RU2739189C1 - Способ переработки нефтешлама - Google Patents
Способ переработки нефтешлама Download PDFInfo
- Publication number
- RU2739189C1 RU2739189C1 RU2020108135A RU2020108135A RU2739189C1 RU 2739189 C1 RU2739189 C1 RU 2739189C1 RU 2020108135 A RU2020108135 A RU 2020108135A RU 2020108135 A RU2020108135 A RU 2020108135A RU 2739189 C1 RU2739189 C1 RU 2739189C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- sludge
- demulsifier
- processing
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
- B01D3/14—Fractional distillation or use of a fractionation or rectification column
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F11/00—Treatment of sludge; Devices therefor
- C02F11/18—Treatment of sludge; Devices therefor by thermal conditioning
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Предложен способ переработки нефтешлама, включающий его забор из амбара через самоочищающийся фильтр с помощью высокопроизводительного насоса, подогрев в теплообменнике трубчатого или иного типа до 40÷60°С и подачу в аппарат с обогреваемой рубашкой и мешалкой, снабженный мерниками воды, и деэмульгатора с получением термодинамически нестабильной водонефтяной системы, где в качестве деэмульгатора используют водную суспензию сульфата кальция, или их смесь, а массовое соотношение нефтешлам : вода : деэмульгатор перед подачей в гидродинамический ускоритель тонкого диспергирования составляет (17÷25):(0,1÷12):(>0,1÷0,10), с последующим разделением коллоидной водонефтяной эмульсии на нефтяную и водо-иловую фракции на установке электрообессоливания и обезвоживания с отстоем полученного нефтепродукта и утилизацией водо-иловой суспензии. Технический результат - совершенствование технологической линии переработки нефтяных шламов, образующихся на этапах добычи и переработки нефти, с одновременным повышением эффективности процесса и качества получаемых нефтепродуктов. 2 ил., 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной и нефтеперерабатывающей отраслям промышленности и может найти широкое практическое применение при переработке нефтесодержащих шламов.
В настоящее время на промышленных площадках многих предприятий в прудах-отстойниках (амбарах) скопились значительные объемы нефтепродуктов, представляющих собой неоднородную смесь нефти, воды и механических включений. Нефтешлам - это сложная физико-химическая коллоидная система, состоящая из нефтепродуктов, механических примесей (глины, оксидов железа и других соединений, песка) и воды, причем соотношение составляющих его веществ может варьировать в достаточно обширных интервалах. Особенностью амбарных эмульсий в нефтедобывающей промышленности является наличие значительного количества механических примесей до 10-13% мас., повышенная вязкость дисперсионной среды до 400 800 мм2/с, высокая агрегативная устойчивость к расслоению.
Большинство технических проектов по утилизации подобных шламов не дают должного эффекта из-за неправильно подобранного технологического оборудования, низкоэффективных химических деэмульгаторов и флокулянтов или незнания природы перерабатываемых отходов.
Согласно официальным данным, «запасы» нефтешламов достигают: в России - 100 млн тонн, в Азербайджане - 25 млн тонн, в Казахстане 40 млн тонн, на Украине - около 5 млн тонн.
При переработке лишь одной тысячи тонн нефти образуется от 1-ой до 5-ти тонн нефтяного отхода. Ввиду того, что существующие технологии по его утилизации являются недостаточно эффективными, заводы вынуждены накапливать их и постоянно увеличивать объемы шламонакопителей.
Известен [RU №2276658, МПК В09В 3/00, В01В 17/04] способ переработки нефтешламов, включающий забор, фильтрацию нефтяного шлама, выделение трех фаз - нефтепродукта, воды и механических примесей. Предлагаемая технология предусматривает подогрев нефтесодержащего отхода до температуры 60-90°С, подачу его насосом в кавитационное ультразвуковое устройство под давлением до 6 кгс/см2, ультразвуковую обработку нефтешлама в присутствии деэмульгатора и получение на его основе котельного топлива или сырьевого компонента для нефтеперерабатывающего завода.
К недостаткам данного технического решения следует отнести высокое содержание воды в получаемом котельном топливе и продолжительное время пребывания обработанного нефтешлама в отстойниках перед его отправкой на нефтеперерабатывающее предприятие.
Известен [RU №2149145, МПК C02F 11/00] способ переработки нефтяных шламов путем добавления в них не менее 20% нефти, подогрева композиции с помощью паровых нагревателей и одновременным прямым впрыском части пара и обеспечением гомогенности нефтешлама путем принудительной его циркуляции с последующей подачей в декантер и механическим разделением на фазы различной плотности - нефтяную, водную и твердую с отстоем нефтяной фазы и ее возвратом в сырьевые резервуары нефтеперерабатывающего предприятия для последующей переработки.
