NO337631B1 - Separering av sammensetninger og fremgangsmåte for anvendelse - Google Patents
Separering av sammensetninger og fremgangsmåte for anvendelse Download PDFInfo
- Publication number
- NO337631B1 NO337631B1 NO20091322A NO20091322A NO337631B1 NO 337631 B1 NO337631 B1 NO 337631B1 NO 20091322 A NO20091322 A NO 20091322A NO 20091322 A NO20091322 A NO 20091322A NO 337631 B1 NO337631 B1 NO 337631B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- acid
- basf
- mass
- bitumen
- separating
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 100
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 26
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims description 8
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 92
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 72
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 claims description 16
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 15
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 15
- -1 aromatic phosphate ester Chemical class 0.000 claims description 14
- 230000003165 hydrotropic effect Effects 0.000 claims description 14
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 13
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 10
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 8
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims description 8
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 6
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 6
- RYCLIXPGLDDLTM-UHFFFAOYSA-J tetrapotassium;phosphonato phosphate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O RYCLIXPGLDDLTM-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 6
- RHRRUYIZUBAQTQ-UHFFFAOYSA-N 2,5,8,11-tetramethyldodec-6-yne-5,8-diol Chemical compound CC(C)CCC(C)(O)C#CC(C)(O)CCC(C)C RHRRUYIZUBAQTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000019820 disodium diphosphate Nutrition 0.000 claims description 4
- GYQBBRRVRKFJRG-UHFFFAOYSA-L disodium pyrophosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])(=O)OP(O)([O-])=O GYQBBRRVRKFJRG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N perchloric acid Chemical compound OCl(=O)(=O)=O VLTRZXGMWDSKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- XPPKVPWEQAFLFU-UHFFFAOYSA-J diphosphate(4-) Chemical class [O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O XPPKVPWEQAFLFU-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 3
- QNDPUZFBWUBSNH-UHFFFAOYSA-I magic acid Chemical compound OS(F)(=O)=O.F[Sb](F)(F)(F)F QNDPUZFBWUBSNH-UHFFFAOYSA-I 0.000 claims description 3
- FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J sodium diphosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O FQENQNTWSFEDLI-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 3
- 229940048086 sodium pyrophosphate Drugs 0.000 claims description 3
- 235000019818 tetrasodium diphosphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000001577 tetrasodium phosphonato phosphate Substances 0.000 claims description 3
- BMYNFMYTOJXKLE-UHFFFAOYSA-N 3-azaniumyl-2-hydroxypropanoate Chemical compound NCC(O)C(O)=O BMYNFMYTOJXKLE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- BSYNRYMUTXBXSQ-UHFFFAOYSA-N Aspirin Chemical compound CC(=O)OC1=CC=CC=C1C(O)=O BSYNRYMUTXBXSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229960001138 acetylsalicylic acid Drugs 0.000 claims description 2
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003930 superacid Substances 0.000 claims description 2
- ITMCEJHCFYSIIV-UHFFFAOYSA-N triflic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C(F)(F)F ITMCEJHCFYSIIV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 83
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 60
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 47
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 35
- 229920002257 Plurafac® Polymers 0.000 description 18
- FVEFRICMTUKAML-UHFFFAOYSA-M sodium tetradecyl sulfate Chemical compound [Na+].CCCCC(CC)CCC(CC(C)C)OS([O-])(=O)=O FVEFRICMTUKAML-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 16
- 229920001983 poloxamer Polymers 0.000 description 15
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 13
- 229920002359 Tetronic® Polymers 0.000 description 11
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 11
- NECRQCBKTGZNMH-UHFFFAOYSA-N 3,5-dimethylhex-1-yn-3-ol Chemical compound CC(C)CC(C)(O)C#C NECRQCBKTGZNMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 8
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 6
- 239000002585 base Substances 0.000 description 5
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 5
- GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N triton Chemical compound [3H+] GPRLSGONYQIRFK-MNYXATJNSA-N 0.000 description 5
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 4
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000003906 humectant Substances 0.000 description 3
- LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K potassium phosphate Substances [K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])([O-])=O LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 3
- WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M Lithium hydroxide Chemical compound [Li+].[OH-] WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920002021 Pluronic® F 77 Polymers 0.000 description 2
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- HUCVOHYBFXVBRW-UHFFFAOYSA-M caesium hydroxide Chemical compound [OH-].[Cs+] HUCVOHYBFXVBRW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 229910000402 monopotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019796 monopotassium phosphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 2
- ATGAWOHQWWULNK-UHFFFAOYSA-I pentapotassium;[oxido(phosphonatooxy)phosphoryl] phosphate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O ATGAWOHQWWULNK-UHFFFAOYSA-I 0.000 description 2
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 2
- 229920001993 poloxamer 188 Polymers 0.000 description 2
- 229920001992 poloxamer 407 Polymers 0.000 description 2
- GNSKLFRGEWLPPA-UHFFFAOYSA-M potassium dihydrogen phosphate Chemical compound [K+].OP(O)([O-])=O GNSKLFRGEWLPPA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- CPRMKOQKXYSDML-UHFFFAOYSA-M rubidium hydroxide Chemical compound [OH-].[Rb+] CPRMKOQKXYSDML-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M sodium dihydrogen phosphate Chemical compound [Na+].OP(O)([O-])=O AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000019832 sodium triphosphate Nutrition 0.000 description 2
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 241000584629 Aosa Species 0.000 description 1
- 229920002229 Plurafac® RCS 43 Polymers 0.000 description 1
- 229920002236 Plurafac® S 305 LF Polymers 0.000 description 1
- 229920002242 Plurafac® S 505 LF Polymers 0.000 description 1
- 229920002247 Plurafac® SL 62 Polymers 0.000 description 1
- 229920002251 Plurafac® SL 92 Polymers 0.000 description 1
- 229920002007 Pluronic® 25R4 Polymers 0.000 description 1
- 229920002009 Pluronic® 31R1 Polymers 0.000 description 1
- 229920002012 Pluronic® F 38 Polymers 0.000 description 1
- 229920002023 Pluronic® F 87 Polymers 0.000 description 1
- 229920002025 Pluronic® F 88 Polymers 0.000 description 1
- 229920002035 Pluronic® L 10 Polymers 0.000 description 1
- 229920002048 Pluronic® L 92 Polymers 0.000 description 1
- 229920002051 Pluronic® N 3 Polymers 0.000 description 1
- 229920002057 Pluronic® P 103 Polymers 0.000 description 1
- 229920002065 Pluronic® P 105 Polymers 0.000 description 1
- 229920002066 Pluronic® P 65 Polymers 0.000 description 1
- 229920002070 Pluronic® P 84 Polymers 0.000 description 1
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002362 Tetronic® 1304 Polymers 0.000 description 1
- 229920002366 Tetronic® 1307 Polymers 0.000 description 1
- 229920004890 Triton X-100 Polymers 0.000 description 1
- 229920004929 Triton X-114 Polymers 0.000 description 1
- 229920004923 Triton X-15 Polymers 0.000 description 1
- 229920004893 Triton X-165 Polymers 0.000 description 1
- 229920004894 Triton X-305 Polymers 0.000 description 1
- 229920004895 Triton X-35 Polymers 0.000 description 1
- 229920004896 Triton X-405 Polymers 0.000 description 1
- 229920004897 Triton X-45 Polymers 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- LFVGISIMTYGQHF-UHFFFAOYSA-N ammonium dihydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].OP(O)([O-])=O LFVGISIMTYGQHF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000387 ammonium dihydrogen phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- RQPZNWPYLFFXCP-UHFFFAOYSA-L barium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ba+2] RQPZNWPYLFFXCP-UHFFFAOYSA-L 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
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L dipotassium hydrogen phosphate Chemical compound [K+].[K+].OP([O-])([O-])=O ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019797 dipotassium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000396 dipotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- YVIGPQSYEAOLAD-UHFFFAOYSA-L disodium;dodecyl phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].CCCCCCCCCCCCOP([O-])([O-])=O YVIGPQSYEAOLAD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- KRHIGIYZRJWEGL-UHFFFAOYSA-N dodecapotassium;tetraborate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[K+].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] KRHIGIYZRJWEGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N dodecyldimethylamine N-oxide Chemical compound CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)[O-] SYELZBGXAIXKHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229940048866 lauramine oxide Drugs 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 235000019837 monoammonium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000006012 monoammonium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910000403 monosodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019799 monosodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 235000019831 pentapotassium triphosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 1
- DQZXOIPVJBKPAK-UHFFFAOYSA-L potassium;sodium;phosphono phosphate Chemical compound [Na+].[K+].OP(O)(=O)OP([O-])([O-])=O DQZXOIPVJBKPAK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 235000019980 sodium acid phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000104 sodium hydride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011008 sodium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- UGTZMIPZNRIWHX-UHFFFAOYSA-K sodium trimetaphosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P1(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])(=O)O1 UGTZMIPZNRIWHX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- HGDJQLJUGUXYKQ-UHFFFAOYSA-M strontium monohydroxide Chemical compound [Sr]O HGDJQLJUGUXYKQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000001226 triphosphate Substances 0.000 description 1
- UNXRWKVEANCORM-UHFFFAOYSA-I triphosphate(5-) Chemical compound [O-]P([O-])(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])([O-])=O UNXRWKVEANCORM-UHFFFAOYSA-I 0.000 description 1
- 235000019798 tripotassium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000404 tripotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/04—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by extraction
- C10G1/047—Hot water or cold water extraction processes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Description
Separasjon av sammensetninger og fremgangsmåte for anvendelse.
Bakgrunn
Foreliggende oppfinnelse vedrører en vannbasert separerende sammensetning for separasjon av bitumen fra oljesand og avfallsprodukter. Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for separasjon av bitumen fra oljesand og eller avfallsprodukter.
Oljesand, også kjent som "tjæresand" og "bituminøs sand" er en sammensetning av bitumen (tjære), sand og vann. Bitumen er en tung, viskøs olje, med et relativt høyt innhold av svovel. Når den har blitt hensiktsmessig separert fra oljesanden, kan bitumenet prosesseres til syntetisk råolje passende for bruk som føde for produksjon av flytende motordrivstoffer, oppvarmingsolje og petrokjemikalier. Oljesand finnes i nesten hele verden. Spesielt betydningsfulle forekomster finnes i Canada, innbefattende Athabasca oljesand i Alberta, USA, inkludert Utah oljesand, Syd-Amerika, inkludert Orinoco oljesand i Venezuela, og Afrika, inkludert Nigeriansk oljesand. En størstedel av all den kjente oljen i verden er tilstede i oljesand.
Bitumen er meget vanskelig å separere fra oljesand på en effektiv og miljømessig akseptabel måte. Nåværende forsøk på å separere bitumen fra oljesand har kun resultert i ca. 85-92 % av den tilgjengelige bitumenet. Videre har nåværende forsøk på å separere bitumen fra oljesand inkludert dannelse av emulsjoner, eller "skum" under behandlingen, hvilket krever bruk av miljømessig skadelige organiske løsningsmidler så som nafta, for å "bryte" emulsjonene og muliggjøre videre behandling. I tillegg vil bitumenet som er igjen i sand (og annet partikulært materiale, så som leire) komponenten til oljesanden bidra til dannelse av et tungt slam, ofte betegnet som "rejekt". Nåværende praksis for fjerning av rejektene, som består av ikke-gjenvunnet bitumen, sand (og annet partikulært materiale), og vann er å pumpe rejektet inn i store rejektdammer, hvor sanden og annet partikulært materiale langsomt bunnfeller og danner lag i løpet av flere år.
Fra US 4342657 A, US 2005197267A og US 2005161372A er det kjent separasjon av bitumen og tunge hydrokarboner fra oljesand, hvor det enten brukes hydrotropiske midler, midler med flokkulerende egenskaper og/eller fuktemidler.
Oppsummering
De nåværende utførelseseksemplene beskriver sammensetninger og fremgangsmåter for å separere bitumen fra oljesand på en effektiv og miljømessig akseptabel måte, og for å gjenvinne bitumenresterfra eksisterende rejektdammer.
I henhold til et aspekt av foreliggende utførelsesformer, er det tilveiebragt en vannbasert separerende sammensetning for separasjon av bitumen fra oljesand og avfallsprodukter, innbefattende:
etfuktemiddel et hydrotropisk middel; og
et dispergeringsmiddel med flokkulerende egenskaper;
hvor den separerende sammensetningen har en pH fra 7,5 til 8,5 og hvorfuktemiddelet er tilstede i en mengde fra 0,001 masse-% til 2,5 masse-%, og er 2,5,8,11-tetrametyl-6-dodecyn-5,8-diol etoksylat;
hvor det hydrotropiske middelet er tilstede i en mengde fra 0,1 masse-% til 4,0 masse-% og er en aromatisk fosfatester med formelen:
hvor R<1>er en Ci - Cs linjaer eller forgrenet alkylgruppe og n = 1 til 8; og hvor dispergeringsmiddelet med flokkulerende egenskaper er tilstede i en mengde fra 0,25 masse-% til 4,5 masse-% og er et pyrofosfat salt.
Ytterligere fordelaktige trekk ved sammensetningen er angitt i de uselvstendige patentkravene 2-8.
I henhold til et annet aspekt av foreliggende utførelsesformer, er det tilveiebragt en fremgangsmåte for å separere bitumen fra oljesand, innbefattende å kontakte en separerende sammensetning innbefattende etfuktemiddel, et hydrotropisk middel og et dispergeringsmiddel med flokkulerende egenskaper og oljesand; omrøre den separerende sammensetningen og oljesanden; og gjenvinne bitumen og sand som separate produkter.
I henhold til et annet aspekt av foreliggende utførelsesformer, er det tilveiebragt en fremgangsmåte for separasjon av bitumen fra oljesand eller avfallsprodukter, innbefattende: kontakte en vannbasert separerende sammensetning i henhold til hvilke som helst av kravene 1 til 8, med oljesand eller avfallsprodukter innbefattende bitumen og sand; oppvarme den separerende sammensetningen og oljesanden eller avfallsproduktene; omrøre den separerende sammensetningen og oljesanden eller avfallsproduktene; og gjenvinne bitumenet og sand som separate produkter.
Ytterligere fordelaktige trekk ved fremgangsmåten er angitt i de uselvstendige patentkravene 10-12.
Detaljert beskrivelse
Som brukt her betyr begrepet "ca.", "tilnærmet", og kan i alle tilfeller indikere så mye som et 10% avvik fra tallet som modifiseres.
Som brukt her, betyr begrepet "i det vesentligste fri for" en mengde på mindre enn ca. 0,1 %.
