NO329002B1 - En fremgangsmate for kjemisk rengjoring av en beholder - Google Patents
En fremgangsmate for kjemisk rengjoring av en beholder Download PDFInfo
- Publication number
- NO329002B1 NO329002B1 NO20084464A NO20084464A NO329002B1 NO 329002 B1 NO329002 B1 NO 329002B1 NO 20084464 A NO20084464 A NO 20084464A NO 20084464 A NO20084464 A NO 20084464A NO 329002 B1 NO329002 B1 NO 329002B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- container
- chemical
- separator
- foaming agent
- steam
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 65
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 34
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 24
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 25
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 15
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 10
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 238000013022 venting Methods 0.000 claims description 3
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 2
- SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N dodecyldimethylamine N-oxide Chemical group CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)[O-] SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims description 2
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims description 2
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 4
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 3
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical class [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052788 barium Chemical class 0.000 description 2
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical class [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005238 degreasing Methods 0.000 description 2
- 239000013527 degreasing agent Substances 0.000 description 2
- 238000005237 degreasing agent Methods 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 159000000009 barium salts Chemical class 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
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000029058 respiratory gaseous exchange Effects 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
En fremgangsmåte for å rengjøre en beholder (3) som er forurenset med i det minste rester av hydrokarboner og avleiringer, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene å: a) føre inn damp i en beholder (3); b) åpne for lufting av beholderen (3); c) føre inn et første kjemikalium i beholderen (3); d) åpne for å tappe slam fra beholderen (3); e) fortsette å tilføre dampen og det første kjemikalium i en periode og deretter å stoppe nevnte tilførsel, hvor fremgangsmåten videre omfatter trinnene å: f) føre inn et andre kjemikalium i beholderen i en periode og deretter stoppe tilførselen; og g) spyle beholderen(S) ved hjelp av et fluid.
Description
EN FREMGANGSMÅTE FOR KJEMISK RENGJØRING AV EN BEHOLDER
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for kjemisk rengjøring av en beholder. Nærmere bestemt vedrører den kjemisk rengjøring av både hydrokarboner og såkalte "avleiringer" som forurenser innsiden av en beholder.
Vanligvis må en beholder som er forurenset av hydrokarboner og avleiringer først avfettes for å eksponere avleiringene og uorganiske sedimenter før det brukes et kjemikalium for å oppløse avleiringene, eller det brukes an blanding av avfet-tingsmidler og avleiringsfjernerblandinger for å utføre av-fetting og avleiringsfjerning i et enkelt trinn.
I henhold til den foreliggende oppfinnelse fjernes først tunge hydrokarbonavleiringer ved hjelp av en fremgangsmåte som er fremlagt i norsk patentsøknad nr. 20073751, etterfulgt av oppløsning av avleiringer ved bruk av et løsemiddelsystem sammen med det samme oppsett som ble brukt for å fjerne hy-drokarbonavleiringene. Denne teknikk brukes hovedsakelig ved rengjøring av for eksempel en separator av den type som brukes i petroleumsindustrien for separering av hydrokarboner fra såkalt produsert vann. Andre typer av beholdere eller til og med rør eller rørsystemer kan imidlertid rengjøres i henhold til fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse.
I separatoren separeres hydrokarbongasser og hydrokarbonvæske fra ledsagende vann (produsert vann). Det mineralrike produserte vann utsettes i separatoren for et miljø med fallende trykk og temperatur. Under slike forhold reduseres saltenes løselighetskonstant og saltene vil avsettes på overflatene som eksponeres for vannfasen.
De avleirede salter er ofte karbonater eller sulfater av kal-sium og magnesium eller en blanding av disse. I noen felter er salter av strontium og barium en integrert del av slik avleiring. En fagmann vil vite at disse salter kan være radio-aktive .
Dessuten eksisterer det krav om at separatorene skal inspiseres jevnlig med hensyn på mulige skader. Derfor eksisterer det et behov for rengjøring av separatoren som er grundig nok til at inspeksjon tillates utført.
Formålet med den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en fremgangsmåte for rengjøring av en separator eller annen beholder som er anordnet for midlertidig lagring av olje, hvor fremgangsmåten er raskere og mer miljøvennlig enn eksis-terende fremgangsmåter.
I lange tider, og fremdeles gjeldende i en viss utstrekning, har en vanlig fremgangsmåte for rengjøring av separatorer vært å spyle separatorene innvendig med vann, etter hvilken det tilføres damp. Rengjøringspersonell med pusteapparat og annet beskyttelsesutstyr kan deretter gå inn i beholderen etter avkjøling for å rengjøre separatoren ytterligere ved hjelp av høytrykkspyling. Oljeslammet som gjenvinnes fra separatoren må videresendes til godkjente mottaksstasjoner på land for videre håndtering. Avleiringene må, hvis de inneholder radioaktivt barium eller strontium, samles opp og behand-les som spesialavfall. Deretter luftes separatoren, og personell kan først gå inn i beholderen når konsentrasjonen av
hydrokarbongasser er tilstrekkelig lav. Konsentrasjonen av
hydrokarbongasser kan imidlertid ofte øke igjen etter noen tid, og kreve at personellet midlertidig må komme ut av beholderen mens beholderen luftes ytterligere. Fjerningen av avleiringer er heller ikke svært vellykket, og deler av over-flaten vil fremdeles være dekket.
En fremgangsmåte for rengjøring av oljebeholdere er kjent fra amerikansk publikasjon US 2.045.752. I denne kjente fremgangsmåte brukes damp og vann og disse tilføres under høyt trykk for å fjerne forurensningene. Fremgangsmåten tar ikke opp problemet med avleiring, men bare fjerning av hydrokarboner.
Fremgangsmåten i henhold til nevnte kjente teknikk er tidkre-vende gitt at personell kan gå inn i beholderen først etter 3 til 7 døgn.
Den foreliggende ansøker har tidligere utviklet en fremgangsmåte som er raskere enn den forannevnte tradisjonelle fremgangsmåte. Fremgangsmåten er basert på å fylle cirka en tre-del av separatoren med vann før et avfettingsmiddel tilføres separatoren. Deretter tilføres damp i 16-20 timer til separatoren gjennom dampventiler, muligens gjennom dens spylesys-tem, for å oppnå en tilstrekkelig høy temperatur slik at oljeslammet oppløses og lette hydrokarboner damper av. Deretter tappes det emulgerte slam fra separatoren. Etter at separatoren er tømt, spyles den med vann for å fjerne resterende emulsjon. Etter denne hendelse fylles separatoren en gang til, og relevante kjemikalier for fjerning av avleiringer tilsettes. Innholdet varmes opp til 60-80 grader Celsius og agiteres i minst 8 timer. Innholdet i beholderen tømmes deretter ut og samles opp som spesialavfall. Beholderen spyles med vann og gjøres klar for adgang og inspeksjon.
Selv om den foran nevnte fremgangsmåte som er utviklet av den foreliggende ansøker har vist seg å være langt mer effektiv enn tradisjonelle fremgangsmåter, er den forholdsvis tidkre-vende og krever store mengder vann, kjemikalier og damp. Når rengjøringsprosessen er ferdig, vil en separator som typisk har et fluidvolum på 200-400 m<3> være nesten fylt med avfallsvann som inneholder kjemikalier og noe hydrokarboner etter avfettingsprosessen, og til og med mer etter den kjemiske rengjøringsprosess. Normalt kan dette avfallsvann dumpes i sjøen, men de nye, strengere forskrifter sier at dette bør sendes videre til landbaserte mottaksstasjoner for avhending eller injiseres inn i en eller annen tilgjengelig depone-ringsbrønn.
Som nevnt foreslår den foreliggende ansøker i norsk patent-søknad nr. 20073751 en fremgangsmåte for innvendig rengjøring av en beholder. Nærmere bestemt vedrører den rengjøring av for eksempel en separator av den type som brukes i petroleumsindustrien for separering av hydrokarboner fra såkalt produsert vann slik at inspeksjonspersonell kan gå inn i og inspisere beholderen. Selv om fremgangsmåten ovenfor har vist seg å være meget effektiv for å gjøre beholderen ren for hydrokarboner, løser ikke fremgangsmåten som fremlegges i nevnte patentsøknad problemet med fjerning av avleiringer som kan være avsatt, for eksempel på den innvendige vegg. Således kan ikke beholderen inspiseres fullstendig i områder som dekkes
av avleiringer.
Formålet med oppfinnelsen er å avhjelp eller redusere i det minste én av kjent teknikks ulemper.
Formålet oppnås i kraft av trekkene som fremlagges i den et-terfølgende beskrivelse og i de påfølgende krav.
Det har overraskende vist seg at avleiringer kan fjernes meget effektivt fra beholderen ved å bruke det samme oppsett som det som brukes for å fjerne hydrokarbonsedimenter. Således kan, ved å innføre et andre kjemikalium etter fjerning av hydrokarboner, avleiringene fjernes i den samme operasjon ved å bruke det samme oppsett.
I henhold til den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes det en fremgangsmåte for å rengjøre en beholder som er forurenset med i det minste etterlatenskaper av hydrokarboner og avleiringer, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene å:
a) føre inn damp i en beholder:
b) åpne for lufting av beholderen; c) føre inn et første kjemikalium i beholderen; d) åpne for å tappe slam fra beholderen; e) fortsette å tilføre dampen og det første kjemikalium i en
periode og deretter å stoppe nevnte tilførsel,
hvori fremgangsmåten videre omfatter trinnene å:
f) føre inn et andre kjemikalium i beholderen i en periode og deretter stoppe tilførselen; og
g) spyle beholderen ved hjelp av et fluid.
I en foretrukket utførelse føres damp inn i beholderen via en
dampmanifold og gjennom dampspyleledningene som en beholder er forsynt med når den er bygget for å være i stand til å se-parere forskjellige komponenter i en produksjonsstrøm fra en brønn.
Fortrinnsvis består det første kjemikalium av et skummingsmiddel og et løsemiddel. I en foretrukket utførelse inneholder det første kjemikalium også en syre. Syren kan være sitronsyre.
Det andre kjemikalium består av en kjemikalie- eller en kela-teringsforbindelse som passer for å oppløse avleiringer. Som et eksempel, men ikke begrenset til, kan sitronsyren og kelateringsmiddelet være én av eller en kombinasjon av en polyakrylsyre, en polyfosfinsyre eller kjemikalier av EDTA-typen.
Heretter vil beholderen også henvises til som en separator. Som nevnt ovenfor er fremgangsmåten egnet for å rengjøre hydrokarboner og avleiringer fra alle typer av beholdere som er forsynt med nødvendige innløp og utløp og også rør og rørsys-temer.
Fortrinnsvis og i tillegg til å være i stand til å motta damp, er dampmanifolden forsynt med koplinger for kjemikalier, vann og gass, hvorved disse kan tilføres individuelt eller i en hvilken som helst ønskelig kombinasjon fra dampmanifolden og til separatoren.
I tilfeller hvor råoljen eller "cruden" som tilføres beholderen eller separatoren inneholder en forholdsvis stor del av
faststoffpartikler, har det overraskende vist seg meget virk-ningsfullt å tilføre en blanding av et løsemiddel og et skummingsmiddel til oljeslammet før damp føres inn i separatoren, som angitt i trinn a) ovenfor.
Fortrinnsvis føres blandingen av løsemiddel og skummingsmiddel inn i separatoren via et innløpsparti som er innrettet i et topparti av separatoren.
I en foretrukket utførelse består løsemiddelet av glykoleter, fortrinnsvis av det høyeffektive butyldiglykoleter (BDGE) og en syre eller et kelateringsmiddel.
I en foretrukket utførelse består skummingsmiddelet av aminoksid. Aminoksidet er fortrinnsvis dimetydodesylaminoksid. Blandingsforholdet mellom løsemiddelet og skummingsmiddelet velges i henhold til typen av avleiringer som er tilstede i separatoren. I én utførelse tilføres blandingen med et forhold på 1:1, men i alternative utførelser kan blandingen til-føres i et forhold som for eksempel er 90 % løsemiddel og 10 % skummingsmiddel, eller i et forhold som for eksempel er 90 % skummingsmiddel og 10 % løsemiddel. Blandingsforholdet viser til volumprosentforholdet.
I det etterfølgende heri beskrives et eksempel på en foretrukket utførelse som er vist på den medfølgende tegning, hvor: Fig. 1 viser en prinsippskisse av en separator som er forbundet med en dampmanifold.
I figuren angir henvisningstallet 1 en separator som omfatter en beholder 3, hvis bunnparti er inndelt i et første kammer 5 og et andre kammer 7. Kamrene 5, 7 er atskilt ved hjelp av en delevegg 9 som rager en distanse oppover fra beholderens 3
bunnparti.
Via en første tilførselsledning 5' står det første kammer 5 i fluidforbindelse med en dampmanifold 13. I den viste utførel-se er det første kammer 5 også forsynt med et vannspylesystem 11 av en i og for seg kjent type. Vannspylesysternet 11 er forbundet med en vannforsyning (ikke vist) ved hjelp av en forbindelsesledning 11'.
En andre tilførselsledning 7' tilveiebringer fluidforbindelse mellom dampmanifolden 13 og beholderens 3 andre kammer 7.
Tilførsel av fluid fra dampmanifolden 13 til det første kammer 5 og det andre kammer 7 kan styres ved hjelp av ventiler 15, 17 som er anordnet i henholdsvis den første tilførsels-ledning 5' og den andre tilførselsledning 7'.
Under normal operasjon tilføres separatorens 1 første kammer 5 crude eller råolje gjennom et innløp 19. På grunn av ulike egenvekter av partikler, vann og olje som råoljen kan inne-holde, vil de finnes hvilende i lag i separatorens 1 første kammer 5 med oljen som det øverste lag. Det er også mulig at et emulsjonslag vil oppstå, hvor nevnte lag hovedsakelig omfatter en vann-oljeblanding.
Ettersom det første kammer 5 fylles vil det dannes lag av partikler, vann og olje. Etter å ha fylt det første kammer til et topparti av skilleveggen 9, vil oljen som flyter på topp føres over i det andre kammer 7.
Vann og partikler tappes fra det første kammer via et vann-dreneringsutløp 21, mens separert olje i det andre kammer 7 tappes via et oljedreneringsutløp 23. Begge dreneringsutløp 21, 23 kan styres ved hjelp av ventilinnretninger.
Hydrokarboner i en gassformig tilstand fjernes fra beholderen 3 gjennom et gassutløp 24.
Ennvidere er separatoren 1 forbundet med en ventilasjonsled-ning 25. Ventilasjonsledningen 25 er forsynt med en ventil 27.
Hvis faststoffer i oljeslammet ikke tappes sammen med vannet, vil det dannes et stadig tykkere lag av faststoffer. Til slutt vil dette forårsake at emulsjonen føres over og inn i det andre kammer 7. Dette kan således forårsake at oljen som tappes fra det andre kammer 7 får et uønsket høyt vanninn-hold. I tillegg vil saltene i vannkammeret avleires på alle overflater som eksponeres for dette produserte vann.
For å unngå slike situasjoner må derfor en separator rengjø-res jevnlig. I forbindelse med rengjøring er det vanlig å inspisere separatoren innvendig for å oppdage potensielle feil eller mangler.
Når separatoren 1 skal rengjøres ved hjelp av fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse, føres damp fra dampmanifolden 13 inn i beholderen 3 via minst én av tilfør-selsledningene 5', 7'. Damp tilføres dampmanifolden 13 via en damptilførselsledning 29 som er forbundet med en dampgenera-tor (ikke vist).
I forbindelse med innføring av damp i beholderen 3, åpnes ventilen 27 for lufting av beholderen 3 for å unngå blant annet en uønsket trykkoppbygging i beholderen 3.