К существенным недостаткам данного метода можно отнести невысокую эффективность разделения застарелых нефтешламов, повышенное содержание в получаемом углеводородном сырье воды, солей и механических примесей.
Известна промышленная установка Flottweg [Лаптев А.В. Наследие черного золота из прошлого /Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2018.№8. С.60-63], предназначенная для переработки жидких шламов.
Она содержит понтон с полупогружным насосом с установленной на нем системой перемешивания, а также парогенератор, две реакционных емкости, шкаф управления и несколько контейнеров для размещения электрооборудования, трикантера, периферийного устройства подготовки и подачи продукта, реагентного хозяйства, а также станцию приготовления раствора флокулянта.
При работающей установке нефтяной шлам из амбара подают в сырьевой резервуар, где проходит подготовку перед подачей на трикантер. Изначально заполняют один резервуар, затем производят перевод на резервный резервуар, а заполненный включают в систему подготовки сырья. Аппараты снабжены перемешивающими устройствами, предусмотрены подача воды и деэмульгатора, подогрев эмульсии нефтешлама с помощью теплообменника.
Путем регулирования режима работы теплообменников устанавливают температуру в резервуарах в 65°С. Гомогенизированный нефтяной шлам подают с помощью насоса на сепарационную установку для отделения нефти, воды и механических примесей.
Отсепарированную смесь нефтяных фракций под остаточным напором направляют в товарную емкость, расположенную в нижней части рамы трикантера, а затем перекачивают в резервуары готовой продукции.
Воду собирают в буферной емкости, расположенной в нижней части сепаратора и подают на дальнейшую очистку.
К недостаткам предлагаемой технологии можно отнести следующее.
Изменение параметров номинального сырья (содержания нефтепродуктов и вязкости шлама) будет оказывать существенное влияние на эксплуатационные характеристики и эффективность разделения на установке. Это может привести к снижению ее производительности или к ухудшению качества отсепарированных продуктов.
По мнению ведущих технических специалистов, применение установки для переработки шламов с длительным сроком хранения является недостаточно эффективным. Как показала практика, при центрифугировании наблюдается повышенный износ внутренней полости трикантера и шнека вследствие попадания абразивных и иных твердых механических включений.
Известны способ и устройство переработки нефтесодержащего шлама [RU №2698667, МПК C02F 11/18, B01J 19/10, B01J 19/20, В01В 21/00, В01D 17/00, C02F 11/02] путем его гомогенизации горячей водой, фильтрации, обработки магнитострикцией, кавитацией и ультразвуком в соответствующем устройстве, разделения эмульсии на нефтепродукт, воду и механические примеси в гравитационно-коалесцирующем сепараторе с последующим обогащением осадка почвообразующими микроорганизмами.
Данные технические решения крайне сложны и затруднительны в реализации. К тому же они непригодны в холодное время года и не гарантируют получение нефтепродукта, отвечающего соответствующим требованиям ГОСТ на «Нефть».
Наиболее близким по сущности является техническое решение, предложенное в [RU №2513196, МПК В09В 3/00, В01D 17/04]. При его реализации нефтешлам со шламонакопителя подают насосом под давлением не более 1,0 МПа и расходом до 10 м3/ч в трубчатую печь, нагревают его до 110-120°С и далее направляют в соответствующее устройство, заполненное коалесцирующим материалом в виде гранитного щебня с объемно-насыпным весом 1,36-1,40 тн/м3 и размером частиц от 5 до 50 мм. Поток нефтешлама подвергают обработке паром по центру и периметру, и водой на выходе из устройства, после чего направляют в горизонтальный отстойник для разделения нефтяной и водной фаз.
Данный метод также не лишен недостатков. Главный из них - возможность забивки частиц коалесцирующего материала механическими примесями и заиленным грунтом. По указанной причине возникает вполне обоснованная необходимость частой промывки аппарата с прекращением подачи нефтешлама и опорожнением его содержимого.
Задачей настоящего изобретения является совершенствование технологической линии переработки нефтяных шламов, образующихся на этапах добычи и переработки нефти, с одновременным повышением эффективности процесса и качества получаемых нефтепродуктов.
Указанный результат достигают тем, что установка включает устройство для забора нефтешлама из амбара, снабженное самоочищающимся фильтром, теплообменником и высокопроизводительным насосом, два параллельно работающих аппарата объемом свыше 30 м3 с перемешивающими устройствами, мерники подачи воды и деэмульгатора, установленных на тензодатчиках, а также гидродинамический ускоритель диспергирования нефтяного шлама и установку электрообессоливания и обезвоживания (ЭЛОУ) для выделения из шлама нефтяной и водо-иловой фракций.
Подобная компоновка технологической линии обусловлена неоднородностью нефтяного шлама в амбарах по составу нефтепродуктов и содержанию механических примесей. Проведенными исследованиями установлено наличие в них нескольких слоев, различающихся по составу, свойствам и устойчивости нефтяных эмульсий.
Присутствующие в нефтесодержащем шламе коллоидные образования стабилизированы природными поверхностно-активными веществами и для разрушения созданного ими энергетического барьера и объединения частиц одной фазы требуется интенсивное механическое, а также электрическое высокочастотное воздействия, подогрев шлама, добавка воды для обращения фаз и ввод специально подобранного деэмульгатора.
Все эти стадии и методы учтены в предлагаемом техническом решении. В частности, после забора из амбара нефтешлама размещенным на понтоне насосом предусмотрен его подогрев до 40-60°С в теплообменнике трубчатого или иного типа с помощью парогенератора. Благодаря этому существенно снижается вязкость нефтесодержащего отхода перед подачей его в реакторы. Добавление воды и при необходимости деэмульгатора с одновременным перемешиванием существенно снижает вязкость и термодинамическую стабильность коллойдной системы нефть - вода. Это особенно важно для дальнейшей обработки нефтяного шлама в гидродинамическом ускорителе диспергирования. За счет мощных кавитационных потоков происходит разрушение шламовых образований и облегчается контакт нефтяных капель с последующей их агрегацией. Данный процесс существенно ускоряется на установке электрообессоливания и обезвоживания, включенной в технологическую схему переработки нефтешлама, на которой реализуются два способа разрушения нефтяных эмульсий:
- электрический - обработка эмульсии в электрическом поле переменного тока;
- химический - добавление к нефтесодержащему шламу соответствующего деэмульгатора.
Сущность электрического метода разрушения водонефтяных эмульсий состоит в следующем (см. фиг. 1).
При попадании капель в переменное электрическое поле электродегидратора (Э-1 или Э-2) частицы воды с отрицательным зарядом начинают совершать колебательные движения с объединением в крупные образования с последующим осаждением.
Химический метод направлен на ослаблении поверхностного натяжения оболочки капель в присутствии деэмульгаторов и на преодолении энергетического барьера, препятствующего их слипанию в крупные агломераты.
Перед обработкой нефтесодержащего шлама в электрическом поле его смешивают с водой (5-15%), что позволяет достичь высокой степени обессоливания и обезвоживания, приблизить систему к состоянию обращения эмульсии.
Технологическая схема процесса реализуется следующим образом. Гомогенизированный на гидродинамическом ускорителе нефтешлам (поток I), смешивают при необходимости со второй порцией деэмульгатора (поток II) и раствором щелочи для подавления коррозии (поток III), разбавляют промывной водой (поток IV) и направляют в теплообменник Т-1. После этого с помощью теплообменника Т-2 нефтесодержащую композицию подогревают (паропровод VII) и подают в электродегидратор первой ступени (Э-1) для удаления основной массы воды и солей и затем в электродегидратор второй ступени (Э-2), перед которым в него вновь подают воду. Число ступеней обезвоживания может достигать трех, но свежая вода подается только на последнюю ступень. Нефтяную фракцию с электродегидратора Э-2 пропускают через холодильник Х-1 и отправляют на склад (поток V).
Сбрасываемая водно-иловая фракция собирается в емкости Е-1 и направляется в илонакопитель (поток VI).
На установках ЭЛОУ получают практически обезвоженную нефтяную фракцию. Содержание в ней остаточных солей не превышает 1-3 мг/л. Температура процесса 60-125°С, давление в электродегидраторах 0,4-1,6 МПа, расход воды не более 10% на нефтешлам и напряжение между электродами 30 кВ. Расход деэмульгатора подбирают экспериментальным путем для конкретного нефтяного шлама.
Для утилизации отстоявшейся в илонакопителе водо-иловой суспензии в нее вносят инокулят (микробное сообщество), питательной средой которого в аэробных условиях выступают остаточные углеводороды. Выбранные для этой цели микроорганизмы способны разлагать и другие вредные соединения, присутствующие в отходах производства. Широкое применение получили некоторые препараты, например, гумиком.
Для восстановления нарушенных земель, стимуляции процессов биодеструкции углеводородов нефти, повышения урожайности сельскохозяйственных и луговых культур хорошо зарекомендовали себя технологии ремедиации с использованием гуминовых соединений, выделяемых из различного природного сырья (торфа, бурых и окисленных каменных углей, биокомпоста, почв и др.). Эти вещества различного происхождения объединяют наличие ароматического ядра, карбоксильных (-СООН), карбонильных (-СОН), метоксильных (-ОСН3) групп, гидроксильных групп (-ОН) спиртового и фенольного характера, а также амидогрупп (-CONH2). Благодаря наличию ионообменных групп гуминовые препараты способны эффективно сорбировать углеводороды нефти и нефтепродукты, увеличивать активность почвенной микрофлоры, ускорять процессы деструкции углеводородов и их гумификации - преобразования в почвенный гумус.
Водная фаза с илонакопителя может быть закачена в скважину для повышения внутрипластового давления, либо использована для размыва придонного слоя нефтешлама.
Таким образом, сущностью предлагаемого технического решения является способ переработки нефтяного шлама, включающий его забор из амбара с помощью насоса повышенной производительности через самоочищающийся фильтр, подогрев в теплообменнике трубчатого или иного типа до 40÷60°С, перемешивание в аппарате с рубашкой объемом свыше 30 м3, снабженном мерниками подачи воды и деэмульгатора, установленных на тензодатчиках, с получением водонефтяной термодинамически неустойчивой эмульсии, причем в качестве деэмульгатора используют сульфат кальция, или гипс, или другие кальцийсодержащие соли и их смеси, или водные растворы и взвеси, а соотношение нефтешлам : вода : деэмульгатор перед подачей эмульсии в гидродинамический ускоритель тонкого диспергирования составляет (17÷25):(0,1÷12):(>0÷0,10), с разделением водонефтяной эмульсии на составные фракции на установке электрообессоливания и обезвоживания ЭЛОУ с использованием электрического и химического способов разрушения коллоидных систем.
Принцип работы предлагаемого технического решения поясняется следующей принципиальной схемой (см. фиг. 2).
Пример 1.
Нефтяной шлам из амбара 1, с помощью заборного устройства 2, снабженного самоочищающимся фильтром 5, подают насосом 5 производительностью 15 м3/час через теплообменник 4 в один из параллельно установленных обогреваемых аппаратов 6,7 объемом 30 м3 с работающей мешалкой, и в него из мерников (на схеме не показаны) заливают воду и кальцийсодержащий деэмульгатор - водную суспензия гипса концентрации 10 мас. % до достижения оптимального массового соотношения нефтешлам : вода : деэмульгатор, равного 19:2:0,05 и близкого к составу обращаемых фаз (нефть-вода↔вода-нефть). Оно устанавливается предварительно для каждого амбара и должно учитываться по мере переработки нефтесодержащих слоев. Температуру смеси в аппарате поднимают до 60-70°С подачей пара давлением 3-4 атм. в рубашку и его содержимое перемешивают в течение часа. По истечении данного времени водонефтяную суспензию с помощью насоса 5 подают в гидродинамический ускоритель диспергирования нефтяного шлама 8 и далее на установку ЭЛОУ 9 для выделения из шлама нефтяной и водо-иловой фракций. Полученный нефтепродукт направляют в емкость-отстойник 10 и далее насосом на отгрузку.
Содержание в нем влаги составило менее 1%, а солей ниже 3 мг/л.
Воду с нижней зоны емкости-отстойника 10 подают в илонакопитель с целью ее последующего использования на технические нужды производства.
Одновременно с работой рассмотренной технологической линии проводят подготовку водонефтяной композиции во втором параллельном аппарате (6 или 7).
Пример 2. Вместо гипса используют 10%-ный водный раствор хлористого кальция. Как и по примеру 1 наблюдалось эффективное разрушение нефтешламовой эмульсии. Качество произведенного нефтепродукта аналогично примеру 1.
Утилизацию водной и водо-иловой фракций проводят согласно вышеописанных технологий.
В случае соблюдения всех требований по заявленному изобретению получаемый из нефтешлама продукт может быть использован в качестве полноценного сырьевого компонента для нефтеперерабатывающего завода.
Claims (1)
- Способ переработки нефтешлама, включающий его забор из амбара через самоочищающийся фильтр с помощью высокопроизводительного насоса, подогрев в теплообменнике трубчатого или иного типа до 40÷60°С и подачу в аппарат с обогреваемой рубашкой и мешалкой, снабженный мерниками воды, и деэмульгатора с получением термодинамически нестабильной водонефтяной системы, отличающийся тем, что в качестве деэмульгатора используют водную суспензию сульфата кальция или их смесь, а массовое соотношение нефтешлам : вода : деэмульгатор перед подачей в гидродинамический ускоритель тонкого диспергирования составляет (17÷25):(0,1÷12):(>0,1÷0,10), с последующим разделением коллоидной водонефтяной эмульсии на нефтяную и водо-иловую фракции на установке электрообессоливания и обезвоживания с отстоем полученного нефтепродукта и утилизацией водо-иловой суспензии.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020108135A RU2739189C1 (ru) | 2020-02-25 | 2020-02-25 | Способ переработки нефтешлама |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020108135A RU2739189C1 (ru) | 2020-02-25 | 2020-02-25 | Способ переработки нефтешлама |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2739189C1 true RU2739189C1 (ru) | 2020-12-21 |
Family
ID=74063110
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020108135A RU2739189C1 (ru) | 2020-02-25 | 2020-02-25 | Способ переработки нефтешлама |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2739189C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN117510014A (zh) * | 2023-12-29 | 2024-02-06 | 山东博宇重工科技集团有限公司 | 一种处理含油污泥用能避免堵塞的加热装置 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2098361C1 (ru) * | 1995-10-31 | 1997-12-10 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Способ переработки нефтеотходов |
US7959012B2 (en) * | 2005-05-19 | 2011-06-14 | M-I L.L.C. | Oil-based sludge separation and treatment system |
RU127380U1 (ru) * | 2012-10-18 | 2013-04-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный технологический институт (технический университет)" | Установка совместной термохимической переработки нефтяных шламов или кислых гудронов и твердого природного топлива |
CN104556626A (zh) * | 2013-10-22 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油泥破乳剂和油泥资源化处理工艺 |
-
2020
- 2020-02-25 RU RU2020108135A patent/RU2739189C1/ru active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2098361C1 (ru) * | 1995-10-31 | 1997-12-10 | Уфимский государственный нефтяной технический университет | Способ переработки нефтеотходов |
US7959012B2 (en) * | 2005-05-19 | 2011-06-14 | M-I L.L.C. | Oil-based sludge separation and treatment system |
RU127380U1 (ru) * | 2012-10-18 | 2013-04-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный технологический институт (технический университет)" | Установка совместной термохимической переработки нефтяных шламов или кислых гудронов и твердого природного топлива |
CN104556626A (zh) * | 2013-10-22 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油泥破乳剂和油泥资源化处理工艺 |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN117510014A (zh) * | 2023-12-29 | 2024-02-06 | 山东博宇重工科技集团有限公司 | 一种处理含油污泥用能避免堵塞的加热装置 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5316664A (en) | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand | |
US5340467A (en) | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand | |
Hu et al. | Recent development in the treatment of oily sludge from petroleum industry: a review | |
US5645714A (en) | Oil sand extraction process | |
CA2799739C (en) | Thickening apparatuses and methods for bitumen froth treatment | |
US3526585A (en) | Removing suspended solids from a liquid | |
CN101786776B (zh) | 一种含油污泥深度处理工艺 | |
CN103121780A (zh) | 一种污油泥处理方法 | |
CN104556626B (zh) | 一种油泥破乳剂和油泥资源化处理工艺 | |
EP3686263A1 (en) | Slop oil treating device | |
CN104556624B (zh) | 一种油泥破乳剂和油泥深度处理工艺 | |
RU2739189C1 (ru) | Способ переработки нефтешлама | |
US8653148B2 (en) | Microwave process and apparatus for breaking emulsions | |
DE69405711T2 (de) | Behandlung von rueckstandsoel | |
DK2632860T3 (en) | The water clarification device and method for the treatment of colloids | |
RU2698667C1 (ru) | Способ переработки нефтесодержащего шлама и технологический комплекс для его осуществления | |
US3751358A (en) | Freeze-thaw separation of solids from tar sands extraction effluents | |
US4312761A (en) | Treatment of clay slimes | |
CN212864516U (zh) | 含油污泥处理系统 | |
CN109929584A (zh) | 一种新型黏土矿物破乳剂及其制备方法和对水包油型原油乳状液的破乳处理、回收利用方法 | |
CN103113912A (zh) | 一种分离提取油砂中原油的方法 | |
CN104556625B (zh) | 一种油泥破乳剂和油泥处理工艺 | |
CN111777307A (zh) | 含油污泥处理系统和方法 | |
RU2739031C1 (ru) | Способ переработки нефтешлама | |
RU2536906C1 (ru) | Способ переработки нефтесодержащих отходов и установка для его осуществления |