I en utførelsesform er det tilveiebragt en blanding, innbefattende en separerende sammensetning innbefattende etfuktemiddel i en mengde fra ca. 0,001 % til ca. 2,5 masse-% av den separerende sammensetningen, et hydrotropisk middel, og et dispergeringsmiddel med flokkulerende egenskaper, hvor den separerende sammensetningen har en pH på mer enn 7,5.
Passende fuktemidler kan for eksempel innbefatte en eller flere av DYNOL™ 607 surfaktant (Air Products and Chemicals Inc.), SURFYNOL<®>420 (Air Products and Chemicals Inc.), SURFYNOL<®>440 (Air Products and Chemicals Inc.) SURFYNOL<®>465 (Air Products and Chemicals), SURFYNOL<®>485 (Air Products and Chemicals Inc.), SURFYNOL<®>604 surfaktant (Air Products and Chemicals Inc.), TOMADOL<®>91-2,5 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>91-6 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>91-8 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>1-3 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>1-5 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>1-7 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>1-73B (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>1-9 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>23-1 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>23-3 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>23-5 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>23-6,5 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>25-3 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>25-7 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>25-9 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>25-12(Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>45-7 (Tomah Products, Inc.), TOMADOL<®>45-13 (Tomah Products, Inc.), TRITON™X-207 Surfaktant (Dow Chemical Company), TRITON™ CA Surfaktant (Dow Chemical Company), NOVEC™ Fluorosurfaktant FC-4434 (3M Company), POLYFOX™ AT-1118B (Omnovia Solutions, Inc.), ZONYL<®>210 (Dupont), ZONYL<®>225 (Dupont), ZONYL<®>321 (Dupont), ZONYL<®>8740 (Dupont), ZONYL<®>8834L (Dupont), ZONYL<®>8857A (Dupont), ZONYL<®>8952 (Dupont), ZONYL<®>90257 (Dupont), ZONYL<®>9938 (Dupont), ZONYL<®>9360 (Dupont), ZONYL<®>9361 (Dupont), ZONYL<®>9582 (Dupont), ZONYL<®>9671 (Dupont), ZONYL<®>FS-300 (Dupont), ZONYL<®>FS-500 (Dupont), ZONYL<®>FS-610 (Dupont), ZONYL<®>1033D (Dupont), ZONYL<®>FSE (Dupont), ZONYL<®>FSK (Dupont), ZONYL<®>FSH (Dupont), ZONYL<®>FSJ (Dupont), ZONYL<®>F SA (Dupont), ZONYL<®>FSN-100 (Dupont), LUTENSOL<®>OP 30-70 % (BASF), LUTENSOL<®>A 12 N (BASF),
LUTENSOL<®>A 3 N(BASF), LUTENSOL<®>A 65 N (BASF), LUTENSOL<®>A 9 N (BASF), LUTENSOL<®>AO 3 (BASF), LUTENSOL<®>A= 4 (BASF), LUTENSOL<®>
AO 8 (BASF), LUTENSOL<®>AT 25 (BASF), LUTENSOL® AT 55 Prill Surfaktant (BASF), LUTENSOL<®>CF 10 90 Surfaktant (BASF), LUTENSOL<®>DNP 10
(BASF), LUTENSOL<®>NP 4 (BASF), LUTENSOL<®>NP 10 (BASF), LUTENSOL<®>
NP-100 PASTILLE (BASF), LUTENSOL<®>NP-6 (BASF), LUTENSOL<®>NP-70-70
% (BASF), LUTENSOL<®>NP 50 (BASF), LUTENSOL<®>NP 9 (BASF),
LUTENSOL<®>ON 40 Surfaktant (BASF), LUTENSOL<®>ON 60 (BASF),
LUTENSOL<®>OP 10 (BASF), LUTENSOL® TDA 10 SURFACTANT (BASF), LUTENSOL® TDA :3 SURFACTANT (BASF), LUTENSOL® TDA 6 SURFACTANT (BASF), LUTENSOL® TDA 9 SURFACTANT (BASF), LUTENSOL® XL 69 (BASF), LUTENSOL® XL 100 (BASF), LUTENSOL® XL
140 (BASF), LUTENSOL® XL 40 (BASF), LUTENSOL® XL 50 (BASF),
LUTENSOL® XL 60 (BASF), LUTENSOL® XL 70 (BASF), LUTENSOL® XL 79 (BASF), LUTENSOL® XL 80 (BASF), LUTENSOL® XL 89 (BASF), LUTENSOL
XL 90 (BASF), LUTENSOL® XL 99 (BASF), LUTENSOL® XP 100 (BASF), LUTENSOL® XP 140 (BASF), LUTENSOL® XP 30 (BASF), LUTENSOL® XP 40
(BASF), LUTENSOL® XP 50 (BASF), LUTENSOL® XP 60 (BASF), LUTENSOL®
XP 69 (BASF), LUTENSOL® XP 70 (BASF), LUTENSOL® XP 79 (BASF),
LUTENSOL® XP 80 (BASF), LUTENSOL® XP 89 (BASF), LUTENSOL XP 90 (BASF), LUTENSOL® XP 99 (BASF), MACOL® 16 SURFACTANT (BASF), MACOL® CSA 20 POLYETHER (BASF), MACOL® LA 12 SURFACTANT (BASF), MACOL® LA 4 SURFACTANT (BASF), MACOL® LF 110 SURFACTANT (BASF), MACOL® LF 125A SURFACTANT (BASF), MAZON®
1651 SURFACTANT (BASF), MAZOX® LDA Lauramine OXIDE (BASF), PLURAFAC® AOSA Surfaktant (BASF), PLURAFAC® B-26 Surfactant (BASF), PLURAFAC® B25-5 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® D25 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® LF 1200 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® LF 2210 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® LF 4030 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® LF 7000 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® RA-20 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® RA 30 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® RA 40 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® RCS 43 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® RCS 48 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® S205LF Surfaktant (BASF), PLURAFAC® S305LF Surfaktant (BASF), PLURAFAC® S505LF Surfaktant (BASF),
PLURAFAC® SL 62 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® SL 92 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® SL-22 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® SL-42 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® SLF-37 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® SLF-18 Surfaktant (BASF), PLURAFAC® SLF-18B-45 Surfaktant (BASF), L1220 Surfaktant (BASF), PLURONIC® 10R5 (BASF), SURFACTANT (BASF), 17R2 (BASF), PLURONIC® 17R4 (BASF), PLURONIC® 25R2
(BASF), PLURONIC® 25R4 (BASF), PLURONIC® 31R1 (BASF), PLURONIC® F108CAST SOLID, SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F108 NF CAST SOLID SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F108 NF PRILL SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F108 PASTILLE SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F127 CAST SOLID SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F127 NF PRILL
Surfactant (BASF), PLURONIC® FI27NF 500BHT CAST SOLID SURFACTANT
(BASF), PLURONIC® F38 CAST SOLID SURFACTANT (BASF), PLURONIC® PASTILLE (BASF), PLURONIC® F68 LF PASTILLE SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F68 CAST SOLID SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F77 CAST SOLID SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F-77 MICRO PASTILLE SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F87 CAST SOLID SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F88 CAST SOLID SURFACTANT (BASF), PLURONIC® F98 CAST SOLID SURFACTANT (BASF), PLURONIC® L10 SURFACTANT (BASF), PLURONIC® L101 SURFACTANT (BASF), PLURONIC® L121 SURFACTANT (BASF), PLURONIC® L31 SURFACTANT (BASF), PLURONIC® L92 SURFACTANT (BASF), PLURONIC® N-3 SURFACTANT (BASF), PLURONIC® P103 SURFACTANT (BASF), PLURONIC® P105 SURFACTANT (BASF), PLURONIC® P123 SURFACTANT (BASF), PLURONIC® P65 SURFACTANT (BASF), PLURONIC® P84 SURFACTANT (BASF), PLURONIC®
P85 SURFACTANT (BASF), TETRONIC® 1107 micro-PASTILLE
SURFACTANT (BASF), TETRONIC® 1107 SURFACTANT (BASF),
TETRONIC® 1301 SURFACTANT (BASF), TETRONIC® 1304 SURFACTANT (BASF), TETRONIC® 1.307 Surfactant (BASF), TETRONIC® 1307
SURFACTANT PASTILLE (BASF), TETRONIC® 150R1 SURFACTANT
(BASF), TETRONIC® 304 SURFACTANT (BASF), TETRONIC® 701
SURFACTANT (BASF), TETRONIC® 901 SURFACTANT (BASF),
TETRONIC® 904 SURFACTANT (BASF), TETRONIC® 908 CAST SOLID SURFACTANT (BASF), og TETRONIC® 908 PASTILLE SURFACTANT (BASF),
og blandinger derav.
Fuktemiddelet kan innbefatte en eller flere etoksylerte acetylenske alkoholer, så som f.eks. 2,5,8,11-tetrametyl-6-dodecy-5,8-diol etoksylat.
Passende hydrotropiske midler kan innbefatte for eksempel en eller flere av TRITON® 1-1-66 (Dow Chemical Company), TRITON® H-55 (Dow Chemical Company), TRITON® QS-44 (Dow Chemical Company), TRITON® XQS-20 (Dow Chemical Company), TRITON® X-15 (Union Carbide Corporation), TRITON® X-35 (Union Carbide Corporation), TRITON® X-45 (Union Carbide Corporation), TRITON® X-114 (Union Carbide Corporation), TRITON® X-100 (Union Carbide Corporation), TRITON® X-165 (70%) active (Union Carbide Corporation), TRITON® X-305 (70%) active (Union Carbide Corporation), TRITON® X-405 (70%) active (Union Carbide Corporation), TRITON® B(3 Nonionic Surfactant (Union Carbide Corporation), TERGITOL® MinFoam IX (Dow Chemical Company), TERGITOL® L-61 (Dow Chemical Company), TERGITOL® L-64 (Dow Chemical Company), TERGITOL® L-81 (Dow Chemical Company), TERGITOL® L-101 (Dow Chemical Company), TERGITOL<®>NP-4 (Dow Chemical Company), TERGITOL® NP-6 (Dow Chemical Company), TERGITOL® NP-7 (Dow Chemical Company), TERGITOL® NP-8 (Dow Chemical Company), TERGITOL® NP-9 (Dow Chemical Company), TERGITOL® NP-11 (Dow Chemical Company), TERGITOL® NP-12 (Dow Chemical Company), TERGITOL® NP-13 (Dow Chemical Company), TERGITOL® NP-15 (Dow Chemical Company), TERGITOL® NP-30 (Dow Chemical Company), TERGITOL® NP-40 (Dow Chemical Company), SURFYNOL® 420 (Air Products and Chemicals, Inc.), SURFYNOL<®>440 (Air Products and Chemicals, Inc.), SURFYNOL<®>465 (Air Products and Chemicals, Inc.), SURFYNOL® 485 (Air Products and Chemicals, Inc. ), MAPHOS® 58 ESTER (BASF), MAPHOS® 60 A Surfactant (BASF), MAPHOS® 66 H ESTER
(BASF), MAPHOS® 8135 ESTER (BASF), MAPHOS® M-60 ESTER (BASF),
6660 K hydrotroperende fosfat ester salt (Burlington Chemical), Burofac 7580 aromatisk fosfat ester (Burlington Chemical), og Burofac 9125 (Burlington Chemical), og blandinger derav.
Det hydrotropiske middelet kan være en eller flere aromatiske fosfatestere, så som for eksempel en aromatisk fosfatester med formelen:
hvor R<1>er en Ci - Cs linjaer eller forgrenet alkylgruppe og n = 1 til 8.
Passende dispergeringsmidler med flokkulerende egenskaper kan for eksempel innbefatte et eller flere av natrium syre pyrofosfat, tetrakalium pyrofosfat, mononatrium fosfat (H6Na06P), monoammonium fosfat ((NHUJPCm), natrium syrefosfat, trinatrium fosfat, natrium tripolyfosfat, natrium trimetafosfat, natrium leuryl fosfat, natrium fosfat, pentakalium trifosfat, kalium trifosfat, tetraborat kalium tripolyfosfat, kalium fosfat - monobasisk, kalium fosfat - dibasisk, monokalium fosfat og trikalium fosfat, og blandinger derav.
Dispergeringsmidlene med flokkulerende egenskaper kan innbefatte en eller flere pyrofosfat salter, innbefattende foreksempel en eller flere av natrium syre pyrofosfat og tetrakalium pyrofosfat.
I en utførelsesform kan det hydrotropiske middelet være tilstede i en mengde på fra ca. 0,1 % til ca. 4,0 masse-% av den separerende sammensetningen. Dispergeringsmiddelet med flokkulerende egenskaper kan være tilstede i en mengde fra ca. 0,25 % til ca. 4,5 masse-% av den separerende sammensetningen.
I en utførelsesform kan den separerende sammensetningen videre innbefatte en sterk base, så som for eksempel hydroksider av alkalimetaller og alkaliske jordmetaller, så som for eksempel NaOH, KOH, Ba(OH)2, CsOH, SrOH, Ca(OH)2, LiOH, RbOH, NaH, LDA, og NaNHz. Som brukt her er en "sterk base" en kjemisk forbindelse med en pH større enn ca. 13. Den sterke basen kan være tilstede i en mengde på fra ca. 2 % til ca. 9.5 masse-% av den separerende sammensetningen.
I en utførelsesform kan den separerende sammensetningen videre innbefatte en tung syre, så som for eksempel fosforsyre, salpetersyre, svovelsyre, hydronsyre (hydronic acid), hydrobromsyre, perklorsyre, fluoromatiske syre, magisk syre (FSOsHSbFs), karboran supersyre [H(CHBnClii)] triflisk syre, eddiksyre og acetylsalisylsyre. Som brukt her er en "tung syre" en syre med en spesifikk tetthet større enn ca. 1,5. Den tunge syren kan være tilstede i en mengde fra ca. 1,7 %% til ca. 8,6 masse-% av den separerende sammensetningen.
I en utførelsesform kan pH til den separerende sammensetningen være større enn 7,5. pH til den separerende sammensetningen kan også være fra ca. 7,0 til ca. 8,5. pH til den separerende sammensetningen kan også være fra ca. 7,6 til ca. 7,8.
I en annen utførelsesform kan sammensetningen være i det vesentligste fri for organisk løsningsmiddel. Som brukt her, referer begrepet "organisk løsningsmiddel" til løsningsmidler som er organiske forbindelser og inneholde karbonatomer så som for eksempel nafta.
I tillegg kan den separerende sammensetningen også inneholde hydrokarbonholdige materialer så som oljesand, rejekter, og lignende. Forholdet mellom den separerende sammensetningen til de hydrokarbonholdige materialene kan være fra ca. 2:3 til ca. 3:2.
I nok en utførelsesform er det tilveiebragt en separerende sammensetning innbefattende fra ca. 0,001 % til ca. 2,5 masse-% fuktemiddel; fra ca. 0,1 % til ca. 4,0 masse-% av et hydrotropisk middel; og fra ca. 0,25 % til ca. 4,5 masse-% av et dispergeringsmiddel med flokkulerende egenskaper. Den separerende sammensetningen kan ha en pH på mer enn 7,5; fra ca. 7,0 til ca. 8,5; eller fra ca. 7,6 til ca. 7,8. Fuktemiddelet kan for eksempel være 2,5,8,11-tetrametyl-6-dodecyn-5,8-diol etoksylat. Det hydrotropiske middelet kan f.eks. være MAPHOS<®>66H aromatisk fosfatester. Dispergeringsmiddelet med flokkulerende egenskaper kan for eksempel være en eller flere av natrium syre pyrofosfat og tatrekalium pyrofosfat.
Den separerende sammensetningen kan videre innbefatte en sterk base, som for eksempel kan være natrium hydroksid. Den sterke basen kan være tilstede i en mengde på fra ca. 2 % til ca. 9,5 masse-% av den separerende sammensetningen. Den separerende sammensetningen kan videre innbefatte en tung syre, som for eksempel kan være fosforsyre. Den tunge syren kan være tilstede i en mengde på fra ca. 1,7 % til ca. 8,6 masse-% av den separerende sammensetningen. Den separerende sammensetningen kan også være i det vesentligste fri for organisk løsningsmiddel.
I en utførelsesform er det tilveiebragt en separerende sammensetning for å separere bitumen fra oljesand eller rejekter, innbefattende fra ca. 0,001 % til ca. 2,5 masse-% av 2,5,8,11-tetramatyl-6-deodecyn-5,8-diol etoksylat; fra ca. 0,1 % til ca. 4,0 masse-% av en aromatisk fosfatester med formelen:
hvor R<1>er en Ci - Cs linjær eller forgrenet alkylgruppe, og n = 1 til 8; fra ca. 0% til ca. 4,5 masse-% natrium pyrofosfat; fra ca. 0 % til ca. 4,5 masse-% tetrakalium pyrofosfat; fra ca. 2,0 % til ca. 9,5 masse-% natrium hydroksid; og fra ca. 1,7 % til ca. 8,6 masse-% fosforsyre. Den separerende sammensetningen kan ha en pH på fra ca. 7,0 til ca. 8,5. Den separerende sammensetningen kan også være i det vesentligste fri for organisk løsningsmiddel.
I en utførelsesform er det tilveiebragt en fremgangsmåte for separasjon av bitumen fra oljesand, innbefattende å kontakte en separerende sammensetning innbefattende etfuktemiddel, et hydrotropisk middel, og et dispergeringsmiddel med flokkulerende egenskaper med oljesand innbefattende bitumen og sand; oppvarme den separerende sammensetningen og oljesanden; omrører den separerende sammensetningen og oljesanden; og gjenvinne bitumenet og sanden som separate produkter. pH til den separerende sammensetningen kan være større enn 7,5; fra ca. 7,0 til ca. 8,5; eller fra ca. 7,6 til ca. 7,8.
I en utførelsesform kan den separerende sammensetningen som brukes i fremgangsmåteeksempelet innbefatte fra ca. 0,001 % til ca. 2,5 masse-% av et fuktemiddel; fra ca. 0,1 % til ca. 4,0 masse-% av et hydrotropisk middel; og fra ca. 0,25 % til ca. 4,5 masse-% av et dispergeringsmiddel med flokkulerende egenskaper.
I en annen utførelsesform kan den separerende sammensetningen som brukes i fremgangsmåteeksempelet innbefatte fra ca. 0,001 % til ca. 2,5 masse-% 2,5,8,11-tetrametyl-6-dodecyn-5,8-diol etoksylat; fra ca. 0,1 % til ca. 4,0 masse-% av en aromatisk fosfat ester med formelen:
hvor R<1>er en Ci - Cs linjaer eller forgrenet alkylgruppe og n = 1 til 8; fra ca. 0 % til ca. 4,5 masse-% natrium pyrofosfat; fra ca. 0 % til ca. 4,5 masse-% tetrakalium pyrofosfat; fra ca. 2 % til ca. 9,5 masse-% natrium hydroksid; og fra ca. 1,7 % til ca. 8,6 masse-% fosforsyre.
Med hensyn til prosessbetingelsene under hvilke fremgangsmåteeksempelet for behandling av eksisterende rejekt utføres under, kan den separerende sammensetningen og rejektene oppvarmes til mer enn 25 °C; fra ca. 32 °C til ca. 72 °C; eller fra ca. 54 °C til ca. 60 °C. Det kan brukes enhver varmekilde som er kjent for fagmannen innen området. Tilsvarende kan en enhver anordning som er i stand til å tilveiebringe tilstrekkelig omrøring brukes for å omrører den separerende sammensetningen og rejektene, inkluder for eksempel en mikser med høy skjærkraft, høyhastighets- attritor, høyhastighets- dispergerere, fluidiserte sjikt og lignende, eller enhver annen anordning som er i stand til å tilveiebringe tilstrekkelig omrøring som er kjent for fagmannen innen området.
I en utførelsesform er forholdet mellom den separerende sammensetningen og rejektene fra ca. 2:3 til ca. 3:2. I en annen utførelsesform kan forholdet mellom den separerende sammensetningen og rejektene være ca. 1:1.
Det gjenvunnede bitumenet er i det vesentligste emulsjonsfritt. Fremgangsmåteeksempelet kan utføres ut tilsetning av organisk løsningsmiddel.
I enkelte tilfeller, kan det være ønskelig å utsette det separerte, gjenvunnede bitumenet fra rejektene for en andre eller etterfølgende alikvot av separerende sammensetning, i et slikt tilfelle, innbefatter fremgangsmåteeksempelet videre å kontakt det separerte, gjenvunnede bitumenet for en andre eller etterfølgende alikvot av frisk separerende sammensetning; oppvarme den friske separerende sammensetningen og bitumenet; omrøre den friske separerende sammensetningen og det gjenvunnede bitumenet; og gjenvinne det resulterende bitumenet. En slik "rense-"syklus kan gjentas inntil bitumenet er i det vesentligste fritt for enhver sand eller annet partikulært materiale.
I en annen utførelsesform kan den separerende sammensetningen være resirkulerbar. Fremgangsmåteeksempelet for behandling av eksisterende rejekt kan derved videre innbefatte gjenvinning av den separerende sammensetningen; kontakt den separerende sammensetningen med en andre eller etterfølgende alikvot av rejekter inneholdende bitumen og sand; oppvarme den gjenvunnede separerende sammensetningen og den andre eller etterfølgende alikvoter av rejekter; omrører den separerende sammensetningen og den andre eller etterfølgende alikvot av rejekter; og gjenvinne bitumenet og sand som separate produkter.
Foreliggende utførelsesformer har i hovedsak blitt beskrevet i forbindelse med labskala resultater. Det bær imidlertid legges merke til at resultatene beskrevet her er ment å omfatte hele prosessen ved hvilken oljesand blir erholdt, ekstraksjonen av bitumen fra oljesanden og videre behandling av det ekstraherte bitumenet. Som eksempel graver gruvemaskiner opp oljesand og laster den i lastebiler eller andre transportinnretninger. Lastebilene tar oljesanden til knusere hvor størrelsen til oljesanden blir brutt ned. Den nedbrutte oljesanden blir tilført til en miksetank og ført i kontakt med den separerende sammensetningen som beskrevet her. Det separerte bitumenet blir transportert og pumpet til lagring, og blir deretter raffinert for å produsere syntetisk råolje for bruk som føde for fremstilling av flytende motordrivstoff, brennolje og petrokjemikalier.
De etterfølgende eksemplene er gitt for å illustrere forskjellige utførelsesformer og skal ikke betraktes som begrensende.
EKSEMPEL 1 - separasjon av bitumen fra Athabasca oljesand.
300 g av den følgende separerende sammensetningen med en pH på ca. 7,8 ble fremstilt og anbragt i en 1 I kolbe:
Kolben inneholdende den separerende sammensetningen ble fylt med 300 g Athabasca oljesand. Den resulterende slurryen ble oppvarmet til mellom 54 °C og 60 °C. En labmikser med høy skjærkraft ble senket ned i kolben og slurryen ble rørt ved 3500 rpm i 3 minutter. Mikseren ble deretter fjernet fra kolben. I løpet av den neste 5-300 minutter skjedde det en fullstendig faseseparasjon i kolben. Det ble observert fire distinkte faser. Det øverste, første sjiktet inneholdt bitumen. Det andre sjiktet inneholdt den separerende sammensetningen. Det tredje sjiktet inneholdt leier. Det nederste, fjerde sjiktet inneholdt sand og annet partikulært materiale.
Innholdet i kolben ble avkjølt, ved hvilket tidspunkt bitumenet ble fjernet fra kolben. Bitumenet ble fastslått å være større enn 99 % fri for kontaminanter, inkludert sand og leire. Tilnærmet 45 g bitumen ble gjenvunnet, hvilket representerer mer enn 99 % av alt tilgjengelig bitumen i prøvene av oljesand.
Sanden ble også fjernet og bestemt å være mer en 99 % fri for bitumen. Sande ble anbragt i en tørkeovn ved 72 °C i 8 timer, og kunne etter avkjøling til romtemperatur, siktes gjennom en 20-25 mesh sikt.
For ytterligere å kvantifisere bitumen som er igjen i sanden, ble 100,00 g tørket sand plassert i en kolbe. 100 g toluen ble tilsatt til sanden. Den resulterende slurryen ble omrørt og fikk deretter bunnfelle. Toluenet ble dekantert fra sanden. Det dekanterte toluenet ble visuelt inspisert og funnet å være klart. Sanden ble tørket igjen ved 72 °C i 8 timer for å fordampe eventuelt gjenværende toluen. Deretter ble sande veid, og 99,86 g sand var igjen.
I en separat 1 I kolbe ble det anbragt en frisk 300 g alikvot av den separerende sammensetningen. Til den friske separerende sammensetningen ble det tilsatt 45 g av det separerte, gjenvunnede bitumenet. Den separerende sammensetningen og bitumenet ble oppvarmet til 72 °C og ble rørt ved 2000 rpm i 3 minutter. Innholdet i kolben ble deretter avkjølt og ble separert som beskrevet over. Det resulterende bitumenet var effektivt uten kontaminanter.
Den opprinnelige separerende sammensetningen ble fjernet fra den første 1 I kolben etter at bitumenet var fjernet. 275 g av denne separerende sammensetningen ble tilført til en 1 I kolbe. Kolben ble fylt med 275 g av en ny alikvot av Athabasca oljesand. Slurryen ble oppvarmet til 72 °C og ble rørt ved 3000 rpm i 3 minutter.
Innholdet i kolben ble deretter avkjølt, ved hvilket tidspunkt bitumenet ble fjernet fra kolben. Bitumenet ble bestemt å være mer enn 99 % fri for kontaminanter, inkludert sand og leire. Tilnærmet 41 g bitumen ble gjenvunnet, hvilket representerte mer enn 99 % av det tilgjengelige bitumenet i prøven av oljesand.
Sanden ble også gjenvunnet og bestemt å være mer enn 99 % fri for bitumen. Sanden ble plassert i en tørkeovn ved 72 °C i 8 timer, og etter avkjøling til romtemperatur kunne den siktes gjennom en 20-25 mesh sikt.
For ytterligere å kvantifisere bitumen igjen i sanden, ble 100,00 g tørket sand plassert i en kolbe, 100 g toluen ble tilsatt til sanden. Den resulterende slurryen ble rørt og fikk deretter bunnfelle. Toluenet ble dekantert fra sanden. Det dekanterte toluenet ble inspisert visuelt og ble funnet å være klart. Sanden ble tørket igjen ved 72 °C i 8 timer for å fordampe eventuelt gjenværende toluen. Deretter ble sanden veid og 99,83 g sand var igjen.
EKSEMPEL 2 - Separasjon av bitumen fra Athabasca reiektdam.
200 g av den separerende løsningen ble fremstilt som i eksempel 1. Den separerende sammensetningen ble anbragt i en 1 I kolbe. Kolben ble fylt med 300 g rejekt fra en Athabasca rejektdam. Slurryen ble oppvarmet til 72 °C og ble rørt ved 3000 rpm i 2 minutter. Mikseren ble fjernet fra kolben. I løpet av de neste 5-30 minuttene skjedde det en fullstendig faseseparasjon i kolben. Det ble observert fire distinkte faser. Det øverste, første sjiktet inneholdt bitumen. Det andre sjiktet inneholde den separerende sammensetningen. Det tredje
sjiktet inneholdt leire. Det nederste, fjerde sjiktet inneholdt sand og annet partikulært materiale.
Innholdet i kolben ble avkjølt og bitumenet ble fjernet fra kolben. Bitumenet ble bestemt å være mer enn 9 % fri for kontaminanter, inkluder sand og leire. Tilnærmet 12 g bitumen ble gjenvunnet, hvilket representerte med enn 99 % av det tilgjengelige bitumenet i rejektprøven.
Sanden ble også gjenvunnet og bestemt å være mer enn 99 % fri for bitumen. Sanden ble anbragt i en tørkeovn ved 72 °C i 8 timer, og etter avkjøling til romtemperatur kunne den siktes gjennom en 20-25 mesh sikt.
For ytterligere å kvantifisere mengden av bitumen igjen i sanden, ble 100,00 g av den tørkede sanden plassert i en kolbe, 100 g toluen ble tilsatt til sanden. Den resulterende slurryen ble rørt og fikk deretter bunnfelle. Toluenet ble dekantert fra sanden. Det dekanterte toluenet ble inspisert visuelt og funnet å være klart. Sanden ble tørket igjen ved 72 °C i 8 timer for å fordampe eventuelt gjenværende toluen. Deretter ble sande veid. 99,76 g av sanden var igjen.
EKSEMPEL 3 - separasjon av bitumen fra Utah oljesand.
300 g av den separerende sammensetningen ble fremstilt som i eksempel 1 og ble plassert i en 1 I kolbe. Kolben inneholdende den separerende sammensetningen ble fylt med 300 g Utah oljesand. Den resulterende slurryen ble oppvarmet til mellom 54 °C og 60 °C. En mikser med høy skjærkraft ble senket ned i kolben og slurryen ble rørt ved 3500 rpm i 3 minutter. Mikseren ble deretter fjernet fra kolben. I løpet av de neste 5-30 minutter skjedde det en fullstendig faseseparasjon i kolben. Det ble observert fire distinkte faser. Det øverste, første sjiktet inneholdt bitumen. Det andre
sjiktet innehold den separerende sammensetningen. Det tredje sjiktet inneholdt leire. Det nederste, fjerde sjiktet inneholde sand og annet partikulært materiale.
Innholdet i kolben ble fjernet og bitumenet ble fjernet fra kolben. Bitumenet ble bestemt å være mer enn 99 % fri for kontaminanter, inkludert sand og leire. Tilnærmet 40 g bitumen ble gjenvunnet, hvilket representerer mer enn 99 % av det tilgjengelige bitumenet i prøven av oljesand.
Sanden ble også gjenvunnet og ble bestemt å være mer enn 99 % fri for bitumen. Sanden ble plassert i en tørkeovn ved 72 °C for 8 timer, og etter avkjøling kunne sanden siktes gjennom en 20-25 mesh sikt.
I en separat 1 I kolbe ble det plassert en frisk 300 g alikvot av den separerende løsningen. Til den friske separerende løsningen ble det tilsatt 49 g av det separerte, gjenvunnede bitumenet. Den separerende sammensetningen og bitumenet ble oppvarmet til 72 °C og ble rørt ved 2000 rpm i 3 minutter. Innholdet i kolben ble deretter avkjølt og separert som beskrevet over. Det resulterende bitumenet var effektivt fritt for kontaminanter.
Den opprinnelige separerende sammensetningen ble fjernet fra den første 1 I kolben etter at bitumenet var fjernet. 275 g av denne separerende sammensetningen ble tilsatt til en 1 I kolbe. Kolben ble fylt med 275 g av en ny alikvot av Utah oljesand. Slurryen ble oppvarmet til 72 °C og ble rørt ved 3000 rpm i 3 minutter. Mikseren ble deretter fjernet fra kolben. I løpet av de neste 5 - 30 minuttene ble det observert en fullstendig faseseparasjon i kolben. Det øverste, første sjiktet inneholdt bitumen. Det andre sjiktet inneholdt den separerende sammensetningen. Det tredje sjiktet inneholdt leire, og det nederste, fjerde sjiktet inneholdt sand og annet partikulært materiale.
Innholdet i kolben ble avkjølt og bitumenet ble fjernet fra kolben. Bitumenet ble bestemt å være mer enn 99 % fritt for kontaminanter, inkludert sand og leire. Tilnærmet 44 g av bitumenet ble gjenvunnet, hvilket representere mer enn 99 % av det tilgjengelige bitumenet i prøven av oljesand.
Sanden ble også gjenvunnet og bestemt til å være mer enn 99 % fri for bitumen. Sanden ble plassert i en tørkeovn ved 72 °C i 8 timer og kunne etter avkjøling til romtemperatur siktes gjennom en 20-25 mesh sikt.
For ytterligere å kvantifisere mengden av bitumen som var igjen i sanden, ble 100.00 g av den tørkede sanden plasser i en kolbe. 100 g toluen ble tilsatt til sanden. Den resulterende slurryen ble omrørt og fikk bunnfelle. Toluenet ble dekantert fra sanden. Det dekanterte toluenet ble inspisert visuelt og ble funnet å være klart. Sanden ble tørket igjen ved 72 °C i 8 timer for å fordampe eventuelt gjenværende toluen. Deretter ble sanden veid. 99,85 g sand var igjen.
EKSEMPEL 4 - separasjon av bitumen fra Utah rejektdam
300 g av den separerende sammensetningen ble fremstilt som i eksempel 1. Den separerende sammensetningen ble plassert i en 1 I kolbe. Kolben ble fylt med 300 g rejekt fra en Utah rejektdam. Slurryen ble oppvarmet til 72 °C og ble rørt ved 3000 rpm i 3 minutter. Mikseren ble fjernet fra kolben. I løpet av de neste 5-30 minuttene skjedde det en fullstendig faseseparasjon i kolben. Det ble observert fire distinkte faser. Det øverste, første sjiktet inneholdt bitumen. Det andre sjiktet inneholdt den separerende løsningen. Det tredje sjiktet inneholdt leire. Ned nederste, fjerde sjiktet inneholdt sand og annet partikulært materiale.
Innholdet i kolben ble avkjølt og bitumenet ble fjernet fra kolben. Bitumenet ble bestemt til å være mer enn 99 % fritt for kontaminanter inkludert sand og leire. Tilnærmet 4 g bitumen ble gjenvunnet, hvilket representerte mer enn 99 % av det tilgjengelige bitumenet i rejektprøven.
Sanden ble også gjenvunnet og bestemt å være mer enn 99 % fri for bitumen. Sanden ble plassert i en tørkeovn ved 72 °C i 8 timer og kunne etter avkjøling til romtemperatur siktes gjennom en 20-25 mesh sikt.
For ytterligere å kvantifisere mengden gjenværende bitumen i sanden, ble 100.00 g av den tørkede sanden plassert i en kolbe. 100 g toluen ble tilsatt til sanden. Den resulterende slurryen ble omrørt og fikk deretter bunnfelle. Toluenet ble dekantert fra sanden. Det dekanterte toluenet ble inspisert og funnet å være klart. Sanden ble tørket igjen ved 72 °C i 8 timer for å fordampe eventuelt gjenværende toluen. Deretter ble sanden veid. Det var igjen 99,77 % sand.
Dersom ikke det motsatte er spesifikt angitt, er de numeriske parametrene angitt i beskrivelsen, inkludert i de medfølgende patentkravene, tilnærmelser som kan variere avhengig av de ønskede egenskapene som ønskes oppnådd i henhold til fremgangsmåteeksemplene. I det minste, og ikke som et forsøk på å begrense søknaden til ekvivalensdoktrinen til kravenes beskyttelsesomfang, bør hver numerisk parameter i det minste fortolkes i lys av antallet gjeldende sifre og ved å anvende ordinære avrundingsteknikker.
Til tross for at de numeriske områdene og parametrene som angir de brede omfanget av oppfinnelsen er tilnærmelser, er de numeriske verdiene som er angitt i de spesifikke eksemplene så nøyaktige som mulig. Enhver numerisk verdi vil imidlertid uunngåelig inneholde visse feil som er resultatet av standardavviket som er tilstede i de respektive testmålingene.
Videre, selv om systemene, metodene og så videre har blitt illustrert ved beskrivende eksempler, og selv om eksemplene har blitt beskrevet i vesentlig detalj, er det ikke søkerens intensjon å innsnevre eller på noen måte avgrense omfanget av de medfølgende kravene på en slik detaljert måte. Det er selvfølgelig ikke mulig å beskrive enhver tenkelig kombinasjon av komponenter eller metoder i den hensikt å beskrive systemene, metodene og så videre tilveiebragt her. Ytterligere fordeler og modifikasjoner vil lett innses av fagmenn innen området. Oppfinnelsen er derfor i sitt bredeste aspekt, ikke begrenset til spesifikke detaljer og illustrative eksempler som er vist og beskrevet. Det kan derved gjøres avvik fra omfanget eller tanken til søkerens generelle oppfinneriske konsept. Foreliggende søknad er derfor ment å omfatte endringer, modifikasjoner og variasjoner som faller innen beskyttelsesomfanget til de medfølgende krav. Den foregående beskrivelsen er ikke ment å begrense omfanget av oppfinnelsen. Omfanget av oppfinnelsen skal kun bestemmes utfra de medfølgende krav og deres ekvivalenter.
Til slutt, i den grad begrepene "inkludert" eller "omfattende" er brukt i den detaljerte beskrivelse eller kravene, er ment å være inkluderende på en tilsvarende måte som begrepet "innbefattende", slik dette begrepet blir tolket når det brukes som et overgangsord i et krav. Videre i den grad begrepet "eller" er brukt i kravene (for eksempel A eller B) er det ment å bety "A eller B eller begge". Når søkeren har ment å antyde "kun A eller B, men ikke begge" vil termen "kun A eller B men ikke begge" bli brukt. Tilsvarende når søkeren har hatt til hensikt å indikere "en og kun en" av A, B eller C vil søkerne anvende begrepet "en og kun en". Bruk av termen "eller" er den inklusive og ikke den eksklusive bruk. Se Bryan A. Garner, A Dictionary of Modem Legal Usage 624 (2d. Ed. 1995).
Claims (12)
1.
En vannbasert separerende sammensetning for separasjon av bitumen fra oljesand og avfallsprodukter, innbefattende: etfuktemiddel et hydrotropisk middel; og et dispergeringsmiddel med flokkulerende egenskaper; hvor den separerende sammensetningen har en pH fra 7,5 til 8,5 og hvorfuktemiddelet er tilstede i en mengde fra 0,001 masse-% til 2,5 masse-%, og er 2,5,8,11-tetrametyl-6-dodecyn-5,8-diol etoksylat; hvor det hydrotropiske middelet er tilstede i en mengde fra 0,1 masse-% til 4,0 masse-% og er en aromatisk fosfatester med formelen:
hvor R<1>er en Ci - Cs linjær eller forgrenet alkylgruppe og n = 1 til 8; og hvor dispergeringsmiddelet med flokkulerende egenskaper er tilstede i en mengde fra 0,25 masse-% til 4,5 masse-% og er et pyrofosfat salt.
2.
Sammensetning i henhold til krav 1,
karakterisert vedat dispergeringsmiddelet med flokkulerende egenskaper innbefatter en eller flere av natrium syre pyrofosfat og tetrakalium pyrofosfat.
3.
Sammensetning i henhold til krav 1,
karakterisert vedat pH til den separerende sammensetningen er fra 7,6 til 8,5.
4.
Sammensetning i henhold til krav 1,
karakterisert vedat den videre innbefatter en sterk baser, hvor den sterke basen er tilstede i en mengde på fra 2 % til 9,5 masse-% av den separerende sammensetningen.
5.
Sammensetning i henhold til krav 1,
karakterisert vedat sammensetningen er i det vesentligste fri for organisk løsningsmiddel.
6.
Sammensetning i henhold til krav 1,
karakterisert vedat den ytterligere innbefatter hydrokarbonholdige materialer, hvor forholdet mellom den separerende sammensetningen til de hydrokarbonholdige materialene er fra 2:3 til 3:2.
7.
Sammensetning i henhold til krav 1,
karakterisert vedat den videre innbefatter en tung syre, hvor den tunge syren er tilstede i en mengde fra ca. 1,7 % til ca. 8,6 masse-%, og hvor den tunge syren er en syre med spesifikk tetthet større en 1,5.
8.
Sammensetning i henhold til krav 7, hvor den tunge syren er valgt fra gruppen bestående av fosforsyre, salpetersyre, svovelsyre, hydroklorsyre («hydronic acid»), hydrobromsyre, perklorsyre, hydrofluor syre («fluoromatic acid»), magisk syre («magic acid»), karboran supersyre, [H(CHBnCn)], trifluor metansulfonsyre, eddiksyre, acetylsalisylsyre og blandinger derav.
9.
Fremgangsmåte for separasjon av bitumen fra oljesand eller avfallsprodukter, innbefattende: kontakte en vannbasert separerende sammensetning i henhold til hvilke som helst av kravene 1 til 8, med oljesand eller avfallsprodukter innbefattende bitumen og sand; oppvarme den separerende sammensetningen og oljesanden eller avfallsproduktene; omrøre den separerende sammensetningen og oljesanden eller avfallsproduktene; og gjenvinne bitumenet og sand som separate produkter.
10.
Fremgangsmåte i henhold til krav 9,
karakterisert vedat den separerende sammensetningen består av: fra 0,001 % til 2,5 masse-% 2,5,8,11-tetrametyl-6-dodecyn-5,8-diol etoksylat; fra 0,1 % til 4,0 masse-% av en aromatisk fosfatester med formelen:
hvor R<1>er en Ci - Cs linjaer eller forgrenet alkylgruppe og n = 1 til 8;
opp til 4,5 masse-% av et dispergeringsmiddel med flokkulerende egenskaper valgt fra gruppen natrium pyrofosfat eller tetrakalium pyrofosfat eller blandinger derav;
fra 2 % til 9,5 masse-% natrium hydroksid; og
fra 1,7 % til 8,6 masse-% fosforsyre.
11.
Fremgangsmåte i henhold til hvilke som helst av kravene 9-10,karakterisert vedat fremgangsmåten blir utført uten tilsetning av et organisk løsningsmiddel.
12.
Fremgangsmåte i henhold til hvilke som helst av kravene 9 til 11,karakterisert vedat oppvarmingen innbefatter oppvarming av den separerende sammensetningen og oljesanden eller avfallsproduktene fra 32 °C til. 72 °C.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US82850106P | 2006-10-06 | 2006-10-06 | |
PCT/US2007/080563 WO2008063762A2 (en) | 2006-10-06 | 2007-10-05 | Separating compositions and methods of use |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20091322L NO20091322L (no) | 2009-04-06 |
NO337631B1 true NO337631B1 (no) | 2016-05-18 |
Family
ID=39430409
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20091322A NO337631B1 (no) | 2006-10-06 | 2009-04-01 | Separering av sammensetninger og fremgangsmåte for anvendelse |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US7749379B2 (no) |
EP (1) | EP2069467B1 (no) |
CN (1) | CN101589135B (no) |
CA (1) | CA2665579C (no) |
DK (1) | DK2069467T3 (no) |
EA (1) | EA015626B1 (no) |
ES (1) | ES2517597T3 (no) |
NO (1) | NO337631B1 (no) |
PL (1) | PL2069467T3 (no) |
UA (1) | UA102990C2 (no) |
WO (1) | WO2008063762A2 (no) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8062512B2 (en) * | 2006-10-06 | 2011-11-22 | Vary Petrochem, Llc | Processes for bitumen separation |
CN101589135B (zh) * | 2006-10-06 | 2014-04-02 | 瓦里石化有限责任公司 | 一种分离组合物及其使用方法 |
US20080110804A1 (en) * | 2006-11-10 | 2008-05-15 | Veltri Fred J | Slurry transfer line |
WO2009114145A2 (en) * | 2008-03-11 | 2009-09-17 | Verutek Technologies, Inc. | Ex-situ low-temperature hydrocarbon separation from tar sands |
AU2009314391B2 (en) * | 2008-10-29 | 2012-08-30 | The Chemours Company Fc, Llc. | Treatment of tailings streams |
CN102712848B (zh) | 2009-08-17 | 2016-01-13 | 布拉克卡培都能源科技有限公司 | 油砂提取 |
EP3199218B1 (en) | 2009-09-15 | 2019-11-06 | Suncor Energy Inc. | Process for drying oil sand mature fine tailings |
CA3050234C (en) | 2009-09-15 | 2022-11-08 | Suncor Energy Inc. | Techniques for flocculating and dewatering fine tailings |
AU2009354586A1 (en) | 2009-10-30 | 2012-05-24 | Suncor Energy Inc. | Depositing and farming methods for drying oil sand mature fine tailings |
CA2778964C (en) * | 2009-11-17 | 2019-02-19 | H R D Corporation | Bitumen extraction and asphaltene removal from heavy crude using high shear |
US20110163012A1 (en) * | 2010-01-05 | 2011-07-07 | Spx Corporation | Slurry Treatment Method and Apparatus |
ITMI20111977A1 (it) * | 2011-10-31 | 2013-05-01 | Eni Spa | Procedimento per il recupero di bitume da una sabbia bituminosa |
EP3163717B1 (en) * | 2014-06-24 | 2024-04-03 | Kubota Corporation | Stator of electric motor and cooling structure for dynamo-electric machine |
CN106010622B (zh) * | 2016-05-09 | 2018-04-03 | 天津大学 | 一种富含碳酸盐油砂矿溶剂萃取及溶剂回收的方法和*** |
CN110317624A (zh) * | 2019-08-08 | 2019-10-11 | 平顶山东晟高科实业有限公司 | 一种沥青脱除qi的方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4342657A (en) * | 1979-10-05 | 1982-08-03 | Magna Corporation | Method for breaking petroleum emulsions and the like using thin film spreading agents comprising a polyether polyol |
US20050161372A1 (en) * | 2004-01-23 | 2005-07-28 | Aquatech, Llc | Petroleum recovery and cleaning system and process |
US20050197267A1 (en) * | 2004-03-02 | 2005-09-08 | Troxler Electronics Laboratories, Inc. | Solvent compositions for removing petroleum residue from a substrate and methods of use thereof |
Family Cites Families (374)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA914094A (en) | 1972-11-07 | Imperial Oil Limited | Recovery of bitumen from bituminous sand with control of bitumen particle size | |
CA448231A (en) | 1948-05-04 | Adolf Clark Karl | Extracting oil from bituminous sand | |
CA914092A (en) | 1972-11-07 | M. O. Cymbalisty Lubomyr | Separation of bitumen from bituminous sand using a dense slurry and controlled velocities | |
CA915604A (en) | 1972-11-28 | Royalite Oil Company | Recovery of bitumen from bituminous sand | |
CA778347A (en) | 1968-02-13 | S. Mclatchie Allan | Recovery of bitumen from treated emulsions and froths | |
CA493081A (en) | 1953-05-26 | C. Fitzsimmons Robert | Process for recovering bitumen from tar sands | |
CA915602A (en) | 1972-11-28 | Canada-Cities Service | Separation of bitumen from bituminous sand using a cold dense slurry | |
CA326747A (en) | 1932-10-11 | C. Fitzsimmons Robert | Process and apparatus for recovering bitumen | |
CA675930A (en) | 1963-12-10 | A. Hemstock Russell | Recovery of bitumen from tar sands utilizing an evacuation step | |
CA917585A (en) | 1972-12-26 | H. Evans George | Preparing tar sands for feed into a bitumen separation process | |
CA915603A (en) | 1972-11-28 | M. O. Cymbalisty Lubomyr | Temperature control in recovery of bitumen from bituminous sand | |
CA915608A (en) | 1972-11-28 | Atlantic Richfield Corporation | Removal of water from bituminous emulsion | |
CA488928A (en) | 1952-12-16 | Colin Ferguson James | Apparatus for the recovery of tar sands | |
CA719690A (en) | 1965-10-12 | United States Borax And Chemical Corporation | Emulsion for preservation and fireproofing of wood | |
US3331896A (en) * | 1964-09-15 | 1967-07-18 | Gen Aniline & Film Corp | Method of preparing alkali soluble phosphate esters of hydroxylic organic compounds |
US3547803A (en) * | 1968-09-18 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Recovery of oil from bituminous sands |
US3660268A (en) * | 1969-12-29 | 1972-05-02 | Marathon Oil Co | Recovery of oil from tar sands using high water content oil-external micellar dispersions |
US3644194A (en) * | 1969-12-29 | 1972-02-22 | Marathon Oil Co | Recovery of oil from tar sands using water-external micellar dispersions |
CA917565A (en) | 1970-11-25 | 1972-12-26 | Canadian Fina Oil Limited | Method for extracting bitumen from tar sands |
CA949482A (en) | 1971-12-22 | 1974-06-18 | Robert A. Baillie | Hot water bitumen extraction cell |
CA975699A (en) | 1972-10-20 | 1975-10-07 | H. James Davitt | Recovery of bitumen from sludge resulting from hot water extraction of tar sands |
CA975696A (en) | 1972-10-20 | 1975-10-07 | Great Canadian Oil Sands | Recovery of bitumen from sludge resulting from hot water extraction of tar sands |
CA975698A (en) | 1972-10-20 | 1975-10-07 | Great Canadian Oil Sands | Recovery of bitumen from sludge resulting from hot water extraction of tar sands |
CA975697A (en) | 1972-10-20 | 1975-10-07 | H. James Davitt | Recovery of bitumen from sludge resulting from hot water extraction of tar sands |
US3951778A (en) | 1972-12-20 | 1976-04-20 | Caw Industries, Inc. | Method of separating bitumin from bituminous sands and preparing organic acids |
US3935076A (en) | 1973-05-29 | 1976-01-27 | Canada-Cities Service, Ltd. | Two stage separation system |
US3967777A (en) | 1973-09-10 | 1976-07-06 | Exxon Research And Engineering Company | Apparatus for the treatment of tar sand froth |
US3985684A (en) | 1974-02-07 | 1976-10-12 | Exxon Research And Engineering Company | Heavy crude conversion |
US3951749A (en) | 1974-04-19 | 1976-04-20 | Fairbanks Jr John B | Tar sand processing apparatus |
US3948754A (en) | 1974-05-31 | 1976-04-06 | Standard Oil Company | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from oil shale and tar sands |
US3978925A (en) | 1974-06-21 | 1976-09-07 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Method for recovery of bitumens from tar sands |
GB1495722A (en) | 1974-07-25 | 1977-12-21 | Coal Ind | Extraction of oil shales and tar sands |
US4024915A (en) | 1974-07-31 | 1977-05-24 | Texaco Inc. | Recovery of viscous oil by unheated air injection, followed by in situ combustion |
US3969220A (en) | 1974-09-16 | 1976-07-13 | Great Canadian Oil Sands Limited | Aerating tar sands-water mixture prior to settling in a gravity settling zone |
US3992285A (en) | 1974-09-23 | 1976-11-16 | Universal Oil Products Company | Process for the conversion of hydrocarbonaceous black oil |
US3933651A (en) | 1974-10-07 | 1976-01-20 | Great Canadian Oil Sands Limited | Recovering bitumen from large water surfaces |
US3986592A (en) | 1974-11-04 | 1976-10-19 | Great Canadian Oil Sands Limited | Hot water extraction cell containing two or more deflection baffles |
US4174263A (en) | 1974-11-29 | 1979-11-13 | Standard Oil Company | Recovery of bitumen from tar sands |
US4046669A (en) | 1974-12-31 | 1977-09-06 | Blaine Neal Franklin | Solvent extraction of oil from tar sands utilizing a trichloroethylene solvent |
US4036732A (en) | 1975-02-06 | 1977-07-19 | Exxon Research And Engineering Company | Tar sands extraction process |
US4068716A (en) | 1975-03-20 | 1978-01-17 | Texaco Inc. | Oil recovery process utilizing aromatic solvent and steam |
US3984920A (en) | 1975-04-03 | 1976-10-12 | Shell Oil Company | Tar sands conditioning drum |
US3997426A (en) | 1975-04-10 | 1976-12-14 | Gulf Research & Development Company | Process for the conversion of carbonaceous materials |
US4067796A (en) | 1975-05-27 | 1978-01-10 | Standard Oil Company | Tar sands recovery process |
US3986557A (en) | 1975-06-06 | 1976-10-19 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from tar sands |
US4240897A (en) * | 1975-06-06 | 1980-12-23 | Clarke Thomas P | Oil sands hot water extraction process |
US4048078A (en) | 1975-07-14 | 1977-09-13 | Texaco Inc. | Oil recovery process utilizing air and superheated steam |
US4052293A (en) | 1975-10-10 | 1977-10-04 | Cryo-Maid Inc. | Method and apparatus for extracting oil from hydrocarbonaceous solid material |
US3994341A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Recovering viscous petroleum from thick tar sand |
CA1072473A (en) * | 1975-12-10 | 1980-02-26 | Imperial Oil Limited | Dilution centrifuging of bitumen froth from the hot water process for tar sand |
US4019575A (en) | 1975-12-22 | 1977-04-26 | Chevron Research Company | System for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
US4008765A (en) | 1975-12-22 | 1977-02-22 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from thick tar sand |
US4068717A (en) | 1976-01-05 | 1978-01-17 | Phillips Petroleum Company | Producing heavy oil from tar sands |
US4046668A (en) | 1976-01-12 | 1977-09-06 | Mobil Oil Corporation | Double solvent extraction of organic constituents from tar sands |
CA1080649A (en) | 1976-01-13 | 1980-07-01 | Mobil Oil Corporation | Treatment of coal for the production of clean solid fuel and/or liquid turbine fuel |
CA1085760A (en) | 1976-02-10 | 1980-09-16 | Research Council Of Alberta (The) | Process for recovering bitumen from tar sand |
US4028222A (en) | 1976-02-23 | 1977-06-07 | Phillip Earl Prull | Method for extracting oil from oil shale |
US4019578A (en) | 1976-03-29 | 1977-04-26 | Terry Ruel C | Recovery of petroleum from tar and heavy oil sands |
CA1071557A (en) | 1976-04-02 | 1980-02-12 | Hans-Jurgen Weiss | Process for the recovery of hydrocarbonaceous materials from tar sand |
US4110194A (en) * | 1976-04-16 | 1978-08-29 | Intermountain Oil Research, Inc. | Process and apparatus for extracting bituminous oil from tar sands |
US4054505A (en) | 1976-04-28 | 1977-10-18 | Western Oil Sands Ltd. | Method of removing bitumen from tar sand for subsequent recovery of the bitumen |
US4054506A (en) | 1976-04-28 | 1977-10-18 | Western Oil Sands Ltd. | Method of removing bitumen from tar sand utilizing ultrasonic energy and stirring |
US4057485A (en) | 1976-08-23 | 1977-11-08 | Blaine Neil Franklin | Solvent extraction of oil from tar sands utilizing a chlorinated ethane solvent |
US4213862A (en) | 1976-09-07 | 1980-07-22 | The Lummus Company | Gravity settling |
US4071433A (en) | 1976-10-28 | 1978-01-31 | Phillips Petroleum Company | Recovery of oil from tar sands |
US4115246A (en) | 1977-01-31 | 1978-09-19 | Continental Oil Company | Oil conversion process |
US4240377A (en) | 1978-01-19 | 1980-12-23 | Johnson William B | Fluidized-bed compact boiler and method of operation |
US4250017A (en) | 1977-03-01 | 1981-02-10 | Reale Lucio V | Process and apparatus for separating tar from a tar sand mixture |
US4140182A (en) | 1977-03-24 | 1979-02-20 | Vriend Joseph A | Method of extracting oil |
US4120775A (en) | 1977-07-18 | 1978-10-17 | Natomas Company | Process and apparatus for separating coarse sand particles and recovering bitumen from tar sands |
US4120776A (en) | 1977-08-29 | 1978-10-17 | University Of Utah | Separation of bitumen from dry tar sands |
US4189376A (en) | 1977-09-14 | 1980-02-19 | Chevron Research Company | Solvent extraction process |
US4127170A (en) | 1977-09-28 | 1978-11-28 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Viscous oil recovery method |
US4133382A (en) | 1977-09-28 | 1979-01-09 | Texaco Canada Inc. | Recovery of petroleum from viscous petroleum-containing formations including tar sands |
US4127172A (en) | 1977-09-28 | 1978-11-28 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Viscous oil recovery method |
US4139450A (en) | 1977-10-12 | 1979-02-13 | Phillips Petroleum Company | Solvent extraction of tar sand |
US4161442A (en) | 1978-01-05 | 1979-07-17 | Mobil Oil Corporation | Processing of tar sands |
US4151073A (en) | 1978-10-31 | 1979-04-24 | Hydrocarbon Research, Inc. | Process for phase separation |
US4229281A (en) | 1978-08-14 | 1980-10-21 | Phillips Petroleum Company | Process for extracting bitumen from tar sands |
US4250016A (en) | 1978-11-20 | 1981-02-10 | Texaco Inc. | Recovery of bitumen from tar sand |
US4197183A (en) | 1979-02-07 | 1980-04-08 | Mobil Oil Corporation | Processing of tar sands |
US4224138A (en) | 1979-05-10 | 1980-09-23 | Jan Kruyer | Process for recovering bitumen from oil sand |
US4249604A (en) | 1979-05-23 | 1981-02-10 | Texaco Inc. | Recovery method for high viscosity petroleum |
US4293035A (en) | 1979-06-07 | 1981-10-06 | Mobil Oil Corporation | Solvent convection technique for recovering viscous petroleum |
CA1129801A (en) | 1979-06-08 | 1982-08-17 | Michael A. Kessick | Alkali recycle process for recovery of heavy oils and bitumens |
CA1141319A (en) | 1979-08-15 | 1983-02-15 | Jan Kruyer | Method and apparatus for separating slurries and emulsions |
CA1132453A (en) | 1979-08-31 | 1982-09-28 | Robert P. Mccorquodale | Oil recovery process |
US4302051A (en) | 1979-09-13 | 1981-11-24 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior | Open surface flotation method |
US4347118A (en) | 1979-10-01 | 1982-08-31 | Exxon Research & Engineering Co. | Solvent extraction process for tar sands |
US4280559A (en) | 1979-10-29 | 1981-07-28 | Exxon Production Research Company | Method for producing heavy crude |
US4284360A (en) | 1979-11-05 | 1981-08-18 | Petro-Canada Exploration Inc. | Homogenizer/subsampler for tar sand process streams |
US4561965A (en) | 1979-11-09 | 1985-12-31 | Lummus Crest Inc. | Heat and water recovery from aqueous waste streams |
US4343691A (en) | 1979-11-09 | 1982-08-10 | The Lummus Company | Heat and water recovery from aqueous waste streams |
US4242195A (en) | 1979-12-28 | 1980-12-30 | Mobil Oil Corporation | Extraction of tar sands or oil shale with organic sulfoxides or sulfones |
DE3004003C2 (de) | 1980-02-04 | 1982-02-04 | Wintershall Ag, 3100 Celle | Verfahren zur Gewinnung von Rohöl aus Ölsanden |
US4596651A (en) | 1980-02-20 | 1986-06-24 | Standard Oil Company (Indiana) | Two-stage tar sands extraction process |
US4273191A (en) | 1980-02-25 | 1981-06-16 | Hradel Joseph R | Simultaneous oil recovery and waste disposal process |
US4302326A (en) | 1980-03-24 | 1981-11-24 | Texaco Canada Inc. | Tar sands emulsion-breaking process |
US4606812A (en) | 1980-04-15 | 1986-08-19 | Chemroll Enterprises, Inc. | Hydrotreating of carbonaceous materials |
US4312761A (en) | 1980-05-28 | 1982-01-26 | Zimpro-Aec Ltd. | Treatment of clay slimes |
US4409090A (en) | 1980-06-02 | 1983-10-11 | University Of Utah | Process for recovering products from tar sand |
US4337143A (en) | 1980-06-02 | 1982-06-29 | University Of Utah | Process for obtaining products from tar sand |
US4344839A (en) | 1980-07-07 | 1982-08-17 | Pachkowski Michael M | Process for separating oil from a naturally occurring mixture |
US4342639A (en) | 1980-07-22 | 1982-08-03 | Gagon Hugh W | Process to separate bituminous material from sand (Tar Sands) |
US4341619A (en) | 1980-08-11 | 1982-07-27 | Phillips Petroleum Company | Supercritical tar sand extraction |
IT1129259B (it) | 1980-09-17 | 1986-06-04 | Rtr Riotinto Til Holding Sa | Procedimento di estrazione di oli bituminosi |
US4357230A (en) | 1980-09-25 | 1982-11-02 | Carrier Corporation | Extraction of oil using amides |
US4410417A (en) | 1980-10-06 | 1983-10-18 | University Of Utah Research Foundation | Process for separating high viscosity bitumen from tar sands |
US4486294A (en) | 1980-10-06 | 1984-12-04 | University Of Utah | Process for separating high viscosity bitumen from tar sands |
US4399038A (en) | 1980-10-30 | 1983-08-16 | Suncor, Inc. | Method for dewatering the sludge layer of an industrial process tailings pond |
US4399039A (en) | 1980-10-30 | 1983-08-16 | Suncor, Inc. | Treatment of tailings pond sludge |
US4387016A (en) | 1980-11-10 | 1983-06-07 | Gagon Hugh W | Method for extraction of bituminous material |
US4358373A (en) | 1980-12-08 | 1982-11-09 | Rock Oil Corporation | Continuous apparatus for separating hydrocarbon from earth particles and sand |
US4421683A (en) | 1980-12-15 | 1983-12-20 | Zaidan Hojin Minsei Kagaku Kyokai | Substance effective for prevention or therapy of nephritis and method for preparation thereof |
USRE31900E (en) | 1980-12-16 | 1985-05-28 | American Cyanamid Company | Process for the flocculation of suspended solids |
US4368111A (en) | 1980-12-17 | 1983-01-11 | Phillips Petroleum Company | Oil recovery from tar sands |
US4338185A (en) | 1981-01-02 | 1982-07-06 | Noelle Calvin D | Recovery of oil from oil sands |
US4347126A (en) | 1981-01-29 | 1982-08-31 | Gulf & Western Manufacturing Company | Apparatus and method for flotation separation utilizing a spray nozzle |
US4671801A (en) | 1981-01-29 | 1987-06-09 | The Standard Oil Company | Method for the beneficiation, liquefaction and recovery of coal and other solid carbonaceous materials |
US4484630A (en) | 1981-01-30 | 1984-11-27 | Mobil Oil Corporation | Method for recovering heavy crudes from shallow reservoirs |
US4361476A (en) | 1981-02-23 | 1982-11-30 | Garb-Oil Corporation Of America | Process and apparatus for recovery of oil from tar sands |
US4457827A (en) | 1981-03-10 | 1984-07-03 | Mobil Oil Corporation | Process for extracting bitumen from tar sands |
US4456533A (en) | 1981-04-13 | 1984-06-26 | Suncor, Inc. | Recovery of bitumen from bituminous oil-in-water emulsions |
US4401552A (en) | 1981-04-13 | 1983-08-30 | Suncor, Inc. | Beneficiation of froth obtained from tar sands sludge |
US4427066A (en) | 1981-05-08 | 1984-01-24 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
US4429745A (en) | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
US4429744A (en) | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
US4385982A (en) | 1981-05-14 | 1983-05-31 | Conoco Inc. | Process for recovery of bitumen from tar sands |
CA1154702A (en) | 1981-05-19 | 1983-10-04 | Suncor Inc. | Method for treating oil sands extraction plant tailings |
US4414194A (en) | 1981-05-26 | 1983-11-08 | Shell Oil Company | Extraction process |
US4704200A (en) | 1981-06-17 | 1987-11-03 | Linnola Limited | Method of separating oil or bitumen from surfaces covered with same |
US4588476A (en) | 1981-07-13 | 1986-05-13 | Phillips Petroleum Company | Solid liquid extraction apparatus |
US4473461A (en) | 1981-07-21 | 1984-09-25 | Standard Oil Company (Indiana) | Centrifugal drying and dedusting process |
US4456065A (en) | 1981-08-20 | 1984-06-26 | Elektra Energie A.G. | Heavy oil recovering |
US4458945A (en) | 1981-10-01 | 1984-07-10 | Ayler Maynard F | Oil recovery mining method and apparatus |
US4425227A (en) | 1981-10-05 | 1984-01-10 | Gnc Energy Corporation | Ambient froth flotation process for the recovery of bitumen from tar sand |
US4510997A (en) | 1981-10-05 | 1985-04-16 | Mobil Oil Corporation | Solvent flooding to recover viscous oils |
US4615796A (en) | 1981-10-29 | 1986-10-07 | Chevron Research Company | Method for contacting solids-containing feeds in a layered bed reactor |
US4597443A (en) | 1981-11-12 | 1986-07-01 | Mobile Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
US4511479A (en) | 1981-12-21 | 1985-04-16 | Exxon Research And Engineering Company | Oil removal from water suspensions using ionic domain polymers |
US4396491A (en) | 1982-06-08 | 1983-08-02 | Stiller Alfred H | Solvent extraction of oil shale or tar sands |
US4450911A (en) | 1982-07-20 | 1984-05-29 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
US4428824A (en) | 1982-09-27 | 1984-01-31 | Mobil Oil Corporation | Process for visbreaking resid deasphaltenes |
US4675120A (en) | 1982-12-02 | 1987-06-23 | An-Son Petrochemical, Inc. | Methods of using strong acids modified with acid solutions |
US5073251A (en) | 1982-10-19 | 1991-12-17 | Daniels Ludlow S | Method of an apparatus for recovering oil from solid hydrocarbonaceous material |
US4676324A (en) | 1982-11-22 | 1987-06-30 | Nl Industries, Inc. | Drill bit and cutter therefor |
US4466485A (en) | 1982-12-07 | 1984-08-21 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
US4489783A (en) | 1982-12-07 | 1984-12-25 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
US4503910A (en) | 1982-12-07 | 1985-03-12 | Mobil Oil Corporation | Viscous oil recovery method |
US4539093A (en) | 1982-12-16 | 1985-09-03 | Getty Oil Company | Extraction process and apparatus for hydrocarbon containing ores |
US4446012A (en) | 1982-12-17 | 1984-05-01 | Allied Corporation | Process for production of light hydrocarbons by treatment of heavy hydrocarbons with water |
US4521292A (en) | 1982-12-27 | 1985-06-04 | Chevron Research Company | Process for improving quality of pyrolysis oil from oil shales and tar sands |
US4521293A (en) | 1983-01-11 | 1985-06-04 | James Scinta | Oil recovery |
US4603115A (en) | 1983-01-17 | 1986-07-29 | International Coal Refining Company | Automated process for solvent separation of organic/inorganic substance |
US4470899A (en) | 1983-02-14 | 1984-09-11 | University Of Utah | Bitumen recovery from tar sands |
US4511000A (en) | 1983-02-25 | 1985-04-16 | Texaco Inc. | Bitumen production and substrate stimulation |
US4421638A (en) | 1983-03-31 | 1983-12-20 | Phillips Petroleum Company | Demetallization of heavy oils |
US4582593A (en) | 1983-05-04 | 1986-04-15 | Texaco Canada Resources Ltd. | Method for treating tar sands emulsion and apparatus therefor |
US4498958A (en) | 1983-05-04 | 1985-02-12 | Texaco Canada Resources Ltd. | Apparatus for treating tar sands emulsion |
US4508172A (en) | 1983-05-09 | 1985-04-02 | Texaco Inc. | Tar sand production using thermal stimulation |
US4512872A (en) | 1983-05-18 | 1985-04-23 | Mobil Oil Corporation | Process for extracting bitumen from tar sands |
US4730671A (en) | 1983-06-30 | 1988-03-15 | Atlantic Richfield Company | Viscous oil recovery using high electrical conductive layers |
US4424113A (en) | 1983-07-07 | 1984-01-03 | Mobil Oil Corporation | Processing of tar sands |
US4970190A (en) | 1983-08-29 | 1990-11-13 | Chevron Research Company | Heavy oil hydroprocessing with group VI metal slurry catalyst |
US4857496A (en) | 1983-08-29 | 1989-08-15 | Chevron Research Company | Heavy oil hydroprocessing with Group VI metal slurry catalyst |
US4557821A (en) | 1983-08-29 | 1985-12-10 | Gulf Research & Development Company | Heavy oil hydroprocessing |
US5143598A (en) | 1983-10-31 | 1992-09-01 | Amoco Corporation | Methods of tar sand bitumen recovery |
US4519894A (en) | 1983-11-02 | 1985-05-28 | Walker David G | Treatment of carbonaceous shales or sands to recover oil and pure carbon as products |
GB8331546D0 (en) | 1983-11-25 | 1984-01-04 | Exxon Research Engineering Co | Polymeric compositions |
US4510257A (en) | 1983-12-08 | 1985-04-09 | Shell Oil Company | Silica-clay complexes |
US4679626A (en) | 1983-12-12 | 1987-07-14 | Atlantic Richfield Company | Energy efficient process for viscous oil recovery |
US4489782A (en) | 1983-12-12 | 1984-12-25 | Atlantic Richfield Company | Viscous oil production using electrical current heating and lateral drain holes |
US4474616A (en) | 1983-12-13 | 1984-10-02 | Petro-Canada Exploration Inc. | Blending tar sands to provide feedstocks for hot water process |
US4565249A (en) | 1983-12-14 | 1986-01-21 | Mobil Oil Corporation | Heavy oil recovery process using cyclic carbon dioxide steam stimulation |
US4536279A (en) | 1984-01-19 | 1985-08-20 | Mobil Oil Corporation | Enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids from oil shale |
US4514283A (en) | 1984-01-26 | 1985-04-30 | Shell Oil Company | Process for separating and converting heavy oil asphaltenes in a field location |
US4539097A (en) | 1984-02-29 | 1985-09-03 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for filtering solvent and tar sand mixtures |
US4699709A (en) | 1984-02-29 | 1987-10-13 | Amoco Corporation | Recovery of a carbonaceous liquid with a low fines content |
US4652342A (en) | 1984-05-10 | 1987-03-24 | Phillips Petroleum Company | Retorting process using an anti-bridging mechanical agitator |
US4620592A (en) | 1984-06-11 | 1986-11-04 | Atlantic Richfield Company | Progressive sequence for viscous oil recovery |
US4747920A (en) | 1984-06-20 | 1988-05-31 | Battelle Memorial Institute | Solid-liquid separation process for fine particle suspensions by an electric and ultrasonic field |
US4578181A (en) | 1984-06-25 | 1986-03-25 | Mobil Oil Corporation | Hydrothermal conversion of heavy oils and residua with highly dispersed catalysts |
US4539096A (en) | 1984-07-16 | 1985-09-03 | Mobil Oil Corporation | Process for recovering oil and metals from oil shale |
US4929341A (en) | 1984-07-24 | 1990-05-29 | Source Technology Earth Oils, Inc. | Process and system for recovering oil from oil bearing soil such as shale and tar sands and oil produced by such process |
US4620593A (en) | 1984-10-01 | 1986-11-04 | Haagensen Duane B | Oil recovery system and method |
CA1233723A (en) | 1984-10-18 | 1988-03-08 | J. Redmond Farnand | Demulsification of water-in-oil emulsions |
US4818373A (en) * | 1984-10-19 | 1989-04-04 | Engelhard Corporation | Process for upgrading tar and bitumen |
US4676908A (en) | 1984-11-19 | 1987-06-30 | Hankin Management Services Ltd. | Waste water treatment |
US4532024A (en) | 1984-12-03 | 1985-07-30 | The Dow Chemical Company | Process for recovery of solvent from tar sand bitumen |
US4637992A (en) | 1984-12-17 | 1987-01-20 | Shell Oil Company | Intercalated clay compositions |
US4765885A (en) | 1984-12-21 | 1988-08-23 | Eneresource, Inc. | Treatment of carbonaceous materials |
US5017281A (en) | 1984-12-21 | 1991-05-21 | Tar Sands Energy Ltd. | Treatment of carbonaceous materials |
US4651826A (en) | 1985-01-17 | 1987-03-24 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
US4695373A (en) | 1985-01-23 | 1987-09-22 | Union Oil Company Of California | Extraction of hydrocarbon-containing solids |
US4607699A (en) | 1985-06-03 | 1986-08-26 | Exxon Production Research Co. | Method for treating a tar sand reservoir to enhance petroleum production by cyclic steam stimulation |
CA1249976A (en) * | 1985-06-28 | 1989-02-14 | Bryan D. Sparks | Solvent extraction spherical agglomeration of oil sands |
US4587006A (en) | 1985-07-15 | 1986-05-06 | Breckinridge Minerals, Inc. | Process for recovering shale oil from raw oil shale |
US5290959A (en) | 1985-09-10 | 1994-03-01 | Vitamins, Inc. | Mass separation of materials |
US4683029A (en) | 1985-09-20 | 1987-07-28 | Dravo Corporation | Circular solvent extractor |
US4597852A (en) | 1985-09-30 | 1986-07-01 | York Earl D | Static mixer retorting of oil shale |
US4721560A (en) | 1985-09-30 | 1988-01-26 | Amoco Corporation | Static mixer retorting of oil shale |
US4786368A (en) | 1985-09-30 | 1988-11-22 | Amoco Corporation | Static mixer retorting of oil shale |
US4676314A (en) | 1985-12-06 | 1987-06-30 | Resurrection Oil Corporation | Method of recovering oil |
US4635720A (en) | 1986-01-03 | 1987-01-13 | Mobil Oil Corporation | Heavy oil recovery process using intermittent steamflooding |
US4888108A (en) | 1986-03-05 | 1989-12-19 | Canadian Patents And Development Limited | Separation of fine solids from petroleum oils and the like |
CA1271152A (en) | 1986-03-06 | 1990-07-03 | David Wayne Mcdougall | Diluent substitution process and apparatus |
US4761391A (en) | 1986-06-30 | 1988-08-02 | Union Oil Company Of California | Delaminated clays and their use in hydrocarbon conversion processes |
DE3783974T2 (de) | 1986-07-11 | 1993-05-27 | Sumitomo Electric Industries | Optischer buchstabenleser. |
US5087379A (en) | 1986-07-16 | 1992-02-11 | Lewis Corporation | Ultrasonic vibrator tray processes |
US4724068A (en) | 1986-07-17 | 1988-02-09 | Phillips Petroleum Company | Hydrofining of oils |
US4818370A (en) | 1986-07-23 | 1989-04-04 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Process for converting heavy crudes, tars, and bitumens to lighter products in the presence of brine at supercritical conditions |
US4692238A (en) | 1986-08-12 | 1987-09-08 | Institute Of Gas Tehnology | Solvent extraction of organic oils and solvent recovery |
GB8620706D0 (en) | 1986-08-27 | 1986-10-08 | British Petroleum Co Plc | Recovery of heavy oil |
US4741835A (en) | 1986-09-08 | 1988-05-03 | Exxon Research And Engineering Company | Oil-in-water emulsion breaking with hydrophobically functionalized cationic polymers |
US4981579A (en) | 1986-09-12 | 1991-01-01 | The Standard Oil Company | Process for separating extractable organic material from compositions comprising said extractable organic material intermixed with solids and water |
US4875998A (en) | 1986-11-07 | 1989-10-24 | Solv-Ex Corporation | Hot water bitumen extraction process |
US5000872A (en) | 1987-10-27 | 1991-03-19 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Surfactant requirements for the low-shear formation of water continuous emulsions from heavy crude oil |
US5340467A (en) * | 1986-11-24 | 1994-08-23 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
US5283001A (en) | 1986-11-24 | 1994-02-01 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for preparing a water continuous emulsion from heavy crude fraction |
US5083613A (en) | 1989-02-14 | 1992-01-28 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Process for producing bitumen |
US5316664A (en) * | 1986-11-24 | 1994-05-31 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
US4676312A (en) | 1986-12-04 | 1987-06-30 | Donald E. Mosing | Well casing grip assurance system |
US4812225A (en) | 1987-02-10 | 1989-03-14 | Gulf Canada Resources Limited | Method and apparatus for treatment of oil contaminated sludge |
US4952544A (en) | 1987-03-05 | 1990-08-28 | Uop | Stable intercalated clays and preparation method |
US4817711A (en) | 1987-05-27 | 1989-04-04 | Jeambey Calhoun G | System for recovery of petroleum from petroleum impregnated media |
US4783268A (en) | 1987-12-28 | 1988-11-08 | Alberta Energy Company, Ltd. | Microbubble flotation process for the separation of bitumen from an oil sands slurry |
US5145002A (en) | 1988-02-05 | 1992-09-08 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Recovery of heavy crude oil or tar sand oil or bitumen from underground formations |
US4880528A (en) | 1988-05-04 | 1989-11-14 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method and apparatus for hydrocarbon recovery from tar sands |
US5110443A (en) | 1989-02-14 | 1992-05-05 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Converting heavy hydrocarbons into lighter hydrocarbons using ultrasonic reactor |
US4966685A (en) * | 1988-09-23 | 1990-10-30 | Hall Jerry B | Process for extracting oil from tar sands |
CA1295547C (en) | 1988-10-11 | 1992-02-11 | David J. Stephens | Overburn process for recovery of heavy bitumens |
US4856587A (en) | 1988-10-27 | 1989-08-15 | Nielson Jay P | Recovery of oil from oil-bearing formation by continually flowing pressurized heated gas through channel alongside matrix |
US5055212A (en) | 1988-10-31 | 1991-10-08 | Conoco Inc. | Oil compositions containing alkyl mercaptan derivatives of copolymers of an alpha olefin or an alkyl vinyl ether and an unsaturated alpha, beta-dicarboxylic compound |
US4994175A (en) | 1988-12-14 | 1991-02-19 | Amoco Corporation | Syncrude dedusting extraction |
US5154831A (en) | 1988-12-22 | 1992-10-13 | Ensr Corporation | Solvent extraction process employing comminuting and dispersing surfactants |
US5286386A (en) | 1988-12-22 | 1994-02-15 | Ensr Corporation | Solvent extraction process for treatment of oily substrates |
US5252138A (en) * | 1989-01-17 | 1993-10-12 | Guymon E Park | Water/surfactant process for recovering hydrocarbons from soil in the absence of emulsifying the oil |
US4968412A (en) * | 1989-01-17 | 1990-11-06 | Guymon E Park | Solvent and water/surfactant process for removal of bitumen from tar sands contaminated with clay |
US4906355A (en) | 1989-03-16 | 1990-03-06 | Amoco Corporation | Tar sands extract fines removal process |
US5096461A (en) | 1989-03-31 | 1992-03-17 | Union Oil Company Of California | Separable coal-oil slurries having controlled sedimentation properties suitable for transport by pipeline |
US4994172A (en) | 1989-06-30 | 1991-02-19 | Mobil Oil Corporation | Pipelineable syncrude (synthetic crude) from heavy oil |
US5089052A (en) | 1989-08-10 | 1992-02-18 | Ludwig Allen C | Emulsification of rock asphalt |
US4952306A (en) | 1989-09-22 | 1990-08-28 | Exxon Research And Engineering Company | Slurry hydroprocessing process |
US5097903A (en) | 1989-09-22 | 1992-03-24 | Jack C. Sloan | Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations |
US5096567A (en) | 1989-10-16 | 1992-03-17 | The Standard Oil Company | Heavy oil upgrading under dense fluid phase conditions utilizing emulsified feed stocks |
US4961467A (en) | 1989-11-16 | 1990-10-09 | Mobil Oil Corporation | Enhanced oil recovery for oil reservoir underlain by water |
US5039227A (en) | 1989-11-24 | 1991-08-13 | Alberta Energy Company Ltd. | Mixer circuit for oil sand |
US5264118A (en) | 1989-11-24 | 1993-11-23 | Alberta Energy Company, Ltd. | Pipeline conditioning process for mined oil-sand |
US5036917A (en) | 1989-12-06 | 1991-08-06 | Mobil Oil Corporation | Method for providing solids-free production from heavy oil reservoirs |
US5071807A (en) | 1989-12-29 | 1991-12-10 | Chevron Research Company | Hydrocarbon processing composition |
US5066388A (en) | 1990-02-27 | 1991-11-19 | Lena Ross | Process and apparatus for disengaging and separating bitumen from pulverized tar sands using selective cohesion |
CA2049947C (en) | 1990-03-06 | 1995-02-07 | Kenneth James Monlux | Soil remediation process and system |
DE4007543A1 (de) | 1990-03-09 | 1991-09-12 | Veba Oel Technologie Gmbh | Hochdruckheissabscheider |
US4988427A (en) | 1990-04-30 | 1991-01-29 | Wright William E | Liquid/solid separation unit |
US5124008A (en) | 1990-06-22 | 1992-06-23 | Solv-Ex Corporation | Method of extraction of valuable minerals and precious metals from oil sands ore bodies and other related ore bodies |
US5282984A (en) | 1990-06-25 | 1994-02-01 | Texaco Inc. | Generating bitumen-in-water dispersions and emulsions |
US5178733A (en) | 1990-06-25 | 1993-01-12 | Nielson Jay P | Apparatus for separating oil and precious metals from mined oil-bearing rock material |
US5122259A (en) | 1990-06-25 | 1992-06-16 | Nielson Jay P | Separation of oil and precious metals from mined oil-bearing rock material |
US5236577A (en) | 1990-07-13 | 1993-08-17 | Oslo Alberta Limited | Process for separation of hydrocarbon from tar sands froth |
US5320746A (en) | 1990-11-01 | 1994-06-14 | Exxon Research And Engineering Company | Process for recovering oil from tar sands |
US5242580A (en) | 1990-11-13 | 1993-09-07 | Esso Resources Canada Limited | Recovery of hydrocarbons from hydrocarbon contaminated sludge |
CA2030934A1 (en) | 1990-11-27 | 1992-05-28 | William Lester Strand | Oil sands separator and separation method |
US5234577A (en) | 1990-11-30 | 1993-08-10 | Union Oil Company Of California | Separation of oils from solids |
US5215596A (en) | 1990-11-30 | 1993-06-01 | Union Oil Company Of California | Separation of oils from solids |
US5213625A (en) | 1990-11-30 | 1993-05-25 | Union Oil Company Of California | Separation of oils from solids |
US5156686A (en) | 1990-11-30 | 1992-10-20 | Union Oil Company Of California | Separation of oils from solids |
US5364524A (en) | 1991-07-11 | 1994-11-15 | Mobil Oil Corporation | Process for treating heavy oil |
US5374350A (en) | 1991-07-11 | 1994-12-20 | Mobil Oil Corporation | Process for treating heavy oil |
US5173172A (en) | 1991-08-19 | 1992-12-22 | Exxon Research And Engineering Company | Production of hard asphalts by ultrafiltration of vacuum residua |
US5169518A (en) | 1991-09-09 | 1992-12-08 | The Dow Chemical Company | Recovery of petroleum from tar sands |
US5198596A (en) | 1991-10-11 | 1993-03-30 | Amoco Corporation | Hydrocarbon conversion |
TW252053B (no) | 1991-11-01 | 1995-07-21 | Shell Internat Res Schappej Bv | |
CA2055213C (en) | 1991-11-08 | 1996-08-13 | Robert N. Tipman | Process for increasing the bitumen content of oil sands froth |
US5275507A (en) | 1991-12-13 | 1994-01-04 | Gerhard Hutter | Soil decontamination method |
GB9212145D0 (en) | 1992-06-09 | 1992-07-22 | Ca Nat Research Council | Soil remediation process |
US5392854A (en) | 1992-06-12 | 1995-02-28 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
US5297626A (en) | 1992-06-12 | 1994-03-29 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
US5384079A (en) * | 1993-01-06 | 1995-01-24 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce | Method for detecting thermodynamic phase transitions during polymer injection molding |
US5326456A (en) | 1993-04-02 | 1994-07-05 | Exxon Research And Engineering Company | Upgrading of bitumen asphaltenes by hot water treatment containing carbonate (C-2726) |
US5316659A (en) | 1993-04-02 | 1994-05-31 | Exxon Research & Engineering Co. | Upgrading of bitumen asphaltenes by hot water treatment |
US6030467A (en) | 1993-08-31 | 2000-02-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Surfactant-aided removal of organics |
US5370789A (en) | 1994-02-03 | 1994-12-06 | Energy Mines & Resources Canada | Ultrapyrolytic heavy oil upgrading in an internally circulating aerated bed |
US5723042A (en) * | 1994-05-06 | 1998-03-03 | Bitmin Resources Inc. | Oil sand extraction process |
CA2123076C (en) | 1994-05-06 | 1998-11-17 | William Lester Strand | Oil sand extraction process |
US5626743A (en) | 1994-10-04 | 1997-05-06 | Geopetrol Equipment Ltd. | Tar sands extraction process |
US5569434A (en) | 1994-10-10 | 1996-10-29 | Amoco Corporation | Hydrocarbon processing apparatus and method |
CA2160834C (en) | 1994-10-19 | 2000-07-18 | Bruce M. Sankey | Conversion of the organic component from naturally occurring carbonaceous material |
US5795444A (en) | 1994-12-15 | 1998-08-18 | Solv-Ex Corporation | Method and apparatus for removing bituminous oil from oil sands without solvent |
US5534136A (en) | 1994-12-29 | 1996-07-09 | Rosenbloom; William J. | Method and apparatus for the solvent extraction of oil from bitumen containing tar sand |
CA2142747C (en) | 1995-02-17 | 2000-05-16 | Michael H. Kuryluk | Mineral separator |
US6019499A (en) | 1995-04-18 | 2000-02-01 | Advanced Molecular Technologies, Llc | Method of conditioning hydrocarbon liquids and an apparatus for carrying out the method |
US5695632A (en) | 1995-05-02 | 1997-12-09 | Exxon Research And Engineering Company | Continuous in-situ combination process for upgrading heavy oil |
US5744065A (en) * | 1995-05-12 | 1998-04-28 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Aldehyde-based surfactant and method for treating industrial, commercial, and institutional waste-water |
US6214213B1 (en) * | 1995-05-18 | 2001-04-10 | Aec Oil Sands, L.P. | Solvent process for bitumen seperation from oil sands froth |
US6110359A (en) * | 1995-10-17 | 2000-08-29 | Mobil Oil Corporation | Method for extracting bitumen from tar sands |
US5690811A (en) | 1995-10-17 | 1997-11-25 | Mobil Oil Corporation | Method for extracting oil from oil-contaminated soil |
US6139722A (en) * | 1995-10-31 | 2000-10-31 | Chattanooga Corporation | Process and apparatus for converting oil shale or tar sands to oil |
US6319395B1 (en) * | 1995-10-31 | 2001-11-20 | Chattanooga Corporation | Process and apparatus for converting oil shale or tar sands to oil |
US5681452A (en) | 1995-10-31 | 1997-10-28 | Kirkbride; Chalmer G. | Process and apparatus for converting oil shale or tar sands to oil |
US5919353A (en) * | 1995-11-10 | 1999-07-06 | Mitsui Engineering & Shipbuilding Co. Ltd. | Method for thermally reforming emulsion |
CA2168808C (en) * | 1996-02-05 | 2000-10-31 | Reginald D. Humphreys | Tar sands extraction process |
US5998640A (en) | 1996-02-13 | 1999-12-07 | Haefele; Gary R. | Method for recovering oil from an oil-bearing solid material |
US6207044B1 (en) * | 1996-07-08 | 2001-03-27 | Gary C. Brimhall | Solvent extraction of hydrocarbons from inorganic materials and solvent recovery from extracted hydrocarbons |
GB2316333A (en) | 1996-08-14 | 1998-02-25 | Ecc Int Ltd | Process for treating a waste material |
US6966874B2 (en) * | 1997-10-14 | 2005-11-22 | Erth Technologies, Inc. | Concentric tubular centrifuge |
US5746909A (en) * | 1996-11-06 | 1998-05-05 | Witco Corp | Process for extracting tar from tarsand |
US6576145B2 (en) * | 1997-02-27 | 2003-06-10 | Continuum Environmental, Llc | Method of separating hydrocarbons from mineral substrates |
US5957202A (en) | 1997-03-13 | 1999-09-28 | Texaco Inc. | Combination production of shallow heavy crude |
US5923170A (en) | 1997-04-04 | 1999-07-13 | Vector Magnetics, Inc. | Method for near field electromagnetic proximity determination for guidance of a borehole drill |
US5855243A (en) | 1997-05-23 | 1999-01-05 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
US5927404A (en) * | 1997-05-23 | 1999-07-27 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
CA2208767A1 (en) * | 1997-06-26 | 1998-12-26 | Reginald D. Humphreys | Tar sands extraction process |
US6758963B1 (en) * | 1997-07-15 | 2004-07-06 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydroprocessing using bulk group VIII/group vib catalysts |
CA2217623C (en) | 1997-10-02 | 2001-08-07 | Robert Siy | Cold dense slurrying process for extracting bitumen from oil sand |
US6004455A (en) * | 1997-10-08 | 1999-12-21 | Rendall; John S. | Solvent-free method and apparatus for removing bituminous oil from oil sands |
US5911541A (en) * | 1997-11-14 | 1999-06-15 | Johnson; Conrad B. | Thin layer solvent extraction |
US6007709A (en) | 1997-12-31 | 1999-12-28 | Bhp Minerals International Inc. | Extraction of bitumen from bitumen froth generated from tar sands |
US5968370A (en) * | 1998-01-14 | 1999-10-19 | Prowler Environmental Technology, Inc. | Method of removing hydrocarbons from contaminated sludge |
CA2228098A1 (en) * | 1998-01-29 | 1999-07-29 | Ajay Singh | Treatment of soil contaminated with oil or oil residues |
US6019888A (en) * | 1998-02-02 | 2000-02-01 | Tetra Technologies, Inc. | Method of reducing moisture and solid content of bitumen extracted from tar sand minerals |
CA2229970C (en) * | 1998-02-18 | 1999-11-30 | Roderick M. Facey | Jet pump treatment of heavy oil production sand |
US6036844A (en) * | 1998-05-06 | 2000-03-14 | Exxon Research And Engineering Co. | Three stage hydroprocessing including a vapor stage |
FR2781234B1 (fr) * | 1998-07-16 | 2000-10-13 | Lafarge Mortiers Sa | Emulsions de bitume, procede pour leur obtention, et compositions les contenant |
US6119870A (en) * | 1998-09-09 | 2000-09-19 | Aec Oil Sands, L.P. | Cycloseparator for removal of coarse solids from conditioned oil sand slurries |
CA2276944A1 (en) * | 1998-10-13 | 2000-04-13 | Venanzio Di Tullio | A process for the separation and isolation of tars, oils, and inorganic constituents from mined oil bearing sands and a further process for the extraction of natural resins from plant matter and kerogens from oil shale |
US6267716B1 (en) * | 1998-10-23 | 2001-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Low shear treatment for the removal of free hydrocarbons, including bitumen, from cuttings |
US5968349A (en) | 1998-11-16 | 1999-10-19 | Bhp Minerals International Inc. | Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands |
US6279653B1 (en) | 1998-12-01 | 2001-08-28 | Phillips Petroleum Company | Heavy oil viscosity reduction and production |
US6306917B1 (en) * | 1998-12-16 | 2001-10-23 | Rentech, Inc. | Processes for the production of hydrocarbons, power and carbon dioxide from carbon-containing materials |
ATE235825T1 (de) * | 1999-01-19 | 2003-04-15 | Sterifx Inc | Mehrzweck zusammensetzungen von säuren |
TWI235739B (en) * | 1999-02-02 | 2005-07-11 | Shell Int Research | Solid-state composition comprising solid particles and binder |
US6045608A (en) * | 1999-02-09 | 2000-04-04 | Ned B. Mitchell, Inc. | Apparatus and process for manufacturing asphalt |
EP1033471B1 (en) * | 1999-03-02 | 2003-09-17 | Rohm And Haas Company | Improved recovery and transportation of heavy crude oils |
US6152356A (en) * | 1999-03-23 | 2000-11-28 | Minden; Carl S. | Hydraulic mining of tar sand bitumen with aggregate material |
US6733636B1 (en) * | 1999-05-07 | 2004-05-11 | Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
US7428926B2 (en) * | 1999-05-07 | 2008-09-30 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
US7150320B2 (en) * | 1999-05-07 | 2006-12-19 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production |
US7438129B2 (en) | 1999-05-07 | 2008-10-21 | Ge Ionics, Inc. | Water treatment method for heavy oil production using calcium sulfate seed slurry evaporation |
CA2272045C (en) * | 1999-05-13 | 2006-11-28 | Wayne Brown | Method for recovery of hydrocarbon diluent from tailings |
US6258772B1 (en) * | 1999-10-12 | 2001-07-10 | Bay Technologies, Inc. | Cleaning compositions comprising perfluorinated alkylphosphates |
US7186673B2 (en) * | 2000-04-25 | 2007-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stability enhanced water-in-oil emulsion and method for using same |
US6494932B1 (en) * | 2000-06-06 | 2002-12-17 | Birch Mountain Resources, Ltd. | Recovery of natural nanoclusters and the nanoclusters isolated thereby |
WO2002024835A2 (en) * | 2000-09-18 | 2002-03-28 | Ensyn Group Inc. | Products produced from rapid thermal processing of heavy hydrocarbon feedstocks |
CA2325777C (en) * | 2000-11-10 | 2003-05-27 | Imperial Oil Resources Limited | Combined steam and vapor extraction process (savex) for in situ bitumen and heavy oil production |
US6844477B2 (en) * | 2001-01-19 | 2005-01-18 | Chevron U.S.A. Inc. | Processes for the purification of higher diamondoids and compositions comprising such diamondoids |
US7175716B2 (en) * | 2001-02-01 | 2007-02-13 | Lobo Liquids, Llc | Critical and supercritical cleaning of hydrocarbon-containing materials |
US7008528B2 (en) * | 2001-03-22 | 2006-03-07 | Mitchell Allen R | Process and system for continuously extracting oil from solid or liquid oil bearing material |
US6904919B2 (en) * | 2001-06-11 | 2005-06-14 | Newtech Commercialization Ltd. | Apparatus and method for separating substances from particulate solids |
US6746599B2 (en) * | 2001-06-11 | 2004-06-08 | Aec Oil Sands Limited Partnership | Staged settling process for removing water and solids from oils and extraction froth |
CA2351148C (en) * | 2001-06-21 | 2008-07-29 | John Nenniger | Method and apparatus for stimulating heavy oil production |
CA2354906A1 (en) * | 2001-08-08 | 2003-02-08 | Newpark Drilling Fluids Canada, Inc. | Production optimization using dynamic surface tension reducers |
US6673238B2 (en) * | 2001-11-08 | 2004-01-06 | Conocophillips Company | Acidic petroleum oil treatment |
UA78727C2 (en) * | 2001-11-09 | 2007-04-25 | Alcan Int Ltd | Settler and method for decanting mineral slurries |
WO2003060285A2 (en) * | 2002-01-09 | 2003-07-24 | Oil Sands Underground Mining,Inc. | Method and means for processing oil sands while excavating |
US7341658B2 (en) * | 2002-04-18 | 2008-03-11 | Tatanium Corporation Inc. | Recovery of heavy minerals from a tar sand |
US7338924B2 (en) * | 2002-05-02 | 2008-03-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Oil-in-water-in-oil emulsion |
CA2385311C (en) | 2002-05-02 | 2014-02-18 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada As Represented By The Minister Of Natural Resources Canada | Processing of oil sand ore which contains degraded bitumen |
US6936543B2 (en) * | 2002-06-07 | 2005-08-30 | Cabot Microelectronics Corporation | CMP method utilizing amphiphilic nonionic surfactants |
US6709573B2 (en) * | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Anthon L. Smith | Process for the recovery of hydrocarbon fractions from hydrocarbonaceous solids |
CA2471048C (en) * | 2002-09-19 | 2006-04-25 | Suncor Energy Inc. | Bituminous froth hydrocarbon cyclone |
CA2404586C (en) * | 2002-09-23 | 2010-10-05 | Imperial Oil Resources Limited | Integrated process for bitumen recovery, separation and emulsification for steam generation |
CA2420034C (en) * | 2003-02-18 | 2007-09-25 | Jim Mcturk | Jet pump system for forming an aqueous oil sand slurry |
US7128375B2 (en) * | 2003-06-04 | 2006-10-31 | Oil Stands Underground Mining Corp. | Method and means for recovering hydrocarbons from oil sands by underground mining |
US7256242B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-08-14 | Chevron Oronite Company, Llc | Esterified copolymers of polyalkenes/unsaturated acidic reagents useful as lubricant and fuel additives |
DE10333478A1 (de) * | 2003-07-22 | 2005-03-10 | Stockhausen Chem Fab Gmbh | Verfahren zur Behandlung von wässrigem Schlamm, danach hergestelltes Material und dessen Verwendung |
US7258788B2 (en) * | 2004-03-12 | 2007-08-21 | Noram Engineering And Constructors Ltd. | Circular clarifier apparatus and method |
US7416671B2 (en) * | 2004-07-21 | 2008-08-26 | Rj Oil Sands Inc. | Separation and recovery of bitumen oil from tar sands |
US7168641B2 (en) * | 2004-08-31 | 2007-01-30 | Spx Corporation | Attrition scrubber apparatus and method |
US7985333B2 (en) | 2004-10-13 | 2011-07-26 | Marathon Oil Canada Corporation | System and method of separating bitumen from tar sands |
US7691259B2 (en) | 2006-03-03 | 2010-04-06 | M-I L.L.C. | Separation of tar from sand |
CA2539231C (en) * | 2006-03-10 | 2013-08-13 | Baojian Shen | Catalyst composition for treating heavy feedstocks |
US7758746B2 (en) * | 2006-10-06 | 2010-07-20 | Vary Petrochem, Llc | Separating compositions and methods of use |
CN101589135B (zh) * | 2006-10-06 | 2014-04-02 | 瓦里石化有限责任公司 | 一种分离组合物及其使用方法 |
US7597144B2 (en) * | 2007-08-27 | 2009-10-06 | Hpd, Llc | Process for recovering heavy oil utilizing one or more membranes |
-
2007
- 2007-10-05 CN CN200780037487.9A patent/CN101589135B/zh active Active
- 2007-10-05 ES ES07871125.6T patent/ES2517597T3/es active Active
- 2007-10-05 WO PCT/US2007/080563 patent/WO2008063762A2/en active Application Filing
- 2007-10-05 UA UAA200904469A patent/UA102990C2/ru unknown
- 2007-10-05 EA EA200970356A patent/EA015626B1/ru unknown
- 2007-10-05 CA CA2665579A patent/CA2665579C/en active Active
- 2007-10-05 EP EP07871125.6A patent/EP2069467B1/en active Active
- 2007-10-05 DK DK07871125.6T patent/DK2069467T3/da active
- 2007-10-05 US US11/868,031 patent/US7749379B2/en active Active
- 2007-10-05 PL PL07871125T patent/PL2069467T3/pl unknown
-
2009
- 2009-04-01 NO NO20091322A patent/NO337631B1/no not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-04-23 US US12/765,969 patent/US7862709B2/en active Active
- 2010-11-23 US US12/952,963 patent/US8147680B2/en active Active
-
2012
- 2012-04-02 US US13/437,227 patent/US8414764B2/en active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4342657A (en) * | 1979-10-05 | 1982-08-03 | Magna Corporation | Method for breaking petroleum emulsions and the like using thin film spreading agents comprising a polyether polyol |
US20050161372A1 (en) * | 2004-01-23 | 2005-07-28 | Aquatech, Llc | Petroleum recovery and cleaning system and process |
US20050197267A1 (en) * | 2004-03-02 | 2005-09-08 | Troxler Electronics Laboratories, Inc. | Solvent compositions for removing petroleum residue from a substrate and methods of use thereof |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA015626B1 (ru) | 2011-10-31 |
CN101589135A (zh) | 2009-11-25 |
US8147680B2 (en) | 2012-04-03 |
US20110062382A1 (en) | 2011-03-17 |
DK2069467T3 (da) | 2014-10-20 |
EP2069467A4 (en) | 2009-12-30 |
CA2665579C (en) | 2015-06-30 |
US7862709B2 (en) | 2011-01-04 |
NO20091322L (no) | 2009-04-06 |
ES2517597T3 (es) | 2014-11-03 |
US7749379B2 (en) | 2010-07-06 |
EA200970356A1 (ru) | 2009-10-30 |
EP2069467B1 (en) | 2014-07-16 |
US20080085851A1 (en) | 2008-04-10 |
CN101589135B (zh) | 2014-04-02 |
EP2069467A2 (en) | 2009-06-17 |
US8414764B2 (en) | 2013-04-09 |
US20100200469A1 (en) | 2010-08-12 |
WO2008063762A3 (en) | 2008-11-06 |
PL2069467T3 (pl) | 2015-02-27 |
US20120193567A1 (en) | 2012-08-02 |
CA2665579A1 (en) | 2008-05-29 |
WO2008063762A2 (en) | 2008-05-29 |
UA102990C2 (ru) | 2013-09-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO337631B1 (no) | Separering av sammensetninger og fremgangsmåte for anvendelse | |
US8372272B2 (en) | Separating compositions | |
US8268165B2 (en) | Processes for bitumen separation | |
Hupka et al. | Water‐based bitumen recovery from diluent‐conditioned oil sands | |
WO2009114145A2 (en) | Ex-situ low-temperature hydrocarbon separation from tar sands | |
CA2786316C (en) | Slurry treatment method and apparatus | |
CN212864516U (zh) | 含油污泥处理*** | |
US20150083645A1 (en) | Composition for Recovering Bitumen from Oil Sands | |
US20190225889A1 (en) | Method to extract bitumen from oil sands using aromatic amines | |
WO2020006422A1 (en) | Additives for enhanced extraction of bitumen | |
Zhu | Understanding the role of caustic addition in oil sands processing | |
Nikitin et al. | Investigation of the interaction of coal sludge with latex |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |