RU2026823C1 - Способ обработки осадков сточных вод - Google Patents
Способ обработки осадков сточных вод Download PDFInfo
- Publication number
- RU2026823C1 RU2026823C1 SU915001662A SU5001662A RU2026823C1 RU 2026823 C1 RU2026823 C1 RU 2026823C1 SU 915001662 A SU915001662 A SU 915001662A SU 5001662 A SU5001662 A SU 5001662A RU 2026823 C1 RU2026823 C1 RU 2026823C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- carbon dioxide
- precipitate
- water
- sewage sludge
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000013049 sediment Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 239000010865 sewage Substances 0.000 title abstract description 8
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 30
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 30
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 42
- 239000010801 sewage sludge Substances 0.000 description 37
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 17
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 13
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 238000003442 catalytic alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010908 decantation Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000011221 initial treatment Methods 0.000 description 1
- 229910003480 inorganic solid Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N sulfuric acid Substances OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000002411 thermogravimetry Methods 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/04—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with chemical means
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D11/00—Solvent extraction
- B01D11/02—Solvent extraction of solids
- B01D11/0203—Solvent extraction of solids with a supercritical fluid
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/04—Breaking emulsions
- B01D17/047—Breaking emulsions with separation aids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Crushing And Grinding (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Paper (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Aeration Devices For Treatment Of Activated Polluted Sludge (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу обработки нефтезаводского осадка сточной воды для снижения содержания воды и, в особенности, нефти. Способ обработки осадков сточных вод типа "нефть - вода" включает в себя предварительную обработку осадка сточных вод газообразным диоксидом углерода, осадок отделяют от водной и нефтяной фаз центрифугированием, затем проводят основную экстракцию осадка газообразным диоксидом углеродом при 35-90°С, давлении 100-350 бар, при pH 4,4-6,5. Способ позволяет повысить степень удаления нефти из осадка до 70,4 мас.% относительно массы первоначального содержания нефти и снизить массу осадка. 2 ил., 3 табл.
Description
Изобретение относится к способу обработки нефтезаводского осадка сточной воды, причем способ является приемлемым для снижения содержания воды и, в особенности, нефти в указанном осадке сточной воды и дает остаточный осадок с уменьшенной тенденцией выделения нефти, что облегчает ликвидацию указанного осадка.
В нефтезаводских технологических операциях, таких как перегонка сырой нефти, каталитический крекинг, реформинг, алкилирование и в аналогичных операциях, образуются потоки сточной воды, которая обычно подвергается первичным обработкам (декантации и осветлению (флоккуляции), и вторичным обработкам (биологическая обработка на активированном иле). Обработанные таким образом потоки сточной воды являются нефтезаводскими осадками сточных вод, т.е. смесями нефти и твердых веществ, диспергированных в водных матрицах, причем вся система является стабилизированной природными поверхностно-активными агентами, находящимися в сырой нефти. Твердые вещества обычно имеют неорганическую природу, такие как песок и глина, и органическую природу, такие как асфальтены, кокс, колонии микроорганизмов, образующихся при обработке потоков сточной воды на активированном иле и т.д. Кратные количества воды и нефти, содержащиеся в указанном нефтезаводском осадке сточной воды, обычно отделяются механическими способами (фильтрацией, центрифугированием). Остатками от этих операций являются богатые водой осадки, содержащие значительные количества нефти.
Эти осадки могут быть подвергнуты окислению и обработке сжиганием или они могут быть захоронены в приемлемых отвалах, которые могут быть более или менее удалены от нефтезавода. В любом случае, ликвидация указанных осадков вызывает некоторое число проблем. Так, обработка сжиганием создает явление атмосферного загрязнения и, в любом случае, требует адаптации комплексного оборудования, которое является трудным для управления. Более того, в случае захоронения указанных осадков сточных вод в отвалах существует проблема, которая происходит от необходимости транспортировать массы осадков, учитывая то, что указанный осадок в основном состоит из воды. Другие проблемы захоронения связаны с содержанием нефти в осадке и со склонностью нефти выделяться из указанного осадка.
Известен способ обработки осадков сточных вод типа нефть-вода, в котором осадок подвергается экстрагированию газообразным диоксидом углерода при 35-90оС и давлении 100-350 бар с целью отделения жидкой фракции - воды и углеводородов - от осадка, который может быть непосредственно вывезен в отвалы.
Обнаружено, что в соответствии с изобретением модификация значения рН первоначального осадка сточной воды, которая достигается при контактировании указанного осадка сточной воды с газообразным диоксидом углерода, делает возможным получить существенные улучшения при предварительном отделении нефти и воды от упомянутого осадка сточной воды. Более того, обнаружено, что осадок, полученный от этой обработки, может быть подвергнут экстрагированию диоксидом углерода при суперкритических условиях с целью дальнейшего снижения содержания в нем воды и нефти. Это приводит к возможности существенного улучшения извлечения нефти из осадка сточной воды и к возможности удалять остаточный осадок, уменьшить массу осадка в сточной воде и без тенденции выделения нефти.
В соответствии с этим, изобретение относится к способу обработки осадка сточной воды, в основном, представляющего эмульсию типа нефть-вода, содержащего в виде суспензии органические и неорганические твердые вещества, причем способ отличается тем, что указанный осадок сточной воды предварительно приводится в контакт с газообразным диоксидом углерода с целью отрегулировать значение рН указанного осадка сточной воды до кислого значения и отделения первой водяной фазы и первой нефтяной фазы от осадка, осадок из указанного этапа подвергается основной экстракции диоксидом углерода при 35-90оС, давлении 100-350 бар, при рН 4-6,5 с целью отделения второй водяной фазы и второй нефтяной фазы от остаточного осадка, водные и нефтяные фазы регенерируются и остаточный осадок вывозится.
Осадки сточных вод, которые обрабатываются в соответствии со способом изобретения, в основном, представляют эмульсию типа нефть в воде, с содержанием воды обычно более чем 50% по массе, которая содержит в виде суспензии твердые вещества органической или неорганической природы. Типично, эти осадки сточных вод имеют нейтральное или приблизительно нейтральное значение рН и содержат от 3 до 12% по массе нефти, от 88 до 96% воды и от 1 до 3% по массе твердого вещества.
В соответствии с изобретением, осадок сточной воды приводится в контакт с газообразным диоксидом углерода с целью отрегулировать значение рН указанного осадка сточной воды до кислого значения и, обычно, в диапазоне от около 4,4 до около 6,5. В предпочтительной форме практического примера осадок сточной воды насыщается диоксидом углерода при комнатной температуре и давлении таким образом, чтобы снизить значение рН указанного осадка сточной воды до значений порядка 6,2-6,4. Однако можно получить более низкие значения рН, оперируя давлением диоксида углерода, т.е. до приблизительно 25 бар. Эта обработка диоксидом углерода делает возможным дестабилизировать эмульсию, причем это облегчает отделение первой нефтяной фазы, первой водяной фазы и осадка от указанного осадка сточной воды. Это отделение преимущественно может быть выполнено центрифугированием.
В соответствии со способом изобретения осадок подвергается экстрагированию диоксидом углерода при суперкритических условиях с целью вызвать отделение дополнительных количеств нефти и воды от осадка. Под "суперкритическими условиями" подразумевается, что это экстрагирование проводится при температурах выше чем критическое значение (31оС) и под давлением, равным или более высоком, чем критическое значение (73,8 бар) диоксида углерода. Обычно давление выбирается как функция температуры способа таким образом, чтобы плотность суперкритического диоксида углерода являлась необходимой для обеспечения значения параметра растворимости (параметр растворимости составляет измерение средства растворителя к классу неполярных соединений), близкому к параметру растворимости экстрагируемой нефти. В особенности, температурный диапазон, внутри которого выполняется этот этап, находится в пределах от 32 до 120оС, предпочтительно температура включена в диапазон от 35 до 90оС, и соответствующие давления включены в диапазон от 73,8 до 500 бар, предпочтительно от 100 до 350 бар. На практике этот осадок загружается в экстрактор и через указанный осадок пропускают поток диоксида углерода при суперкритических условиях. Таким образом, диоксид углерода экстрагирует воду и нефть из указанного осадка и поток, поступающий из экстрактора, поступает в сепаратор, действующий при условиях, отличных от суперкритических условий. Внутри указанного сепаратора диоксид углерода выделяет отдельно и воду, и нефть в жидкой форме. Внутри указанного сепаратора происходит сепарация на произвольную фазу, причем сепарируются водная фаза и нефтяная фаза, которые регенерируются.
При помощи предлагаемого способа достигается возможность достижения степени удаления нефти из осадка сточной воды, которая обычно составляет порядка 70% относительно массы нефти, со снижением по массе более чем 70% от массы первоначального осадка сточной воды. Предлагаемый способ не приводит к добавлению инородных химических веществ к начальному осадку сточной воды, при этом диоксид углерода может быть регенерирован по существу полностью из стоков от упомянутой обработки.
На фиг. 1 представлена схема реализации способа обработки потока осадков сточных вод; на фиг. 2 - схема реализации способа обработки осадков сточных вод по прототипу.
В следующих экспериментальных примерах используется осадок сточной воды, который имеет значение рН 6,96 и который содержит 87,9 мас.% воды, 8,8 мас. % нефти и 3,3 мас.% твердого вещества. Содержание воды определено при помощи анализа, выполненного в соответствии с marcusson способом, и значение подтверждено калориметрическим анализом, выполненным при помощи ДСК (дифференциального сканирующего калориметра), с температурным градиентом 1оС/мин от -100оС до 500оС. Пик плавления при 0оС делает возможным оценить содержание воды.
Далее определение воды, низко- и среднекипящих углеводородов и органических твердых веществ выполнено при помощи термогравиметрического анализа в атмосфере азота при температуре от 26 до 800оС с температурным градиентом 3оС/мин и с последующим нагревом на воздухе до 900оС с градиентом 50оС/мин.
П р и м е р 1. Образец осадка сточной воды, имеющего указанные характеристики, подвергают центрифугированию на лабораторной центрифуге со скоростью вращения 2500-3000 об/мин в течение 5 мин, так чтобы отделить водяную фазу, нефтяную фазу и осадок. Испытание было выполнено на первоначальном осадке сточной воды, имеющем значение рН 6,96 (см. табл. 1, испытание 1), на указанном осадке сточной воды, насыщенном диоксидом углерода при атмосферном давлении со значением рН 6,3 (табл. 1 испытание 2), и на осадке сточной воды, к которой добавляют концентрированную серную кислоту в таком количестве, чтобы снизить значение рН до 4,0 (табл. 1, испытание 3).
Испытания были выполнены при комнатной температуре (20-25оС). Испытания 2 и 3 являются сравнительными испытаниями. В табл. 1 показано распределение водяной фазы, нефтяной фазы и осадка в мас.%, который был получен из трех испытаний центрифугированием. В табл. 2 показан состав осадка, мас.%, отделенного в трех испытаниях, вместе со значениями отношения нефть/твердое вещество, наблюдаемого в осадке. В табл. 3 определены значения уменьшения массы осадка сточной воды и значения отношения удаления нефти, мас.%, которые были получены в указанных трех испытаниях.
Относительно центрифугирования, выполненного при нейтральном значении рН (испытание 1), в испытаниях 2 и 3 получены более высокие значения снижения массы осадка сточной воды и более высокие значения степени удаления нефти и существенное снижение отношения нефть/твердое вещество в полученном осадке.
П р и м е р 2. 100 мас.ч. осадка сточной воды загружают в сосуд 1 через линию 2, и осадок сточной воды насыщают диоксидом углерода, поступающим через линию 3. Внутри сосуда 1 способ осуществляется при комнатной температуре 20-25оС и при давлении 1 кг/см2, получают осадок сточной воды со значением рН 6,3, который подают к центрифуге 4 по линии 5. Осадок сточной воды центрифугируют в течение приблизительно 5 мин при 2500-3000 об./мин и 58,2 мас.ч. 14,0 мас.ч. и 27,8 мас.ч. были регенерированы как первая водяная фаза (линия 6), как первая нефтяная фаза (линия 7) и как первый осадок (линия 8) соответственно. Указанный первый осадок (линия 8) имеет следующий состав: 3,3 части нефти, 21,5 частей воды и 3,0 части твердого вещества. Осадок подвергают экстрагированию в экстракторе 9 диоксидом углерода, поступающим по линии 10. В экстракторе 9 способ проводят при суперкритических условиях, при температуре 40оС и при давлении 150 бар при помощи 36,6 частей диоксида углерода на каждую мас.ч. указанного осадка, причем диоксид углерода поступает в течение 2 ч. В конце этой обработки из экстрактора 9 отделяют вторую нефтяную фазу и вторую водяную фазу в общем количестве 5,2 частей, которые уносятся диоксидом углерода и которые выгружают по линии 11 и 22,6 мас.ч. второго осадка (линия 12). Второй осадок содержит 2,6 частей нефти, 17,0 частей воды и 3 части твердого вещества. Поэтому общая степень удаления нефти из осадка сточной воды составляет 70,4 мас.% относительно массы первоначального содержания нефти и снижение массы осадка сточной воды составляет 77,4% относительно начальной массы указанного осадка сточной воды.
С вторым осадком были выполнены стандартные испытания на вытяжку в воде и уксусной кислоте, значение рН около 5. Количество общих выделенных углеводородов составляет 1,2 части на миллион, 9,0 частей на миллион по сухому остатку.
П р и м е р 3 (сравнительный пример). Для сравнения испытание обработки остатка сточной воды было проведено оперируя в соответствии с известной техникой. 2: 100 частей по массе осадка сточной воды, содержащего 94,4 мас.% воды, 3,3 мас.% нефти и 2,1 мас.% твердого вещества, подают по линии 13 в фильтрующее устройство 14. Из фильтра 85 мас.ч. воды (линия 15) и 15 мас.ч. (линия 16) концентрированного осадка сточной воды соответственно было выгружено, последний подают в экстрактор 17 вместе с диоксидом углерода (линия 18). В экстракторе 17 способ проводят при суперкритических условиях, при температуре 40оС и при давлении 150 бар, причем 34,3 мас.ч. диоксида углерода на каждую мас.ч. подаваемого материала поступают в течение 2 ч. В конце этого этапа обработки из экстрактора 17 отделяют следующее: нефтяную фазу и водяную фазу в общем количестве 3,5 частей, которые были выгружены вместе с диоксидом углерода (линия 19), и осадок (линия 20), содержащий 1,4 части нефти, 8,3 части воды и 1,8 частей твердого вещества. Поэтому степень удаления нефти из осадка сточной воды составляет 57,6 мас.% относительно массы первоначального содержания нефти, снижение массы осадка сточной воды составляет 88,5% относительно начальной массы.
С осадком были выполнены стандартные испытания на выделения по методике примера 2, общее количество выделенных углеводородов было определено как 1,2 части на миллион (7,7 частей на миллион по сухому остатку).
Claims (1)
- СПОСОБ ОБРАБОТКИ ОСАДКОВ СТОЧНЫХ ВОД типа нефть-вода, включающий извлечение нефтяной и водной фаз из осадка путем экстракции газообразным диоксидом углерода при температуре 35 - 90oС и давлении 100 - 350 бар с последующим их отделением от осадка и регенерацией, отличающийся тем, что осадок сточных вод предварительно подвергают дополнительной обработке диоксидом углерода, осадок отделяют от нефтяной и водной фаз центрифугированием, а основную экстракцию осадка диоксидом углерода осуществляют при pH 4,4 - 6,5.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT21645A/90 | 1990-10-05 | ||
| IT02164590A IT1243434B (it) | 1990-10-05 | 1990-10-05 | Procedimento per il trattamento di torbide di raffineria |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2026823C1 true RU2026823C1 (ru) | 1995-01-20 |
Family
ID=11184787
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU915001662A RU2026823C1 (ru) | 1990-10-05 | 1991-10-04 | Способ обработки осадков сточных вод |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5135655A (ru) |
| EP (1) | EP0481541B1 (ru) |
| JP (1) | JPH04298201A (ru) |
| AT (1) | ATE103629T1 (ru) |
| AU (1) | AU641046B2 (ru) |
| CA (1) | CA2052655A1 (ru) |
| DE (1) | DE69101533T2 (ru) |
| DK (1) | DK0481541T3 (ru) |
| ES (1) | ES2051071T3 (ru) |
| IT (1) | IT1243434B (ru) |
| MX (1) | MX173926B (ru) |
| RU (1) | RU2026823C1 (ru) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5236590A (en) * | 1991-11-21 | 1993-08-17 | Chevron Research And Technology Company | Process for removing dissolved organics from aqueous compositions |
| DE4224953C1 (de) * | 1992-07-29 | 1993-12-16 | Mineraloel Raffinerie Dollberg | Verfahren zur Aufarbeitung von mit Öl behafteten Industrieschlämmen |
| GB2319246B (en) * | 1996-11-16 | 1999-01-20 | Separation Developments Ltd | Separation process |
| US6001245A (en) * | 1998-04-20 | 1999-12-14 | Aluminum Company Of America | Separating solid particles from used lubricant compositions |
| US6566410B1 (en) * | 2000-06-21 | 2003-05-20 | North Carolina State University | Methods of demulsifying emulsions using carbon dioxide |
| JP2006122766A (ja) * | 2004-10-27 | 2006-05-18 | Hitachi Industries Co Ltd | 油水分離方法及び油水分離装置 |
| US20090314135A1 (en) * | 2005-04-29 | 2009-12-24 | Karthaeuser Joachim | Cleaning of oil-contaminated solids |
| US20090026136A1 (en) * | 2007-06-08 | 2009-01-29 | Beltz Robert J | Method of removing oil from a mixture of tool steel swarf granular material and oil |
| DE102009020745A1 (de) * | 2009-05-11 | 2010-11-25 | Chemische Fabrik Budenheim Kg | Phosphatgewinnung auf Klärschlamm |
| US20110077311A1 (en) * | 2009-09-25 | 2011-03-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for handling viscous liquid crude hydrocarbons |
| US20120298588A1 (en) * | 2011-05-23 | 2012-11-29 | Zhixiong Cha | Removal of contaminants from water systems |
| JP2013078737A (ja) * | 2011-10-05 | 2013-05-02 | Itec Co Ltd | 液体取出装置および流体除去方法 |
| DE102012007900B4 (de) * | 2012-04-23 | 2018-10-11 | Sagterland-Dünger GmbH & Co. KG | Verfahren zur Aufbereitung von organischen Abfallstoffen, insbesondere von Gärresten aus Biogasanlagen |
| CN103395953A (zh) * | 2013-08-12 | 2013-11-20 | 江苏君鑫谊石油机械有限公司 | 一种co2超临界萃取法油泥分离方法 |
| US20150157963A1 (en) * | 2013-12-10 | 2015-06-11 | General Electric Company | Filter assembly for use in a natural gas liquefaction system and method of operating the same |
| US9562198B2 (en) * | 2014-05-05 | 2017-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Demulsification and extraction of biochemicals from crude and its fractions using water and subcritical/supercritical carbon dioxide as proton pump with pH tuning without precipitating oil components |
| CN107265799B (zh) * | 2017-06-30 | 2023-11-17 | 南充西南石油大学设计研究院有限责任公司 | 含油固废物综合处理工艺及装置 |
| CN110407422B (zh) * | 2019-07-24 | 2020-08-14 | 湖南省计量检测研究院 | 一种石化油泥的资源化处理方法 |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3716474A (en) * | 1970-10-22 | 1973-02-13 | Texaco Inc | High pressure thermal treatment of waste oil-containing sludges |
| DE3038728C2 (de) * | 1980-10-14 | 1983-07-14 | Fried. Krupp Gmbh, 4300 Essen | Verfahren zur Aufbereitung von Altöl |
| IT1223328B (it) * | 1987-10-29 | 1990-09-19 | Eniricerche Spa | Procedimento per il trattamento di fanghi di raffineria |
-
1990
- 1990-10-05 IT IT02164590A patent/IT1243434B/it active IP Right Grant
-
1991
- 1991-09-19 DE DE69101533T patent/DE69101533T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1991-09-19 EP EP91202408A patent/EP0481541B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-09-19 DK DK91202408.0T patent/DK0481541T3/da active
- 1991-09-19 ES ES91202408T patent/ES2051071T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1991-09-19 AT AT91202408T patent/ATE103629T1/de not_active IP Right Cessation
- 1991-09-24 US US07/764,613 patent/US5135655A/en not_active Expired - Fee Related
- 1991-09-25 AU AU84732/91A patent/AU641046B2/en not_active Ceased
- 1991-10-01 MX MX9101390A patent/MX173926B/es not_active IP Right Cessation
- 1991-10-02 CA CA002052655A patent/CA2052655A1/en not_active Abandoned
- 1991-10-04 RU SU915001662A patent/RU2026823C1/ru active
- 1991-10-04 JP JP3284071A patent/JPH04298201A/ja not_active Withdrawn
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Европейский патент N 314223, кл. C 10G 1/00, 1989. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPH04298201A (ja) | 1992-10-22 |
| DE69101533T2 (de) | 1994-11-03 |
| US5135655A (en) | 1992-08-04 |
| ES2051071T3 (es) | 1994-06-01 |
| IT1243434B (it) | 1994-06-10 |
| EP0481541B1 (en) | 1994-03-30 |
| ATE103629T1 (de) | 1994-04-15 |
| AU8473291A (en) | 1992-04-09 |
| IT9021645A0 (it) | 1990-10-05 |
| CA2052655A1 (en) | 1992-04-06 |
| AU641046B2 (en) | 1993-09-09 |
| DE69101533D1 (de) | 1994-05-05 |
| EP0481541A1 (en) | 1992-04-22 |
| DK0481541T3 (da) | 1994-07-11 |
| MX173926B (es) | 1994-04-08 |
| IT9021645A1 (it) | 1992-04-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2026823C1 (ru) | Способ обработки осадков сточных вод | |
| CA2235691C (en) | A process to upgrade crude oils by destruction of naphthenic acids, removal of sulfur and removal of salts | |
| CA2313537C (en) | System for processing oil refinery waste | |
| CN1197794C (zh) | 一种含油污泥的处理方法 | |
| EP1025189A1 (en) | Method of re-refining waste oil by distillation and extraction | |
| US4105553A (en) | Oil-containing effluent treatment by gravity separation | |
| NO332970B1 (no) | Fremgangsmate for a rense en vannrik strom dannet under en Fischer-Tropsch reaksjon | |
| JP2914752B2 (ja) | 乳化した石油廃棄物の処理方法 | |
| US3468789A (en) | Processing of viscous oil emulsions | |
| US6395166B1 (en) | Method of reclaiming used motor oil for further use | |
| US5236590A (en) | Process for removing dissolved organics from aqueous compositions | |
| CA2245025C (en) | Process for removing contaminants from thermally cracked waste oils | |
| US4735729A (en) | Ash concentration and disposal method | |
| US5284991A (en) | Cyanide removal from oily solid using a solvent extraction process | |
| Rulkens et al. | Design of a solvent extraction process for PAH-contaminated sediments: The Wau-acetone process | |
| RU2076767C1 (ru) | Способ разделения водно-масляных шламов | |
| RU2101335C1 (ru) | Способ очистки отработанного масла | |
| RU1817782C (ru) | Способ подготовки нефти к переработке | |
| SU688443A1 (ru) | Способ очистки сточных вод производства эпоксидных смол | |
| WO1994021347A1 (en) | Water treatment process | |
| JPH0712401B2 (ja) | 使用済濾過器媒介物の処理法 | |
| SU1128964A1 (ru) | Способ очистки отработанных моющих эмульсионных растворов | |
| EP1445298A1 (en) | A method of removing aromatic halide compound contamination from oil | |
| JPS5547105A (en) | Treatment of petroleum waste oil containing water | |
| CA2031857A1 (en) | Process for deoiling wastes |