Et skummingsmiddel føres inn i dampmanifolden 13 fra en beholder 33 ved hjelp av en kjemikalieinjeksjonsledning 35 og en pumpeinnretning 37. Forbindelse mellom skummingsmiddel i beholderen 33 og kjemikalieinjeksjonsledningen 35 styres av en ventil 33'. Skummingsmiddelet befordres fra dampmanifolden 13 og inn i beholderen 3. På dette stadium er det ingen forbindelse mellom en beholder 34 som inneholder avleiringsfjer-ningsmiddel og kjemikalieinjeksjonsledningen 35. Forbindelsen styres av en ventil 34'.
Skummingsmiddelet kan også innbefatte et avfettingsmiddel.
Etter en tid, for eksempel, men ikke begrenset til to timers rengjøring ved hjelp av skummingsmiddelet, tømmes beholderen ved åpning av dreneringsutløpene 21, 23. Slammet, som nå er oppløst i det minste ved hjelp av damp, vil således tappes ut av separatoren 1. Oljen som nå er separert fra slammet, vil holdes hovedsakelig av skummingsmiddelet og tappes ut sammen med dette.
I de situasjoner hvor separatoren er forsynt med vannspylesystem 11, tilføres spylevann med fordel i noen få minutter, for eksempel tre til fem minutter, før åpning av avtapningene 21, 23.
Når avtapningene 21, 23 er åpnet, fortsetter tilførselen av damp og skummingsmiddel for et tidsrom av for eksempel åtte timer. Det er klart at tidsrommet kan være kortere eller lenger enn nevnte åtte timer.
Kjemikalietilførselsledningen 35 koples deretter fra skum-mingsmiddelbeholderen 33 ved å stenge ventilen 33' og forbin-des med beholderen 34 som inneholder et avleiringsfjernings-kjemikalium, ved å åpne ventilen 34'. Avleiringsfjernings-kjemikaliet kunne være sitronsyre eller et kelateringsmiddel. Syre eller kelateringsmiddel injiseres inn i dampmanifolden 13 og mates inn i beholderen via én av eller begge de første og/eller andre tilførselsledninger 5', 7' i for eksempel to timer. Avhengig blant annet av typen og/eller tykkelsen av avleiringen kan mer enn to timer eller mindre enn to timer også være aktuelt.
Til slutt spyles separatoren 1 innvendig ved hjelp av et fluid, for eksempel vann. Fluidet tilføres til manifolden 13 gjennom en fluidtilførselsledning 39, hvis formål er både å fjerne gjenværende kjemikalier og å kjøle separatoren 1. Spy-lingen holder typisk på i cirka tretti minutter, men kan vare kortere eller lengre.
Skulle det være en risiko for åt separatoren 1 blir overopp-hetet, for eksempel ved at en potensiell innvendig overflate-behandling ødelegges av den varme damp som tilføres under rengjøringsprosessen, kan nitrogen tilføres fra dampmanifolden 13, for eksempel sammen med dampen og skummingsmiddelet eller syre-/kelateringsmiddelet. Nitrogen kan tilføres dampmanifolden 13 fra en nitrogentank (ikke vist) gjennom en nit-rogentilførselsledning 41. Hvis nitrogen i væskeform finnes på bruksstedet, er det å foretrekke, men nitrogen i gassform kan også brukes.
I situasjoner hvor råoljen som tilføres separatoren 1 inneholder forholdsvis store mengder faststoffpartikler, kan ren-gjøringen av separatoren gjøres enda mer effektiv ved først å føre inn i separatoren 1, for eksempel før damp føres inn i separatoren 1, en blanding av et løsemiddel og et skummingsmiddel for å løse opp, blant annet, avleiringer av partikulært material fra bunnpartiet i separatoren 1. Via en ledning 45 som strekker seg mellom en kjemikaliebeholder 47 og beholderens 3 topparti, pumpes blandingen av løse- og skummingsmiddel inn i separatoren 1 ved hjelp av en pumpe 44.
Fullskalatester har vist at det er mulig å utføre en fullstendig rengjøring av en separator ved hjelp av fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse i løpet av mindre enn tolv timer, hvilket er veldig mye raskere enn ren-gjøring ved hjelp av enten tradisjonelle fremgangsmåter, som krever tre til sju døgn, eller ved hjelp av fremgangsmåten som er utviklet av ansøkeren for den foreliggende oppfinnelse, hvilken fremgangsmåte krever en rengjøringstid på førti til femti timer.
Etter rengjøring i henhold til den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte, er beholderen ren og fri for skadelige gasser i den grad at inspeksjonspersonell kan starte sitt arbeid uten avbrytelser som forårsakes av dannelse av hydrokarbongasser eller avleiringer.
Fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse er også meget miljøvennlig i forhold til kjent teknikks fremgangsmåter .
Oljen i slammet gjenvinnes, og overslagsberegninger har vist at avfallsmengden reduseres med mer enn 90 % sammenliknet med det som hittil har kunnet oppnås ved hjelp av kjent teknikks fremgangsmåter. Grunnen til dette er at separert olje, som tappes ut av separatoren 1 ved hjelp av skummingsmiddelet, kan gjeninnføres i produksjonsstrømmen og gjenvinnes. Fast-stoffene i slammet som tappes ut av separatoren består hovedsakelig av sand og avleiringer som normalt tillates dumpet i sjøen.
Tilførsel av et skummingsmiddel og samtidig tømming av en beholder har den virkning at hydrokarbonene gjenvinnes fra separatoren i væskeform heller enn at de unnslipper til atmo-sfæren i gassform. Overslagsberegninger viser at utslipp av hydrokarboner i gassform reduseres med cirka 90 %.
Under avleiringsfjerningsprosessen, kan den lille mengde av-fall (sammenliknet med fylling av og sirkulasjon i beholderen som i kjent teknikks fremgangsmåter) samles opp dersom sus-pekte strontium- og bariumsalter forekommer, og sendes for håndtering som spesialavfall. Mengden av spesialavfall reduseres med mer enn 95 % med den foreliggende oppfinnelse sammenliknet med alternative fremgangsmåter.
Claims (14)
1. Fremgangsmåte for å rengjøre en beholder (3) som er forurenset med i det minste etterlatenskaper av hydrokarboner og avleiringer, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene å: a) føre inn damp i en beholder (3); b) åpne for lufting av beholderen (3); c) føre inn et første kjemikalium i beholderen (3); d) åpne for å tappe slam fra beholderen (3) ; e) fortsette å tilføre damp og det første kjemikalium i en periode og deretter å stoppe nevnte tilførsel, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter trinnene å: f) føre inn et andre kjemikalium i beholderen (3) i en periode og deretter stoppe tilførselen; og g) spyle beholderen (3) ved hjelp av et fluid.
2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at et skummingsmiddel og et løse-middel anvendes som det første kjemikalium.
3. Fremgangsmåte i henhold til krav 2, karakterisert ved at det første kjemikalium videre innbefatter en syre.
4. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at det andre kjemikalium innbefatter en syre og/eller et kelateringsmiddel.
5. Fremgangsmåte i henhold til krav 3 og 4, karakterisert ved at sitronsyre anvendes som syre.
6. Fremgangsmåte i henhold til krav 4, karakterisert ved at det anvendes én eller flere av en polyakrylsyre, en polyfosfinsyre og en EDTA som kelateringsmiddel .
7. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at fremgangsmåten videre, før trinn a), omfatter et trinn å tilføre en blanding av minst et løsemiddel og et skummingsmiddel til oljeslammet for å løse opp avleiringer av partikulært material fra bunnpartiet av beholderen (3).
8. Fremgangsmåte i henhold til krav 7, karakterisert ved at blandingen er sammensatt kun av løsemiddelet og skummingsmiddelet, og at blandingen omfatter hvilket som helst blandingsforhold mellom lø-semiddelet og skummingsmiddelet.
9. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved å spyle, i trinn g), beholderen (3) med vann.
10. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter å føre inn nitrogen i væskeform eller gassform i beholderen (3) etter trinn d) for å tilveiebringe kjø-ling.
11. Fremgangsmåte i henhold til krav 7, karakterisert ved anvendelse av glykoleter som løse-middel .
12. Fremgangsmåte i henhold til krav 11, karakterisert ved at glykoleteren er BDGE.
13. Fremgangsmåte i henhold til krav 7, karakterisert ved anvendelse av aminoksid som skummingsmiddel .
14. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, karakterisert ved at aminoksiden er dimetyldodesyla-minoksid.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20084464A NO329002B1 (no) | 2008-10-23 | 2008-10-23 | En fremgangsmate for kjemisk rengjoring av en beholder |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20084464A NO329002B1 (no) | 2008-10-23 | 2008-10-23 | En fremgangsmate for kjemisk rengjoring av en beholder |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20084464L NO20084464L (no) | 2010-04-26 |
NO329002B1 true NO329002B1 (no) | 2010-07-19 |
Family
ID=42289267
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20084464A NO329002B1 (no) | 2008-10-23 | 2008-10-23 | En fremgangsmate for kjemisk rengjoring av en beholder |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
NO (1) | NO329002B1 (no) |
-
2008
- 2008-10-23 NO NO20084464A patent/NO329002B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20084464L (no) | 2010-04-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2169752C2 (ru) | Чистящая композиция, способ очистки нефтяных и газовых скважин, трубопроводов, обсадных труб и продуктивных пластов, способ выделения избыточной воды, осадка или их обоих из добытой сырой нефти и способ гидравлического разрыва пласта | |
US5540784A (en) | Pressurized closed flow cleaning system | |
EP1565277B1 (en) | Cleaning method | |
RU2008127391A (ru) | Обслуживающий флюид в углеводородной промышленности и способы выполнения обслуживающих работ | |
US6893509B2 (en) | Method of cleaning vessels in a refinery | |
NO326974B1 (no) | Framgangsmate ved rengjoring av en beholder | |
WO2002031309A2 (en) | Methods and apparatus for separating fluids | |
US10196287B2 (en) | Fouling mitigation in equipment used during hydrocarbon production | |
RU2309979C1 (ru) | Моющее средство "пан" для очистки поверхности от органических загрязнений (варианты) и способ его использования для очистки скважин, трубопроводов и емкостей от осадков нефтепродуктов и их отложений | |
NO329002B1 (no) | En fremgangsmate for kjemisk rengjoring av en beholder | |
RU2609786C1 (ru) | Способ подготовки магистрального нефтепровода для транспортировки светлых нефтепродуктов | |
RU2683742C1 (ru) | Способ очистки внутренней поверхности резервуаров от донных отложений с применением химических реагентов | |
US2715594A (en) | Method of cleaning asphalt tanks | |
JP2001300587A (ja) | 含油スラッジの排出方法 | |
RU2205709C2 (ru) | Способ подготовки газовых цистерн к ремонту и/или техническому освидетельствованию и устройство для его реализации | |
WO2007145852A3 (en) | Method for cleaning storage tanks | |
Bezymyannikov et al. | Recovery Throughput of Technological Pipelines and Useful Volume of Tanks for a Long Time Operated Pump Stations | |
NO327072B1 (no) | Framgangsmate ved rengjoring av en beholder | |
RU2637328C1 (ru) | Способ очистки внутренней поверхности технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций при подготовке к перекачке светлых нефтепродуктов | |
JP2008036537A (ja) | 燃料配管の洗浄方法 | |
RU65404U1 (ru) | Устройство для очистки емкостей хранения и транспортировки нефтепродуктов | |
CZ20013019A3 (cs) | Způsob čiątění tvrdého povrchu (varianty) a mycí směs k realizaci tohoto způsobu | |
RU2468958C1 (ru) | Способ и устройство мойки судовых танков при подготовке танкеров и газгольдеров к транспортировке нефтепродуктов | |
RU2585784C1 (ru) | Способ мойки резервуаров для нефти, нефтепродуктов или опасных жидких сред и комплекс оборудования для его осуществления | |
CN106867697B (zh) | 一种用于石化设备清洗的水基清洗剂 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |