steam generation | |
| US10544369B2 (en) | Supercritical bitumen froth treatment from oil sand | |
| US20230083202A1 (en) | Removal of Crude Oil from Water in a Gas Oil Separation Plant (GOSP) | |
| CA3037959C (en) | Pretreatment of froth treatment affected tailings with floatation and stripping prior to tailings dewatering and containment | |
| US9719023B1 (en) | Method for recovering solvent from froth treatment tailings with in-situ steam generation | |
| Khatib et al. | Field evaluation of disc-stack centrifuges for separating oil/water emulsions on offshore platforms | |
| EA014005B1 (ru) | Способ и система для промывки внутреннего оборудования резервуара, используемого для обработки потока тяжелых углеводородов | |
| CA3016971A1 (en) | Processes for treating hydrocarbon recovery produced fluids | |
| CA3057036A1 (en) | Solids separation and recovery system | |
| Kunstle et al. | Device for recovering oil products from oil sands | |
| JP2017226799A (ja) | 直接脱硫方法及び重質炭化水素削減原油 | |
| Andrei et al. | Process for the recovery of bitumen from an oil sand. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |