NO334349B1 - Termisk fremgangsmåte for behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks - Google Patents
Termisk fremgangsmåte for behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks Download PDFInfo
- Publication number
- NO334349B1 NO334349B1 NO20043930A NO20043930A NO334349B1 NO 334349 B1 NO334349 B1 NO 334349B1 NO 20043930 A NO20043930 A NO 20043930A NO 20043930 A NO20043930 A NO 20043930A NO 334349 B1 NO334349 B1 NO 334349B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cuttings
- hydrocarbon
- contaminated
- weight
- treated
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 title claims abstract description 143
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 75
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 73
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 91
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 68
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 62
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 59
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 39
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 30
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 14
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 12
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical group [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 8
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 3
- 229910001514 alkali metal chloride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical group 0.000 claims description 3
- 229910001617 alkaline earth metal chloride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 2
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 2
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims 1
- 238000005367 electrostatic precipitation Methods 0.000 claims 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 60
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 17
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 6
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 6
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 6
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- -1 agglomerants Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 4
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N Calcium oxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 2
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical class OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 2
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 2
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 2
- 150000003071 polychlorinated biphenyls Chemical group 0.000 description 2
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 2
- 239000011882 ultra-fine particle Substances 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 229920002261 Corn starch Polymers 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008275 binding mechanism Effects 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000011362 coarse particle Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 239000008120 corn starch Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 150000002681 magnesium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000005029 sieve analysis Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 238000004148 unit process Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
- E21B21/066—Separating solids from drilling fluids with further treatment of the solids, e.g. for disposal
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09B—DISPOSAL OF SOLID WASTE NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B09B3/00—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09B—DISPOSAL OF SOLID WASTE NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- B09B3/00—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless
- B09B3/40—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless involving thermal treatment, e.g. evaporation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09C—RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09C1/00—Reclamation of contaminated soil
- B09C1/06—Reclamation of contaminated soil thermally
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Soil Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Hydrokarbonkontaminanter i borekaks generert i en oljeboringsoperasjon fjernes ved blanding av borekaksene med en agglomerant (1 24) for å produsere en forbehand-lingsblanding (126)- oppvarming (140) for å fordampe hydrokarbonkontaminantene under et forhold hvor dampmedrevbare partikler av borekaksene agglomereres ved hjelp av agglomeranten, og sammenbrerining av borekaksene hemmes; borekaks som har et redusert innhold av kontaminanten fjernes (1 80), og.fordampede hydrokarboner som har et redusert innhold av dampmedrevbare partikler utvinnes (1 60). På denne måten reduseres småpartikkelinnholdet av damper som frigjøres fra borekaksene.
Description
Den foreliggende oppfinnelsen angår behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks og særlig termisk desorpsjonsbehandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks.
Miljøreguleringer som styrer bruken av oljebaserte borefiuider har blitt inn-strammet, spesielt for offshore-boreoperasjoner, på grunn av potensielt uheldige effekter av borekaksutslipp i miljøet. Spesielt har oljebaserte borefiuider typisk svært dårlig bionedbrytbarhet under anaerobe forhold, slik som de som finnes i dypt sjøvann. Følgelig oppbygges hauger av borekaks, hvis fysisk-kjemiske egenskaper ikke endrer seg i betydelig grad, om noe, under slike anaerobe forhold, på sjøbunnen og danner potensielt miljøfarlige avsetninger. Også noen borefiuider har høye nivåer av aromatiske hydrokarboner som kunne ha potensielt uheldige giftighetsrelaterte effekter.
På grunn av mangler innen offshorebehandling av borekaks, oppsamles og transporteres borekaks noen ganger til land for behandling og fjerning. Dette øker risikoen for tilfeldig frigjøring av borekaks til vann under transport fra riggen til land for behandling på land. Siden offshoreborerigger har begrenset med plass, spesielt for lagring av borekaks, er det gjort forsøk på å effektivisere offshorebehandling av borekaks. Men en av ulempene med offshorebehandling av borekaks er den begrensede plassen som er tilgjengelig for utstyr.
En rekke kjente prosesser anvender et fluidisert sjikt for fordampning av kontaminanter fra faste stoffer. Imidlertid produserer som diskutert nedenfor mesteparten av prosessene betydelige mengder av fine småpartikler i gasstrømmen som går ut av det fluidiserte sjiktet. Småpartikler utgjør problemer for utvinning av væsker og i spillgass som frigjøres til atmosfæren. Derfor krever mange av prosessene diskutert nedenfor et omfattende støvoppsamlingssystem slik som en syklon eller posefilter for fjerning av småpartikler.
WO00/49269 (Mclntyre) beskriver en termisk desorpsjonsprosess hvor borefluiddamper termisk desorberes fra borekaks. Hydrokarbonkontaminerte borekaks mates til et trykksatt desorpsjonskammer hvor en varm oppvarmingsgass (for eksempel 204-316°C) pumpes inn i kammeret for å oppvarme borekaksene ved konveksjon. En blanding av borefluiddamper og oppvarmingsgass slippes ut gjennom et toppdamputløp og rensede borekakser fjernes via et underløp av borekaksutløp.
Gassblandingen prosesseres fortrinnsvis i en syklon for å fjerne fine partikler medrevet i gassen. Gassblandingen kondenseres så for å utvinne borefluiddamp i væskeform for resirkulering til et borefluidlagrings- og sirkuleringssystem.
U.S. patent nr. 5,882,381 (Hauck et al.) beskriver også et termisk desorpsjonssystem for behandling av hydrokarbonkontaminerte faste stoffer, i dette tilfellet et vakuum-termisk desorpsjonssystem. En inert gassgenerator anvendes for å opprettholde lav C>2 (under 7 %) for å forhindre forbrenning i prosessgasstrømmen. Den inerte gassen mates til et fluidisert sjikt ved en temperatur i et område på 316-871°C for å fordampe kontaminantene.
Prosessgassen som går ut av det fluidiserte sjiktet inneholder medrevne faste stoffer som fjernes i et høytemperatur posefilter slik som et pulsstråle-keramisk filter-støvoppsamlersystem. Gasstrømmen som går ut av posefilteret behandles så i en forkjøler og en kondensator for å fjerne eventuelle gjenværende småpartikler, vann og kontaminanter.
U.S. patent nr. 4,778,606 (Meenan et al.) angår en fremgangsmåte og et apparat for behandling av et polyklorinert bifenyl(PCB)kontaminert faststoff. Et kontaminert slam (5 til 90 % H2O) bringes i kontakt med svært varm luft og forbrenningsgasser i en separator ved en temperatur på 454-1371°C. Separatoren tørker, klassifiserer og fører slammet i en kontinuerlig operasjon. I den nedre delen av separatoren fluidiseres delvis tørre småpartikler til å fordampe kontaminanter. Fine småpartikler medrives i gasstrømmen ut av separatoren og mates til en syklonseparator.
Ethvert partikkelformet stoff som inneholder overskuddskontaminant kan returneres til en blander oppstrøms for separatoren for resirkulering. Blanderen blander det tørkede partikkelstoffet med det inngående slammet for mating til separatoren.
Meenan et al. foreslår at, om ønskelig, ytterligere materiale slik som rent vann eller kjemikalier kan tilsettes slammet i blanderen/materen for å tilveiebringe et slam som har en forhåndsbestemt prosent (for eksempel 50 vekt% vann) eller for å desinfisere eller på annen måte behandle slammet i blanderen.
DE 36 04 761 Al (Schattenberg) beskriver også en termisk desorpsjon for behandling av hydrokarbonkontaminert jord ved anvendelse av et roterende rør eller fluidsjikt. En inert bærergass slik som nitrogen anvendes for oppvarming av jorda til hydrokarbonkontaminantens koketemperatur (for eksempel 400°C). Nitrogen, vanndamp og fordampede hydrokarboner strømmer ut av det roterende røret eller fluidsjiktet gjennom en støvfjerner for separering av småpartikler og deretter gjennom et destillasjonstårn for separering av vann og olje.
Ingen av de ovennevnte prosessene beskriver eller foreslår behandling av faste stoffer før termisk desorpsjon på en måte for å redusere småpartikkelutslippet eller for å øke partikkelstørrelsen.
U.S. patent nr. 5,200,033 (Weitzman) foreslår å anvende et bindemiddel i en størknings-/stabiliseringsprosess. Weitzmans termiske desorpsjonsprosess anvender en termisk kontaktor med elektriske eller fiuidoppvarmede vegger. Kontaminerte faststoffer røres og beveges gjennom brennkammeret av dampstråler, luftstråler, mekaniske raker, ploger eller armer. Veggtemperaturen øker nedstrøms i bevegelsesretningen til de faste stoffene for å oppvarme de faste stoffene og frigjøre flyktige komponenter. En spylegass slik som en ikke-kondenserbar gass eller overopphetet damp anvendes for å spyle de flyktige komponentene frigjort fra faststoffene.
Bindemidler kan tilsettes for å stabilisere og størkne de kontaminerte faste stoffene. Foreslåtte bindemidler omfatter portlandsement, pozzolaniske materialer, flyveaske, sementovnstøv, kalkovnstøv, ulesket kalk, kalsiumhydroksid, kalsiumoksid, magnesiumforbindelser, natriumhydroksid og oppløselige silikater. Bindemidlene kan mates separat inn i kammeret eller forblandes med forurenset jord.
Gasser fra kammeret kondenseres for å fjerne kontaminant og vanndamp og passeres så gjennom en småpartikkeloppsamlingsanordning (for eksempel elektrostatisk bunnfellingsapparat, vaskeapparat eller stoffilter). Weitzman erkjente at mange typer faststoffer vil sammenbrenne på varme overflater slik som kontaktorens vegger. Følgelig tilveiebringer han en rekke skraper eller raker for å skrape kontaktorens vegger.
Men borekaks er spesielt tilbøyelig til sammenbrenning når de oppvarmes på grunn av beskaffenheten til de faste stoffene og borefiuidene. Mens prosesser som de til Weitzman kan skrape veggene til den termiske kontaktoren for å ta hånd om sammenbrenning, er ikke fluidiserte sjiktprosesser de som bidrar til slike anordninger. Når sammenbrenning forekommer, fanger et fast eksternt lag hydrokarbonkontaminanter på innsiden av sammenbrenningen, som resulterer i ineffektiv behandling. Derfor har fagfolk unngått tilsetning av ytterligere komponenter til de kontaminerte faststoffene som kan føre til ytterligere sammenbrenning.
På den annen side produserer termiske desorpsjonsprosesser, og særlig fluidiserte sjiktprosesser, fine småpartikler som ikke er lette å håndtere, spesielt når det er plassbegrensninger.
Ifølge ett aspekt av den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for fjerning av hydrokarbonkontaminant fra borekaks generert i en oljeboringsoperasjon som er kjennetegnet ved: i) blanding av borekaks som inneholder en hydrokarbonkontaminant med en
agglomerant for å produsere en forbehandlingsblanding;
ii) oppvarming av forbehandlingsblandingen ved en temperatur som er effektiv til å fordampe hydrokarbonkontaminanten av borekaksene, under en tilstand hvor borekakspartikler som normalt er dampmedrevbare agglomereres av agglomeranten, og sammenbinding av borekaks hemmes;
iii) utvinning av borekaks som har et redusert innhold av kontaminanten; og
iv) utvinning av fordampede hydrokarboner som har et redusert innhold av dampmedrevbare partikler.
Ifølge en særlig utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for behandling av borekaks forurenset med minst ett hydrokarbon, som er kjennetegnet ved trinnene: (a) tilveiebringelse av hydrokarbonkontaminerte borekaks med en første partikkelstørrelsesfordeling som har en første middeldiameter; (b) blanding av de hydrokarbonkontaminerte borekaksene med en agglomerant for å produsere en forbehandlingsblanding; (c) etablering av en forbehandling med totalt væskeinnhold i forbehandlingsblandingen i et område fra ca. 5 vekt% til ca. 20 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen; (d) røring og oppvarming av forbehandlingsblandingen ved en temperatur som er tilstrekkelig til å fordampe stort sett alt av- hydrokarbonet under agglomerering av dampmedrevbare partikler i borekaksene for å danne agglomerater; og (e) utvinning av behandlede borekaks med en andre partikkelstørrelses-fordeling som har en andre middeldiameter større enn den første middeldiameteren, de behandlede borekaksene har et resterende hydrokarboninnhold på mindre enn eller lik ca 3 vekt%, basert på totalvekten av de behandlede borekaksene.
Den termiske desorpsjonsprosessen ifølge den foreliggende oppfinnelsen vil bedre forstås under henvisning til den følgende detaljerte beskrivelsen og figurene som det er henvist til der, hvor: Figur 1 er et flytskjema av en utførelsesform av en termisk prosess for behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks; Figur 2 er et flytskjema av en annen utførelsesform av en termisk prosess for behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks hvor minst en andel av de behandlede borekaksene resirkuleres; og Figur 3 er et flytskjema av en ytterligere utførelsesform av en termisk prosess for behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks anvendt i eksempel 1.
Definisjoner
Partikkelstørrelse uttrykkes vanligvis ved dimensjonen av dens "partikkeldiameter". Ikke-sfæriske partikler er vanligvis beskrevet å være ekvivalente i diameter med en sfære (kule) som har samme massen, volumet, overfiatearealet eller sedimenterings-hastigheten som den aktuelle ikke-sfæriske partikkelen. Partikkeldiameter uttrykkes typisk i u.m-enheter (dvs. IO"<6>m).
"Middeldiameter" betyr partikkeldiameteren hvor halvparten av den målte mengden (masse, overflateareal, antall) av partikler har en partikkeldiameter som er mindre enn den diameteren. Følgelig er middeldiameteren, dso, et mål for sentraltendens og kan lett estimeres, spesielt når data er presentert i kumulativ form. Data kan oppnås for eksempel fra siktanalyse.
Et "agglomerat" er en klynge av to eller flere partikler som er holdt sammen av fysiske, kjemiske og/eller fysisk-kjemiske vekselvirkninger.
Et "agglomereringsmiddel" er en substans som vil binde faste partikler sammen for å danne et agglomerat etter at bærervæske er fordampet.
En "agglomerant" er en oppløsning eller blanding av agglomereringsmiddel og en bærervæske.
"Totalt væskeinnhold" ("TLC") er totalvekten av all væske i en blanding, omfattende bulkvæsker, væsker på de faste partikkeloverflatene og væsker absorbert inn i faste partikler. Forholdene for væskefasen er atmosfærisk trykk og drifts-temperaturer. Væsker i en blanding kan omfatte, uten begrensning, vann, hydrokarboner, vandige saltløsninger, agglomeranter, emulgatorer, overflateaktive midler og kombinasjoner derav.
"Hydrokarbonkontaminerte borekaks" ("HC-kontaminerte borekaks") er stein-partikler og borefluid gjenvunnet fra en brønnboringsoperasjon. Den nøyaktige sammensetningen av borekaksene vil variere fra en operasjon til en annen og under en operasjon på grunn av endring av steinsammensetningen og borefluid-sammensetningen. Imidlertid omfatter hydrokarbonkontaminerte borekaks, uten begrensning, hydrokarboner, vann, skifer, leirer, sandstein, karbonater, borefiuider og kombinasjoner derav.
"Dampmedrevbare partikler" er partikler, spesielt fine partikler, av borekaksene som har fysiske karakteristikker slik at de kan medrives i hydrokarbondampen som frigjøres fra forbehandlingsblandingen ved fordampning under oppvarmingstrinnet. Den omfatter på samme måte slike partikler som kan medrives av gasser, typisk inerte bærergasser, som passerer gjennom forbehandlingsblandingen under oppvarmingstrinnet.
Prosess
I henhold til den foreliggende oppfinnelsen blandes hydrokarbonkontaminerte ("HC-kontaminerte") borekaks med en agglomerant for å produsere en forbehandlingsblanding. Forbehandlingsblandingen oppvarmes for å fordampe hydrokarbonkontaminanten av borekaksene under agglomerering av dampmedrevbare partikler av borekaksene, for å danne agglomerater som ikke er medrevet av hydrokarbondampen som frigjøres fra forbehandlingsblandingen.
I en særlig utførelsesform kontrolleres det totale væskeinnholdet ("TLC") av forbehandlingsblandingen til et væskeinnhold i området fra ca 5 vekt% til ca 20 vekt% basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen. Blandingen røres og oppvarmes så i en termisk desorpsjonsenhet slik at (1) agglomerater dannes og (2) stort sett alt hydrokarbonet fordampes. Typisk kan hydrokarbonet omfatte C8-C24hydrokarboner. Ved produksjon av agglomerater, spesielt fine partikler, reduseres i betydelig grad mengden av fine partikler medrevet i gass som går ut av den termiske desorpsjonsenheten. Imidlertid er ikke agglomeratene så store at det fører til sammenbrenning i den termiske desorpsjonsenheten.
Generelt er hydrokarbonkontaminerte borekaks fluidiserbare og således er det spesielt passende å utføre oppvarmingen eller den termiske desorpsjonen når de kontaminerte borekaksene er i en fluidisert tilstand. Gassen som anvendes for etableringen av den fluidiserte tilstanden vil typisk være en inertgass slik som nitrogen, og strøm av slik gass gjennom forbehandlingsblandingen bidrar til utløpet eller frigjøringen av damper av hydrokarbonkontaminanten fra forbehandlingsblandingen.
Generelt har behandlede borekaks en middeldiameter som er større enn middeldiameteren til de HC-kontaminerte borekaksene før behandling. Dessuten er resterende HC-innhold i de behandlede borekaksene mindre enn ca 3 vekt%, basert på totalvekten av de behandlede borekaksene.
Fordelene ved prosessen beskrevet her omfatter, uten begrensning, (1) redusert småpartikkelkonsentrasjon i gass som strømmer ut av den termiske desorpsjonsenheten, (2) behandlede borekaks som på en sikrere måte kan fjernes på grunn av redusert HC-innhold, (3) HC utvinnes og, som et resultat av redusert småpartikkel-innhold i kondensert utvunnet HC, kan anvendes på nytt om ønskelig og (4) redusert plasskrav både for plattformer på land og offshore sammenlignet med konvensjonelle prosesser.
Prossbeskrivelse
Under henvisning til figur 1 har en termisk prosess 110 for behandling av HC-forurensede borekaks 122 en forbehandlingsmodul 120, en termisk desorpsjons-modul 140, en utløpsgassbehandlingsmodul 160 for behandling av utløpsgass fra den termiske desorpsjonsmodulen 140 og en behandlet borekakshåndteringsmodul 180 for håndtering av behandlede borekaks fra den termiske desorpsjonsmodulen 140. Hver av modulene er nærmere diskutert nedenfor.
Den oppfinneriske termiske prosessen kan drives i for eksempel en satsvis, matet-satsvis, kontinuerlig, semikontinuerlig eller uavbrutt måte avhengig av den nødvendige gjennomstrømningen kontra prosesskapasiteten. Fortrinnsvis drives den oppfinneriske termiske prosessen på en kontinuerlig måte.
F orbehandlingsmodul
HC-kontaminerte borekaks 122 forbehandles i forbehandlingsmodulen 120 før de blir matet til den termiske desorpsjonsmodulen 140. Særlig blandes føde HC-kontaminerte borekaks 122 med en agglomerant 124, diskutert nærmere nedenfor, for å produsere en forbehandlingsblanding 126. Det totale væskeinnholdet ("TLC") av forbehandlingsblandingen kontrolleres i et område på fra ca 5 vekt% til ca 20 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen 126.
Føde HC-kontaminerte borekakser 122 har typisk en første middeldiameter i et område på fra ca 15 u.m til ca 400 u.m (IO<6>m). TLC av HC-kontaminerte borekaks 122 kan endre seg fra operasjon til operasjon og fra trinn til trinn i en operasjon. Imidlertid er TLC i et område på fra ca 5 vekt% til ca 40 vekt%, mer typisk i et område på fra ca 15 vekt% til ca 20 vekt%, basert på totalvekten av de HC-kontaminerte borekaksene 122.
Etter blanding av agglomeranten 124, bør forbehandlingsblandingen 126 ha et TLC (TLCpt) i et område på fra ca 5 vekt% til ca 20 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen 126. Ved en TLCpt på mindre enn 5 vekt%, er agglomerater mindre sannsynlig dannet og ved en TLCpt på mer enn ca 20 vekt%, vil agglomerering være ukontrollert og sammenbrenning kan skje. I spesielle forsøk ble det funnet at ved TLCpy på ca 40 vekt%, så ble en termisk desorpsjonsenhet sammenbrent etter 2 timers drift slik at drift måtte avsluttes. Ved en TLCpt på ca 20 vekt%, krevde på en annen side at den samme enheten drevet i 24 timer før sammenbrenning at driften måtte avbrytes for fjerning av sammenbrent materiale. Fortrinnsvis er TLCpt i et område på fra ca 10 vekt% til ca 18 vekt%. Mer foretrukket er TLCpt i et område på fra ca 14 vekt% til ca 17 vekt%.
TLC kan måles ved bruk av en retortetest som er vanlig å bruke i borefiuidbransjen eller en hvilken som helst annen egnet kommersielt tilgjengelig testmetode.
Hvis TLCpt er på utsiden av det ønskede området, bør TLC reguleres som diskutert nedenfor. Imidlertid vil det forstås at det kan være operasjoner eller operasjonstrinn hvor forbehandlingsblandingen 126 vil være i det ønskede området og hvor det ikke er nødvendig med TLC-regulering.
TLCpti forbehandlingsblandingen 126 kan kontrolleres på mange forskjellige måter. For eksempel, for å redusere TLC kan væske fjernes fra borekaksene og/eller relativt tørrere faststoffer kan blandes med de HC-kontaminerte borekaksene 122.1 begge tilfeller kan TLC reduseres før og/eller etter tilsetning av agglomerant 124. Imidlertid, ved fjerning av væske, er det foretrukket å gjøre dette før tilsetning av agglomerant 124. Ellers kan agglomerant 124 tapes.
For eksempel, når TLC av de HC-kontaminerte borekaksene (TLCdc) 122 før tilsetning av agglomerant 124 er mer enn ca 20 vekt%, kan væske fjernes fra borekaksene. Væske kan fjernes for eksempel, uten begrensning, ved å føre minst en andel av de HC-kontaminerte borekaksene 122 gjennom en presse (ikke vist), en rystesil (ikke vist), en sentrifuge (ikke vist) eller en kombinasjon derav.
Ved en TLCdcpå mindre enn ca 20 vekt% blir væskefjerning ved bruk av disse mekaniske anordningene vanskeligere. Følgelig, når det er mindre enn ca 20 vekt%, er det foretrukket å tilsette relativt tørrere faststoffer til de HC-kontaminerte borekaksene 122.1 en foretrukket utførelsesform, illustrert i figur 2 og nærmere diskutert nedenfor, kan minst en andel av de behandlede borekaksene 284 resirkuleres til forbehandlingsmodulen 226 for å redusere TLCDctil det ønskede nivået. De behandlede borekaksene 284 kan kjøles eller anvendes i en varm eller het tilstand etter behandling.
En fordel ved å anvende tidligere behandlede borekaks 284, er at totalmengden av faste stoffer som senere må fjernes ikke øker ut over mengden utvunnet fra boreoperasjonen. Alternativt kan andre tørrere kornmaterialer tilsettes til de HC-kontaminerte borekaksene 122. Eksempler på egnet tørrere kornmateriale omfatter, uten begrensning, jordstein, gips, leire, sand, silt og kombinasjoner derav.
Middeldiameteren til et hvilket som helst fast stoff, enten det er resirkulerte behandlede borekaks, andre tørrere kornmaterialer eller en kombinasjon derav, er fortrinnsvis i et område på fra ca 30 |j,m til ca 400 \ im.
For å øke TLC kan væske omfattende ytterligere agglomerant 124, sjøvann og/eller væsker utvunnet fra prosessen, tilsettes til de HC-kontaminerte borekaksene 122 og/eller forbehandlingsblanding 126.
Forbehandlingsblandingen 126 bør blandes tilstrekkelig for å produsere en i alt vesentlig homogen blanding. Eksempler på egnede blandeanordninger omfatter, uten begrensning, båndskruer, spiralskruer, kollerganger og kombinasjoner derav.
Forbehandlingsblandingen 126 mates så til den termiske desorpsjonsenheten 140 via fødeanordning 142. Eksempler på egnet fødeanordning omfatter, uten begrensning, vriborer, transportbånd og kombinasjoner derav.
Agglomerant og agglomereringsmiddel
Som definert ovenfor er en agglomerant en oppløsning eller blanding av en væske
og et agglomereringsmiddel anvendt for å holde to eller flere partikler sammen for å danne et agglomerat. Fortrinnsvis er væsken anvendt for å produsere agglomeranten vann eller en vandig oppløsning. Egnede agglomereringsmidler omfatter substanser som (1) danner faste broer ved tørking, (2) holder partikler sammen med mobile væskegrenseflatekrefter og komprimerer, fortykker eller herder når de blir oppvarmet og/eller (3) holder partikler sammen med intramolekylære og elektrostatiske krefter.
Faste broer dannes ved krystallisering av agglomereringsmiddelet når agglomereringsmiddelet tørker under termiske prosesseringsbetingelser. Eksempler på agglomereringsmidler som danner faste broer omfatter, uten begrensning, alkalimetall- og jordalkalimetallsalter.
En annen egnet brodannende mekanisme tilveiebringes av agglomeranter som innledningsvis holder partikler sammen med mobile væskegrenseflatekrefter. Agglomeranten holder partikler sammen med linseformede ringer ved kontakt-punkter mellom partikler. Etter termisk desorpsjon størkner agglomeranten som mange andre klebemidler. Stivelser er egnede agglomereringsmidler for denne agglomerantklassen.
En tredje agglomereringsmiddelklasse er den hvor intramolekylære og elektrostatiske krefter holder partikler sammen uten nærværet av materialbroer, slik som de dannet med mobile væskebroer og faste broer. I dette tilfellet dannes agglomerater med partikler av agglomereringsmiddel som kontakter borekakssmåpartikler under røring.
Agglomereringsmidler som holder partikler sammen ved mekanisk innbyrdes låsing og immobile væskebroer er mindre foretrukket for bruk i den oppfinneriske termiske prosessen på grunn av at agglomeratstyrken med bindemekanismene er typisk ikke tilstrekkelig til å holde agglomeratet sammen under prosessering.
Det er kjent en rekke agglomereringsmidler, men for å oppnå de beste resultatene som et agglomereringsmiddel for den oppfinneriske HC-kontaminerte borekaks-behandlingsprosessen, bør agglomereringsmiddelet fortrinnsvis tilfredsstille de følgende kriterier: 1. Stabil ved temperaturen anvendt i den termiske desorpsjonsenheten 140. For eksempel bør agglomereringen være stabil ved temperaturer i området fra ca 200°C til ca 400°C. Det er klart at agglomereringsmiddelet ikke bør spaltes termisk og ikke fordampe ved den termiske desorpsjonsenhetsprosess-temperaturen. 2. Forenlig med HC-baserte borefiuider. Særlig bør agglomereringsmiddelet på egnet måte være inert og ikke reagere med komponenter av HC-baserte borefiuider, på noen måte som ville interferere med agglomererings-funksjonen. 3. Blandbar med våte HC-kontaminerte borekakser for å danne en tilstrekkelig homogen blanding. 4. Tilveiebringe en tilstrekkelig styrke for å opprettholde integriteten av de formelle agglomeratene under prosessen. Styrken som er nødvendig er avhengig av prosessen og utstyret som anvendes. Imidlertid er fortrinnsvis den resulterende agglomeratstyrken minst ca 200 kPa.
Fortrinnsvis tilfredsstiller også agglomereringsmiddelet miljøstandarder for fjerning av behandlede borekaks offshore og/eller på land. Mer foretrukket tilfredsstiller agglomereringsmiddelet miljøstandarder for fjerning av behandlede borekaks på stedet.
Valg av et agglomereringsmiddel og den passende konsentrasjonen kan bestemmes for en spesifikk prosess og utstyr ved skalamodelltesting ved anvendelse av en skalamodell av den designerte termiske prosessen.
Eksempler på egnede salter omfatter alkalimetallklorider, -kloritter, -nitrater, -nitritter, -sulfater, -sulfider, -sulfitter, -karbonater og jordalkalimetallklorider, -kloritter, -nitrater, -nitritter, -sulfater, -sulfider, -sulfitter, -karbonater og kombinasjoner derav. Foretrukne salter omfatter NaCl, CaCb, KC1 og kombinasjoner derav.
Eksempler på egnede stivelser omfatter maisstivelse, potetstivelse og kombinasjoner derav.
Som nevnt ovenfor bør agglomereringsmidler tilveiebringe tilstrekkelig styrke for å opprettholde integriteten av agglomeratet under prosessering. Faktorer som påvirker agglomeratstyrke omfatter for eksempel, uten begrensning, temperatur, blandings-grad, konsentrasjon av agglomereringsmiddel og TLC av forbehandlingsblandingen.
Agglomereringsmiddelkonsentrasjonen er fortrinnsvis i et område fra ca 0,2 vekt% til ca 5 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen.
Termisk desorpsjonsenhet
Så snart forbehandlingsblandingen 126 er matet til den termiske desorpsjonsenheten 140 via fødeanordninger 142, røres og oppvarmes blandingen i den termiske desorpsjonsenheten 140.
Den termiske desorpsjonsenheten 140 tilveiebringer minst tvangsstyrt konveksjons-varme for å varme opp forbehandlingsblandingen ved direkte kontakt med en varm fødegass 144. Fødegassen 144 bør være ved en temperatur som er tilstrekkelig til å fordampe hydrokarboner (HC) i de HC-kontaminerte borekaksene. Fortrinnsvis innføres fødegassen 144 til den termiske desorpsjonsenheten 140 ved en temperatur i et område på fra ca 200°C til ca 500°C. Ved temperaturer høyere enn 500°C er det en mulighet for HC-forkoksing ved at avsetninger blir dannet på utstyrs overflater.
Eksempler på egnede termiske desorpsjonsenheter omfatter, uten begrensning, fluidiserte sjikt, sprutesjikt, rotasjonstromlere, vibrasjonsbånd, ristebånd og kombinasjoner derav. Fortrinnsvis er den termiske desorpsjonsenheten et fluidisert sjikt.
Fødegassen 144 anvendt for oppvarming av de HC-kontaminerte borekaksene er fortrinnsvis inerte overfor de HC-kontaminerte borekaksene eller i alt vesentlig
ikke-oksiderende for å redusere sjansen for antennelse av hydrokarbondamper. Mer foretrukket har fødegassen 144 til den termiske desorpsjonsenheten 140 mindre enn ca 8% oksygen på en molfraksjonsbasis. Mest foretrukket velges fødegassen 144 fra gruppen bestående av nitrogen, karbondioksid, damp og kombinasjoner derav.
Utløpsgass 162 fra den termiske desorpsjonsenheten 140 mates til utløpsgass-behandlingsmodulen 160, diskutert nærmere nedenfor. I en foretrukket utførelses-form, illustrert i figur 2 og nærmere diskutert nedenfor, føres utløpsgassen 262 gjennom en preliminær faststoff-separasjonsenhet 250, typisk en syklon, og en andel av denne gassen 246 resirkuleres til den termiske desorpsjonsenheten 240.1 dette tilfellet vil den behandlede utløpsgassen 246 resirkulert til den termiske desorpsjonsenheten 240 omfatte enhver gass innført innledningsvis, damp og HC-damper.
Den gjennomsnittlige oppholdstiden i den termiske desorpsjonsenheten 140 vil avhenge av en rekke faktorer som omfatter, uten begrensning, enhetskapasiteten, typen av termisk desorpsjonsenhet, temperatur, strømningshastighet til forbehandlingsblandingen, TLCptog gasstrømningshastighet. Når den termiske desorpsjonsenheten imidlertid generelt er et fluidisert sjikt, er den gjennomsnittlige oppholdstiden fortrinnsvis i et område på fra ca 1 minutt til ca 15 minutter. Mer foretrukket er den gjennomsnittlige oppholdstiden i det fluidiserte sjiktet i området fra ca 3 minutter til ca 6 minutter.
Etter hvert som borekaksene blandes, oppvarmes og røres i det fluidiserte sjiktet, dannes agglomerater. Borekaks behandlet i konvensjonelle prosesser kan ha (1) ukontrollert agglomerering som igjen forårsaker sammenbrenning og/eller (2) betydelige småpartikler medrevet i gassen som går ut av den termiske desorpsjonsenheten. Ved å kontrollere TLCptog ved anvendelse av et agglomereringsmiddel, reduseres i betydelig grad sammenbrenning slik at (a) det er liten avbruddstid for utstyret og (b) HC fordampes mer fullstendig fra borekaksene. Samtidig reduseres i betydelig grad mengden av småpartikler medrevet i utløpsgassen som derved i betydelig grad reduserer gassbehandling for småpartikler.
Utløpsgassbehandlingsmodul
Utløpsgass 162 som går ut av den termiske desorpsjonsenheten 140 mates til en utløpsgassbehandlingsmodul 160. Utløpsgassbehandlingsmodulen 160 kan omfatte, uten begrensning, en eller flere prosesser for fjerning av resterende medrevne partikler, som reduserer temperaturen av utløpsgassen, kondenserer vanndamp og separerer hydrokarbondamp.
Medrevne småpartikler har generelt en partikkeldiameter i området opp til ca 30 u.m. En av fordelene med den oppfinneriske HC-kontaminerte borekaksbehandlings-prosessen er at mengden av småpartikler medrevet i utløpsgassen 162 i betydelig grad reduseres sammenlignet med konvensjonelle borekaksbehandlingsprosesser.
Resterende småpartikler medrevet i utløpsgassen 162 kan fjernes, uten begrensning, for eksempel ved hjelp av sentrifugevirvelseparasjon, syklonseparasjon, poseseparasjon, dråpeslag, sentrifugeseparasjon, kornsjiktseparasjon, filtrering, elektrostatisk bunnfelling, inert separasjon og kombinasjoner derav.
Utløpsgassen 162 behandles fortrinnsvis for å redusere temperaturen av utløps-gassen 162 før den frigjøres til omgivelsene. For eksempel kan temperaturen på utløpsgassen 162 som går ut fra den termiske desorpsjonsenheten 140 være i et område på fra ca 200°C til ca 400°C. Fortrinnsvis reduseres temperaturen til 100°C, fortrinnsvis ca 40°C, før frigjøring av gassen til atmosfæren.
Etter hvert som utløpsgassen 162 avkjøles, vil vann og HC-damp kondensere. Fortrinnsvis separeres det kondenserte HC fra vann.
I en foretrukket utførelsesform resirkuleres det kondenserte og separerte HC for bruk i boreoperasjonen. På grunn av at de medrevne småpartiklene er redusert i betydelig grad sammenlignet med de konvensjonelle HC-kontaminerte borekaks-behandlingsprosessene, har det kondenserte HC utvunnet i utløpsgassbehandlings-modulen 160 en betydelig redusert faststoff-fylling. Fortrinnsvis har det kondenserte HC en faststoff-fylling på mindre enn ca 10 vekt% basert på totalvekten av det kondenserte HC.
I en annen foretrukket utførelsesform, illustrert i figur 2, resirkuleres minst en andel av utløpsgassen 246 til den termiske desorpsjonsenheten 240. Utløpsgassen 246 resirkuleres fortrinnsvis etter å ha blitt behandlet (250) for å fjerne minst noen, hvis ikke alle, medrevne småpartikler. Om ønskelig kan HC-damp separeres før resirkulering av den behandlede utløpsgassen 246. Imidlertid er det ikke nødvendig å kondensere HC fra utløpsgassen før resirkulering. Fortrinnsvis oppvarmes den behandlede utløpsgassen 246 ved bruk av en oppvarmingsenhet 244 før den blir resirkulert til den termiske desorpsjonsenheten 240.
Behandlet borekakshåndteringsmodul
Behandlede borekaks 182 fra den termiske desorpsjonsenheten 140 mates til den behandlede borekakshåndteringsmodulen 180. De behandlede borekaksene 182 har typisk et resterende HC-innhold på mindre enn ca 3 vekt% basert på totalvekten av de behandlede borekaksene. Fortrinnsvis har de behandlede borekaksene 182 et resterende HC-innhold på mindre enn ca 1 vekt%, mer foretrukket mindre enn ca 0,5 vekt% og mest foretrukket mindre enn ca 0,1 vekt%, basert på totalvekten av de behandlede borekaksene.
På grunn av at laverekokende væsker vil fordampe lettere i den termiske desorpsjonsenheten 140, vil resterende væske, hvis det er noe, som er tilstede i de behandlede borekaksene 182 ha en tendens til å være HC som har et relativt høyere kokepunkt. Derfor er TLC av de behandlede borekaksene 182, på samme måte som det resterende HC, mindre enn ca 2 vekt% basert på totalvekten av de behandlede borekaksene. Fortrinnsvis er TLC av de behandlede borekaksene 182 mindre enn ca 1 vekt%, mer foretrukket mindre enn ca 0,5 vekt% og mest foretrukket mindre enn ca 0,1 vekt%, basert på totalvekten av de behandlede borekaksene.
Også fordi agglomerater ble dannet i den termiske desorpsjonsenheten 140, har de behandlede borekaksene 182 en andre middeldiameter som er større enn den første middeldiameteren av de HC-kontaminerte borekaksene 122.
Fortrinnsvis er den andre middeldiameteren minst ca 1,5 ganger større enn den første middeldiameteren. Mer foretrukket er den andre middeldiameteren i et område på fra ca 300 um til ca 2000 u.m.
Fordi et formål med prosessen beskrevet her er å unngå sammenbrenning, er fortrinnsvis partikkeldiameteren til agglomeratene ikke mer enn ca 5000 \ im.
I utførelsesformen av den termiske prosessen for behandling av HC-kontaminerte borekaks i figur 2, er deler som er de samme som i figur 1 identifisert ved det samme tallet men økt med 100, således for eksempel desorpsjonsenheten 140 i figur 1 eller desorpsjonsenheten 240 i figur 2.1 termisk prosess 210 i figur 2 resirkuleres minst en andel av de behandlede borekaksene 284 til forbehandlingsmodulen 220 for å redusere TLC av forbehandlingsblandingen 226. En fordel ved å anvende tidligere behandlede borekaks 284 er at totalmengden av faststoffer som senere må fjernes ikke øker ut over mengden utvunnet fra boreoperasjonen.
De behandlede borekaksene 284 kan avkjøles eller anvendes i en varm eller het tilstand etter behandling.
De følgende ikke-begrensende utførelseseksemplene ifølge den foreliggende oppfinnelsen er bare tilveiebrakt for illustrasjonsformål.
I figur 3 er deler som er like eller tilsvarende de i figur 1 identifisert ved det samme tallet, men økt med 200.
EKSEMPEL 1
Figur 3 illustrerer den termiske prosessen 310 anvendt i eksempel 1. En 1,000 kg prøve av HC-kontaminerte borekaks 322 ble oppnådd fra en boreoperasjon i Alberta, Canada. De HC-kontaminerte borekaksene 322 hadde en TLC på 19 vekt% basert på totalvekten av borekaksene. HC-innholdet var 13 vekt% og vanninnholdet var 6 vekt% som bestemt ved bruk av Soxhlet-apparatekstraksjon. Partikkel-størrelsesfordelingen av de HC-kontaminerte borekaksene 322 ble bestemt ved siktanalyse etter ekstraksjon. Resultatene er opplistet i tabell 1.
De HC-kontaminerte borekaksene 322 ble blandet med 31 kg agglomerant 324 for å produsere en forbehandlingsblanding 326. Agglomeranten 324 var en vandig NaCl-oppløsning som inneholdt 8 kg NaCl (agglomereringsmiddel). 400 kg av behandlede borekaks 384 ble tilsatt til forbehandlingsblandingen 326 ved omgivelses-temperatur. Forbehandlingsblandingen 326 ble blandet ved anvendelse av en Caterpillar (varemerke) traktorleddet frontmater med en beholder (shale bin). TLCptav forbehandlingsblandingen 326 var 15 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen 326. HC-innholdet av forbehandlingsblandingen 326 var 9,1 vekt% og vanninnholdet var 5,9 vekt%.
Forbehandlingsblandingen 326 ble matet til den termiske desorpsjonsenheten 340, omfattende et fluidisert sjikt 341 med en integralseparator 343. Fødehastigheten til det fluidiserte sjiktet 341 var 1,000 kg/h.
Resirkulert gass (2,600 kg/h) ble oppvarmet til en temperatur på ca 430°C i brenner 345 ved forbrenning med dieselolje (22 kg/h). Den resulterende varme gassen 344 ble matet til det fluidiserte sjiktet ved en hastighet på 3,000 kg/h. Drifts-temperaturen i det fluidiserte sjiktet 341 var ca 320°C. Hastigheten til det fluidiserte sjiktet var 1,5 m/s og fluidiseringsområdet var fra 0,3 mm til ca 6 mm, som betyr at partikler i dette størrelsesområdet ble fluidisert men forble i prosessoren.
Ca 810 kg grove partikler 382 ble utvunnet fra det fluidiserte sjiktet 341. Partikkel-størrelsesfordelingen for den grove fraksjonen er opplistet i tabell 2. De behandlede borekaksene hadde et resterende HC-innhold på ca 0,05 vekt%.
Utløpsgassen 362 ble matet til en syklonseparator 364 for å fjerne fine småpartikler medrevet i utløpsgassen 362.
150 kg småpartikler ble utvunnet fra syklonseparatoren 362. Gass som strømmet ut fra syklonseparatoren 364 ved en temperatur på 280°C, ble separert til to strømmer. Den første strømmen 390 (2,600 kg/time) ble resirkulert tilbake til det fluidiserte sjiktet 341. Den andre strømmen 392 (560 kg/time) ble ytterligere behandlet i en poseseparator 366 for separering av ultrafine partikler. 70 kg ultrafine partikler ble utvunnet fra poseseparatoren 366.
Gassen som gikk ut av poseseparatoren 366 ble deretter avkjølt og kondensert i en varmeveksler 368 som produserte en avkjølt gasstrøm 394 og en væskestrøm 396. Den avkjølte gasstrømmen, ved 40°C, ble frigjort til atmosfæren. Væskestrømmen ble matet til en separator 369 for å separere kondensert olje fra vann. 130 kg olje og 100 kg vann ble utvunnet.
Claims (43)
1. Fremgangsmåte for fjerning av hydrokarbonkontaminant fra borekaks generert i en oljeboringsoperasjon,
karakterisert vedat den omfatter: i) blanding av borekaks inneholdende en hydrokarbonkontaminant med en agglomerant for å produsere en forbehandlingsblanding; ii) etablering av et totalt væskeinnhold i forbehandlingsblandingen på over 5 vekt% til 20 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen, og oppvarming av forbehandlingsblandingen til en temperatur som er effektiv til å fordampe hydrokarbonkontaminanten av borekaksene, hvorved dampmedrevbare partikler av borekaksene agglomereres ved hjelp av agglomeranten, og sammenbrenning av borekaks hemmes; iii) utvinning av borekaks som har et redusert innhold av kontaminanten; og iv) utvinning av fordampede hydrokarboner som har et redusert innhold av dampmedrevbare partikler.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat forbehandlingsblandingen i ii) er i en fluidisert tilstand.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert vedat agglomereringsmiddelet er et alkalimetall- eller jordalkalimetallklorid.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert vedat agglomereringsmiddelet er NaCl, CaCh, KC1 eller kombinasjoner derav.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2, 3 eller 4,
karakterisert vedat borekaksene i i) har en første partikkelstørrelses-fordeling som har en første middeldiameter på ca 15 u.m, og borekaksene i iii) har en andre partikkelstørrelsesfordeling som har en andre middeldiameter på 300-2000 u.m, hvor den andre middeldiameteren er minst 1,5 ganger større enn den første middeldiameteren.
6. Fremgangsmåte for behandling av borekaks kontaminert med minst ett hydrokarbon,
karakterisert vedtrinnene: (a) tilveiebringelse av hydrokarbonkontaminerte borekaks med en første partikkelstørrelsesfordeling som har en første middeldiameter; (b) blanding av de hydrokarbonkontaminerte borekaksene med en agglomerant for å produsere en forbehandlingsblanding; (c) etablering av et forbehandlings totalvæskeinnhold i forbehandlingsblandingen på 5-20 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen; (d) røring og oppvarming av forbehandlingsblandingen ved en temperatur som er tilstrekkelig til å fordampe stort sett alt av hydrokarbonet under agglomerering av dampmedrevbare partikler av borekaksene for å danne agglomerater; og (e) utvinning av behandlede borekaks med en andre partikkelstørrelses-fordeling som har en andre middeldiameter som er større enn den første middeldiameteren, hvor de behandlede borekaksene har et resterende hydrokarboninnhold på mindre enn eller lik ca 3 vekt%, basert på totalvekten av de behandlede borekaksene.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert vedat de behandlede borekaksene har et etterbehandlings totalvæskeinnhold på mindre enn eller lik ca 3 vekt%, basert på totalvekten av de behandlede borekaksene.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 6 eller 7,
karakterisert vedat den første middeldiameteren er på 15-400 u.m.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 6, 7 eller 8,
karakterisert vedat den andre middeldiameteren er på 300-2000 u.m.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 6, 7 eller 8,
karakterisert vedat den andre middeldiameteren er minst 1,5 ganger større enn den første middeldiameteren.
11. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6 til 10,karakterisert vedat forbehandlingstotalvæskeinnholdet kontrolleres ved tilsetning av minst en andel av de behandlede borekaksene fra trinn (e) til de hydrokarbonkontaminerte borekaksene eller forbehandlingsblandingen.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11,
karakterisert vedat andelen av de behandlede borekaksene tilsatt til de hydrokarbonkontaminerte borekaksene eller forbehandlingsblandingen har en partikkeldiameter på 30-400 u.m.
13. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-12,karakterisert vedat forbehandlingstotalvæskeinnholdet etableres i (c) ved tilsetning av tørrere kornmaterialer til de hydrokarbonkontaminerte borekaksene eller forbehandlingsblandingen.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13,
karakterisert vedat det tørrere kornmaterialet tilsatt til de hydrokarbonkontaminerte borekaksene eller forbehandlingsblandingen har en partikkeldiameter på 30-400 um.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 13,
karakterisert vedat det tørrere kornmaterialet velges fra gruppen bestående av gips, leire, sand, silt og kombinasjoner derav.
16. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-12,karakterisert vedat forbehandlingstotalvæskeinnholdet etableres i (c) ved fjerning av væske fra de hydrokarbonkontaminerte borekaksene før trinn (b).
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16,
karakterisert vedat væske fjernes fra de hydrokarbonkontaminerte borekaksene ved å føre minst en andel av de hydrokarbonkontaminerte borekaksene gjennom en presse, en ristesil, en sentrifuge eller en kombinasjon derav.
18. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-17,karakterisert vedat de hydrokarbonkontaminerte borekaksene har et totalt væskeinnhold på 5-40 vekt%, basert på totalvekten av de hydrokarbonkontaminerte borekaksene.
19. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-17,karakterisert vedat forbehandlingstotalvæskeinnholdet er på 10-18 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen.
20. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-17,karakterisert vedat forbehandlingstotalvæskeinnholdet er på 14-17 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen.
21. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-20,karakterisert vedat agglomereringsmiddelet velges fra gruppen bestående av salter, alkalimetall og jordalkalimetall og kombinasjoner derav.
22. Fremgangsmåte ifølge krav 21,
karakterisert vedat saltet velges fra gruppen bestående av alkalimetallklorider, -kloritter, -nitrater, -nitritter, -sulfater, -sulfider, -sulfitter, -karbonater og jordalkalimetallklorider, -kloritter, -nitrater, -nitritter, -sulfater, -sulfider, -sulfitter, -karbonater og kombinasjoner derav.
23. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-20,karakterisert vedat agglomereringsmiddelet er natriumklorid.
24. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-20,karakterisert vedat agglomereringsmiddelet er en stivelse.
25. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-24,karakterisert vedat agglomereringsmiddelet tilsettes ved en konsentrasjon på 0,2-5 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen.
26. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-25,karakterisert vedat partikkeldiameteren til agglomeratene er mindre enn eller lik ca. 5000 u.m.
27. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6-26,karakterisert vedat oppvarmingen er i en termisk desorpsjonsenhet ved en temperatur på 200-400°C.
28. Fremgangsmåte ifølge krav 27,
karakterisert vedat den termiske desorpsjonsenheten tilveiebringer tvangsstyrt konveksjons varme.
29. Fremgangsmåte ifølge krav 28,
karakterisert vedat den termiske desorpsjonsenheten er en fluidisert sjiktreaktor.
30. Fremgangsmåte ifølge krav 29,
karakterisert vedat den fluidiserte sjiktreaktoren anvender en fødegass som har mindre enn ca 8% O2, på en molfraksjonsbasis.
31. Fremgangsmåte ifølge krav 30,
karakterisert vedat fødegassen velges fra gruppen bestående av N2, CO2, H2O og kombinasjoner derav.
32. Fremgangsmåte ifølge krav 29, 30 eller 31,
karakterisert vedat forbehandlingsblandingen har en gjennomsnittlig oppholdstid i den fluidiserte sjiktreaktoren på 1-15 minutter.
33. Fremgangsmåte ifølge krav 29, 30, 31 eller 32,
karakterisert vedat den gjennomsnittlige oppholdstiden i den fluidiserte sjiktreaktoren er på 3-6 minutter.
34. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 29-33,karakterisert vedat en utløpsgass fra den fluidiserte sjiktreaktoren behandles med en preliminær faststoff-separasjonsprosess og deretter separert til to andeler, den første andelen resirkuleres til den fluidiserte sjiktreaktoren, den andre blir behandlet i en behandlingsprosess valgt fra gruppen bestående av prosesser for å fjerne medrevne partikler, redusere temperaturen til utløpsgassen, kondensere vanndamp, separere hydrokarbondamp og kombinasjoner derav.
35. Fremgangsmåte ifølge krav 34,
karakterisert vedat den resirkulerte andelen oppvarmes før den går inn i den fluidiserte sjiktreaktoren.
36. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 29-33,karakterisert vedat en utløpsgass fra den fluidiserte sjiktreaktoren behandles i en behandlingsprosess valgt fra gruppen bestående av prosesser for å fjerne medrevne partikler, redusere temperaturen av utløpsgassen, kondensere vanndamp, separere hydrokarbondamp og kombinasjoner derav.
37. Fremgangsmåte ifølge krav 36,
karakterisert vedat minst en andel av den behandlede utløpsgassen resirkuleres til den fluidiserte sjiktreaktoren.
38. Fremgangsmåte ifølge krav 36,
karakterisert vedat andelen av behandlet utløpsgass oppvarmes før den blir resirkulert.
39. Fremgangsmåte ifølge krav 34 eller 36,
karakterisert vedat medrevne partikler fjernes ved sentrifugal virvel-separasjon, syklonseparasjon, poseseparasjon, tyngdekraftssedimentering, dråpeslag, sentrifugalseparasjon, kornsjiktseparasjon, filtrering, vaskere, elektrostatisk utfelling, inertseparasjon og kombinasjoner derav.
40. Fremgangsmåte ifølge krav 34 eller 36,
karakterisert vedat hydrokarbondamp separeres fra utløpsgassen ved kondensering av hydrokarbondampen for å produsere et kondensert hydrokarbon.
41. Fremgangsmåte ifølge krav 40,
karakterisert vedat det kondenserte hydrokarbonet resirkuleres for bruk i en boreoperasjon.
42. Fremgangsmåte ifølge krav 41,
karakterisert vedat det kondenserte hydrokarbonet har en faststoff-fylling på mindre enn ca. 10 vekt%, basert på totalvekten av det kondenserte hydrokarbonet.
43. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 6 til 42,karakterisert vedat det minst ene hydrokarbonet i de hydrokarbonkontaminerte borekaksene er et C9-C24hydrokarbon.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/080,993 US6695077B2 (en) | 2002-02-20 | 2002-02-20 | Thermal process for treating hydrocarbon-contaminated drill cuttings |
| PCT/CA2003/000199 WO2003070393A1 (en) | 2002-02-20 | 2003-02-10 | Thermal process for treating hydrocarbon-contaminated drill cuttings |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20043930L NO20043930L (no) | 2004-09-20 |
| NO334349B1 true NO334349B1 (no) | 2014-02-10 |
Family
ID=27733226
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20043930A NO334349B1 (no) | 2002-02-20 | 2004-09-20 | Termisk fremgangsmåte for behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6695077B2 (no) |
| EP (1) | EP1476258B1 (no) |
| CN (1) | CN100488647C (no) |
| AU (1) | AU2003203104C1 (no) |
| BR (1) | BR0307768A (no) |
| CA (1) | CA2476081C (no) |
| MX (1) | MXPA04008112A (no) |
| NO (1) | NO334349B1 (no) |
| WO (1) | WO2003070393A1 (no) |
Families Citing this family (59)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6797675B2 (en) * | 2001-05-10 | 2004-09-28 | James Richard Von Krosigk | Composition for oil and gas drilling fluids with solidification agent and cellulose additive |
| US6835697B2 (en) * | 2001-05-10 | 2004-12-28 | James Richard Von Krosigk | Method to significantly reduce mounding on the seafloor |
| US6809067B2 (en) * | 2001-05-10 | 2004-10-26 | James Richard Von Krosigk | Composition for oil and gas drilling fluids with solidification agent, cell transport agent and cellulosic additive |
| US6797676B2 (en) * | 2001-05-10 | 2004-09-28 | James Richard Von Krosigk | Composition for oil and gas drilling fluids containing organic compounds |
| US6852675B2 (en) * | 2001-05-10 | 2005-02-08 | James Richard Von Krosigk | Nutrient source for marine organisms from drilling fluids additives |
| US7118624B2 (en) * | 2001-06-19 | 2006-10-10 | Polston David L | Method for making a road base material using treated oil and gas waste material |
| US20030037922A1 (en) * | 2001-08-27 | 2003-02-27 | Apv North America, Inc. | System and method for processing oil-based mud cuttings |
| US7306057B2 (en) * | 2002-01-18 | 2007-12-11 | Varco I/P, Inc. | Thermal drill cuttings treatment with weir system |
| US7059805B1 (en) * | 2003-06-06 | 2006-06-13 | Addison Sr Fred E | Process for environmental pacification of drill cuttings |
| US7690445B2 (en) * | 2003-11-07 | 2010-04-06 | Racional Energy & Environment Co. | Oil contaminated substrate treatment method and apparatus |
| CA2546939A1 (en) * | 2003-12-01 | 2005-06-16 | Clean Cut Technologies Inc. | An apparatus and process for removing liquids from drill cuttings |
| US20060225925A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-12 | M-I Llc | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud |
| US20060225924A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-12 | Catalin Ivan | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud |
| EP1785202A1 (de) | 2005-11-11 | 2007-05-16 | Roman Daub | Vorrichtung und Verfahren zur Reinigung kontaminierter Materialien |
| US20080087472A1 (en) * | 2006-10-13 | 2008-04-17 | M-I Llc | Cuttings impoundment |
| US8607894B2 (en) * | 2006-12-08 | 2013-12-17 | M-I Llc | Offshore thermal treatment of drill cuttings fed from a bulk transfer system |
| US8074738B2 (en) * | 2006-12-08 | 2011-12-13 | M-I L.L.C. | Offshore thermal treatment of drill cuttings fed from a bulk transfer system |
| US7913776B2 (en) * | 2007-05-07 | 2011-03-29 | Nahmad David Gandhi | Method and system to recover usable oil-based drilling muds from used and unacceptable oil-based drilling muds |
| US8230923B2 (en) * | 2007-10-31 | 2012-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Controlling coal fines in coal bed operations |
| US8356678B2 (en) * | 2010-10-29 | 2013-01-22 | Racional Energy & Environment Company | Oil recovery method and apparatus |
| US9334436B2 (en) | 2010-10-29 | 2016-05-10 | Racional Energy And Environment Company | Oil recovery method and product |
| CN102489500B (zh) * | 2011-12-15 | 2013-06-05 | 浙江大学 | 污染土壤低温振动热解吸处理装置及方法 |
| US20130331632A1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-12 | Ronald N. Drake | Process for separation and recovery of cuttings, emulsion and slurry components |
| US9308513B2 (en) | 2012-08-21 | 2016-04-12 | Uop Llc | Production of vinyl chloride from a methane conversion process |
| US8927769B2 (en) | 2012-08-21 | 2015-01-06 | Uop Llc | Production of acrylic acid from a methane conversion process |
| US9707530B2 (en) | 2012-08-21 | 2017-07-18 | Uop Llc | Methane conversion apparatus and process using a supersonic flow reactor |
| US9689615B2 (en) | 2012-08-21 | 2017-06-27 | Uop Llc | Steady state high temperature reactor |
| US9023255B2 (en) | 2012-08-21 | 2015-05-05 | Uop Llc | Production of nitrogen compounds from a methane conversion process |
| US20140058093A1 (en) * | 2012-08-21 | 2014-02-27 | Uop Llc | Removal of solids and methane conversion process using a supersonic flow reactor |
| US9327265B2 (en) | 2012-08-21 | 2016-05-03 | Uop Llc | Production of aromatics from a methane conversion process |
| US9370757B2 (en) | 2012-08-21 | 2016-06-21 | Uop Llc | Pyrolytic reactor |
| US9656229B2 (en) | 2012-08-21 | 2017-05-23 | Uop Llc | Methane conversion apparatus and process using a supersonic flow reactor |
| US9205398B2 (en) | 2012-08-21 | 2015-12-08 | Uop Llc | Production of butanediol from a methane conversion process |
| US8937186B2 (en) | 2012-08-21 | 2015-01-20 | Uop Llc | Acids removal and methane conversion process using a supersonic flow reactor |
| US9434663B2 (en) | 2012-08-21 | 2016-09-06 | Uop Llc | Glycols removal and methane conversion process using a supersonic flow reactor |
| US8933275B2 (en) | 2012-08-21 | 2015-01-13 | Uop Llc | Production of oxygenates from a methane conversion process |
| CN104056840A (zh) * | 2013-03-18 | 2014-09-24 | 夏小全 | 油基钻屑无害化、钻井液浓缩干燥综合处理方法 |
| TW201502441A (zh) * | 2013-04-29 | 2015-01-16 | Reterro Inc | 蒸氣去吸附製程的流體處理方法 |
| US20140367501A1 (en) * | 2013-06-13 | 2014-12-18 | Baker Hughes Incorporated | Systems and methods to remove hydrocarbon oils from contaminated drill cuttings |
| US9771782B2 (en) | 2014-03-28 | 2017-09-26 | Orin Technologies, Llc | Method of chemically delaying peroxygen based viscosity reduction reactions |
| US9561530B1 (en) | 2014-06-09 | 2017-02-07 | Orin Technologies, Llc | Method for the in situ remediation of contaminants |
| CN106198624A (zh) * | 2015-05-08 | 2016-12-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种地层岩屑电动电位测量方法 |
| RU2596781C1 (ru) * | 2015-05-15 | 2016-09-10 | Владимир Васильевич Слюсаренко | Способ обезвреживания отработанных буровых шламов и почв, загрязненных нефтепродуктами |
| CN105923953A (zh) * | 2016-06-27 | 2016-09-07 | 范广潜 | 岩屑烘干处理泥浆净化系统 |
| CN106216380A (zh) * | 2016-08-03 | 2016-12-14 | 中钢集团天澄环保科技股份有限公司 | 一种高效热脱附修复含汞污染处理系统及方法 |
| CN206440532U (zh) * | 2016-10-09 | 2017-08-25 | 上海电力学院 | 自动煤粉筛分装置 |
| CN109052881A (zh) * | 2018-09-12 | 2018-12-21 | 上海华畅环保设备发展有限公司 | 油基泥浆岩屑旋流自转脱油方法和装置 |
| CN110628451B (zh) * | 2019-08-23 | 2023-06-20 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种从油基岩屑回收基础油的系统 |
| CN110628452B (zh) * | 2019-08-23 | 2020-10-09 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种从油基岩屑回收基础油的方法 |
| EP4062025A4 (en) * | 2019-11-22 | 2024-01-17 | Elavo Energy Solutions Ltd | SYSTEM AND METHOD FOR REMOVAL OF DRILLING FLUID FROM DRILLINGS USING DIRECT HEAT |
| US11970917B2 (en) | 2019-11-22 | 2024-04-30 | Elavo Energy Solutions Ltd. | System and method for removing drilling fluid from drill cuttings using direct heat |
| US20220389778A1 (en) * | 2019-11-22 | 2022-12-08 | Elavo Energy Solutions Ltd. | System and method for removing drilling fluid from drill cuttings using direct heat |
| CN110976501A (zh) * | 2019-12-20 | 2020-04-10 | 纳琦绿能工程有限公司 | 有机物污染土壤的热脱附修复处理方法 |
| RU2728607C1 (ru) * | 2020-01-31 | 2020-07-30 | Максим Анатольевич Томов | Минеральный грунт и способ его изготовления |
| CN111364930B (zh) * | 2020-03-23 | 2022-03-25 | 中石化江汉石油工程有限公司 | 一种油基钻屑处理方法 |
| CN112983319B (zh) * | 2021-03-19 | 2022-05-20 | 西南石油大学 | 一种页岩油基钻屑资源化处理装置及方法 |
| CN113669024B (zh) * | 2021-10-22 | 2022-01-04 | 西南石油大学 | 一种独立双负压钻井振动筛 |
| WO2024054105A1 (es) * | 2022-09-05 | 2024-03-14 | GONZALEZ TORRES, Jesus Angel | Sistema de coprocesamiento de residuos de la perforación petrolera |
| WO2024102816A1 (en) * | 2022-11-08 | 2024-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Solids treatment using fluidized bed process |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2276075A (en) * | 1939-10-14 | 1942-03-10 | Wuensch Charles Erb | Drilling fluid |
| US3637031A (en) * | 1969-12-12 | 1972-01-25 | Standard Brands Chem Ind Inc | Drilling fluid and method of rotary drilling therewith |
| US4222988A (en) * | 1978-05-05 | 1980-09-16 | Oil Base Germany G.M.B.H. | Apparatus for removing hydrocarbons from drill cuttings |
| US4161222A (en) * | 1978-06-01 | 1979-07-17 | Union Oil Company Of California | Method for reducing contaminant emissions in gas drilling operations |
| US4778606A (en) | 1983-09-02 | 1988-10-18 | American Toxic Disposal Partners | Method and apparatus for separating polychlorinated biphenyls from fluidizable solids |
| US4725362A (en) * | 1985-11-18 | 1988-02-16 | Dugat John W | Treatment techniques for drill fluids, cuttings and other oil field wastes |
| DE3604761A1 (de) | 1986-02-14 | 1987-08-20 | Possehl & Co Mbh L | Verfahren und vorrichtung zur behandlung von koernigen stoffen |
| US5005655A (en) * | 1986-12-03 | 1991-04-09 | Conoco Inc. | Partially halogenated ethane solvent removal of oleophylic materials from mineral particles |
| US5200033A (en) | 1991-09-09 | 1993-04-06 | Lwv Associates, Inc. | Method for removing organic contaminants from soils |
| US5882381A (en) | 1996-03-28 | 1999-03-16 | Modern Equipment Company, Inc. | Thermal desorption system |
| CA2226638A1 (en) * | 1998-01-09 | 1999-07-09 | Canadian Air Drilling Services Limited | Separator for gases, liquids and solids from a well |
| GB2349656B (en) | 1998-06-25 | 2000-12-27 | Tuboscope Vetco Int | Wellbore cuttings re-cycling system |
| ES2216859T3 (es) | 1999-02-17 | 2004-11-01 | Q'max Solutions Inc. | Aparato y procedimiento para la depuracion de risiduos de perforacion. |
-
2002
- 2002-02-20 US US10/080,993 patent/US6695077B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-02-10 MX MXPA04008112A patent/MXPA04008112A/es active IP Right Grant
- 2003-02-10 WO PCT/CA2003/000199 patent/WO2003070393A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-02-10 CA CA002476081A patent/CA2476081C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-02-10 AU AU2003203104A patent/AU2003203104C1/en not_active Ceased
- 2003-02-10 EP EP03701409A patent/EP1476258B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-02-10 CN CNB038035936A patent/CN100488647C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2003-02-10 BR BR0307768-3A patent/BR0307768A/pt not_active IP Right Cessation
-
2004
- 2004-09-20 NO NO20043930A patent/NO334349B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2003203104A1 (en) | 2003-09-09 |
| BR0307768A (pt) | 2004-12-21 |
| AU2003203104B2 (en) | 2007-11-01 |
| CA2476081A1 (en) | 2003-08-28 |
| CN1691991A (zh) | 2005-11-02 |
| EP1476258B1 (en) | 2006-04-26 |
| EP1476258A1 (en) | 2004-11-17 |
| CA2476081C (en) | 2007-06-12 |
| MXPA04008112A (es) | 2005-06-17 |
| AU2003203104C1 (en) | 2008-07-17 |
| WO2003070393A1 (en) | 2003-08-28 |
| CN100488647C (zh) | 2009-05-20 |
| US20030155158A1 (en) | 2003-08-21 |
| NO20043930L (no) | 2004-09-20 |
| US6695077B2 (en) | 2004-02-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO334349B1 (no) | Termisk fremgangsmåte for behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks | |
| US7690445B2 (en) | Oil contaminated substrate treatment method and apparatus | |
| US6668947B2 (en) | Drill cutting treatment method | |
| US4725362A (en) | Treatment techniques for drill fluids, cuttings and other oil field wastes | |
| NO315808B1 (no) | Fremgangsmåte for håndtering av borekaks fra et borehull på en offshore-rigg | |
| US5141526A (en) | Fuel preparation from a waste sludge | |
| CA2817322C (en) | Process for separation and recovery of cuttings, emulsion and slurry components | |
| US4014780A (en) | Recovery of oil from refinery sludges by steam distillation | |
| US10557089B2 (en) | Emulsion and system for catalytic pyrolysis | |
| CA2762444C (en) | Solvent extraction of bitumen using heat from combustion of product cleaning streams | |
| CN102292289A (zh) | 活化含碳材料的系统和方法 | |
| US4252639A (en) | Coal beneficiation processes | |
| CA2477102C (en) | Drill cutting treatment method and apparatus | |
| CA1108547A (en) | Separation of bitumen from tar sands using sulfur and water | |
| US5347069A (en) | Treating oily wastes | |
| JP7107685B2 (ja) | 塩素含有プラスチックの処理方法 | |
| SU971107A3 (ru) | Способ получени битума из битуминозных песчаников | |
| WO1984003517A1 (en) | Dewatering of solid materials | |
| TW201819604A (zh) | 柴油生產方法 | |
| CA2298391A1 (en) | Process and apparatus for treating contaminated materials |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |