RU2135255C1 - Plant to prepare oil and water at production sites - Google Patents
Plant to prepare oil and water at production sites Download PDFInfo
- Publication number
- RU2135255C1 RU2135255C1 RU97106523/25A RU97106523A RU2135255C1 RU 2135255 C1 RU2135255 C1 RU 2135255C1 RU 97106523/25 A RU97106523/25 A RU 97106523/25A RU 97106523 A RU97106523 A RU 97106523A RU 2135255 C1 RU2135255 C1 RU 2135255C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- deep
- pipe
- line
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для подготовки нефти и воды на промыслах, особенно для малых, неудобно расположенных или удаленных месторождений, а также на кустах скважин на месторождениях в Сибири. The invention relates to the oil industry and can be used for the preparation of oil and water in the fields, especially for small, inconveniently located or remote fields, as well as in well bushes in fields in Siberia.
Известны установки подготовки нефти на промыслах (а.с. СССР N 581969, B 01 D 17/04, БИ N 44, 77 г., а.с. СССР N 829129, B 01 D 17/02, БИ N 18, 81 г. ), включающие сепараторы газа, трехфазные сепараторы, двухфазные (жидкость - жидкость) отстойники и концевые сепараторы. Эти установки предназначены для промыслов. В них проводится сепарация и предварительное обезвоживание нефти (до 10-30 об.%), т.е. подготовка ее к транспорту на центральные пункты сбора и подготовки нефти (ЦПС). Недостатком их является сложность технологической схемы: трехступенчатое отделение газа, возврат части нефти на рециркуляцию и эжектирование газа низкого давления, возврат части дренажной воды, в которую подается деэмульгатор. При такой технологической схеме установки возможно использование водорастворимого деэмульгатора, т.к. при применении маслорастворимого деэмульгатора его потери составят от 30 до 70%. В составе установки функционируют два технологических насоса, при этом насос на возврате нефти для эжектирования газа низкого давления является высоконапорным (до 6 МПа). Сточная вода представляет смесь относительно чистой воды из трехфазных сепараторов с водой худшего качества из аппарата обезвоживания нефти, т.е. вся вода требует специальной очистки. Кроме того, недостатком их является высокое остаточное содержание воды в транспортируемой нефти, что в присутствии деэмульгатора приводит к выделению свободной воды в трубе и повышает коррозионную активность транспортируемой среды. В результате снижается срок службы транспортного трубопровода, повышается аварийность на нем, что приводит к разливу эмульсии нефти, т.е. снижаются экологические показатели. Возникает также проблема со сточными водами, отделяемыми на ЦПС. Их нельзя сбрасывать в водоемы с пресной водой или в поглощающий пласт на ЦПС, т.к. это приводит к загрязнению пресных наземных и подземных вод. Единственным приемлемым вариантом является обратная их перекачка по водопроводу на месторождение. Это ведет к повышению металлоемкости, т.к. приходится эксплуатировать второй трубопровод, по которому перекачивается высококоррозионная и экологически опасная среда, какой является высокоминерализованная сточная вода. Well-known installation of oil preparation in the fields (A.S. of the USSR N 581969, B 01 D 17/04, BI N 44, 77, AS of the USSR N 829129, B 01 D 17/02, BI N 18, 81 d), including gas separators, three-phase separators, two-phase (liquid-liquid) sedimentation tanks and end separators. These facilities are intended for fishing. They carry out the separation and preliminary dehydration of oil (up to 10-30 vol.%), I.e. its preparation for transport to the central points of the collection and preparation of oil (CPS). Their disadvantage is the complexity of the technological scheme: a three-stage gas separation, the return of a portion of the oil for recirculation and ejection of low pressure gas, the return of a portion of the drainage water into which the demulsifier is supplied. With such a technological scheme of the installation, it is possible to use a water-soluble demulsifier, because when using an oil-soluble demulsifier, its losses will be from 30 to 70%. The installation includes two process pumps, and the oil return pump for ejecting low pressure gas is high pressure (up to 6 MPa). Wastewater is a mixture of relatively pure water from three-phase separators with inferior quality water from an oil dehydration apparatus, i.e. all water requires special treatment. In addition, their disadvantage is the high residual water content in the transported oil, which in the presence of a demulsifier leads to the release of free water in the pipe and increases the corrosivity of the transported medium. As a result, the service life of the transport pipeline is reduced, the accident rate on it increases, which leads to the spill of the oil emulsion, i.e. environmental indicators are declining. There is also a problem with wastewater discharged to a central heating plant. They must not be discharged into fresh water bodies or into an absorptive layer at a central processing station, as this leads to pollution of fresh ground and groundwater. The only acceptable option is to transfer them back through the water supply to the field. This leads to an increase in metal consumption, as it is necessary to operate the second pipeline, through which a highly corrosive and environmentally hazardous environment, such as highly saline wastewater, is pumped.
Крупным недостатком установок является практическое отсутствие подготовки воды. Этот процесс сводится к возврату отделившейся воды в голову процесса и сбросу ее части в пласт. В результате возврата балластной воды в голову процесса происходит накопление в аппаратах механических примесей, повышениe толщины промежуточных слоев в аппаратах подготовки нефти и срыв процесса подготовки из-за снижения качества нефти. Сбрасываемая же в пласты часть воды имеет настолько низкое качество, что значительно снижается накопленная приемистость нагнетательных скважин. Бурение же новых повышает себестоимость добываемой нефти. A major drawback of the plants is the practical lack of water treatment. This process comes down to returning the separated water to the process head and dumping part of it into the reservoir. As a result of the return of ballast water to the head of the process, mechanical impurities accumulate in the apparatus, increase the thickness of the intermediate layers in the oil treatment apparatus and disrupt the preparation process due to a decrease in the quality of the oil. The part of the water discharged into the reservoirs is of such poor quality that the accumulated injectivity of injection wells is significantly reduced. Drilling new ones increases the cost of produced oil.
Известны также установки (а.с. СССР N 789129, B 01 D 17/00, БИ N 47, 80 г. , а.с. СССР N 997721, B 01 D 19/00, БИ N 7, 83 г., а.с. СССР N 1761180, B 01 D 17/00, БИ N 34, 92 г.) в дополнение к аппаратам подготовки нефти, содержащие отстойники подготовки воды. Also known installations (AS USSR N 789129, B 01 D 17/00, BI N 47, 80, AS USSR N 997721, B 01 D 19/00, BI N 7, 83, AS USSR N 1761180, B 01 D 17/00, BI N 34, 92) in addition to oil treatment apparatus containing water treatment tanks.
В этих установках за счет дополнительного оборудования производится очистка менее загрязненных вод из аппаратов. Вода же со второй ступени обезвоживания с большим содержанием пленок от разрушения эмульсии нефти и примесей, по-прежнему поступает в сырье. В результате не устраняется эффект накапливания промежуточных слоев, вызывающий срыв процесса подготовки нефти и воды. In these installations, additional equipment is used to purify less polluted water from the apparatus. Water from the second stage of dehydration with a high content of films from the destruction of the emulsion of oil and impurities, still enters the feedstock. As a result, the effect of the accumulation of intermediate layers is not eliminated, causing a disruption in the process of preparing oil and water.
В этих условиях в сепараторах основной газосепарации и в трехфазных сепараторах отбирается основное количество попутного газа, кроме того, снижается температура жидкости. В результате увеличиваются вязкость и плотность нефти. При этом газ отбирается из трех и даже из четырех (а.с. N 789129) аппаратов, что обуславливает введение в состав установки дополнительных газопроводов, эжекторов и технологических насосов. Установки становятся громоздкими, металло- и энергоемкими, сложными в управлении. Under these conditions, the main amount of associated gas is taken in the separators of the main gas separation and in the three-phase separators, in addition, the temperature of the liquid decreases. As a result, the viscosity and density of the oil increase. At the same time, gas is taken from three and even from four (a.s. N 789129) devices, which leads to the introduction of additional gas pipelines, ejectors, and process pumps. Installations become cumbersome, metal- and energy-intensive, difficult to manage.
На установках осуществляется возврат части подогретой нефти и всей теплой сточной воды низкого качества со ступени глубокого обезвоживания нефти в сырье. Данный технологический прием искусственно завышает производительность первых двух аппаратов и, следовательно, их объем и вес, а установки, снабженные дополнительными нефтепроводами и водоводами, становятся громоздкими, некомпактными, металлоемкими и сложными в эксплуатации. Наряду с этим в аппаратах первой ступени обезвоживания нефти на границе раздела "жидкость - жидкость" более интенсивно формируются переходные (промежуточные) слои, снижающие показатели процесса обезвоживания нефти. Отрицательные последствия указанного проявляются по двум наиболее типичным признакам. Происходит нарушение режима обезвоживания нефти при достижении толщины переходного слоя критической отметки, которая индивидуальна для каждой нефти. После формирования и старения промежуточных слоев за счет их частичного разрушения происходит ухудшение качества всего количества сточной воды, сбрасываемой с установки. При цикличности этого процесса качество воды ухудшается на 3 - 4 порядка по содержанию в ней нефти и мехпримесей. В результате при подготовке воды в отстойнике не удается достичь качества, необходимого для закачки ее в пласт без снижения приемистости нагнетательных скважин. Кроме того, т.к. значительное количество воды уходит с нефтью на ЦПС, оставшейся на месте воды не хватает для поддержания в пласте давления, необходимого для компенсации закачкой объемов извлекаемой жидкости при добыче нефти. Поэтому осуществляется привлечение пресных или артезианских пластовых вод, что весьма усложняет систему водоснабжения системы поддержания пластового давления (ППД), а зачастую, при несовместимости вод, приходится создавать самостоятельные, расположенные на одном месторождении (кусте скважин), технологические линии по водоснабжению и закачке воды в пласты. At the plants, part of the heated oil and all the warm low-quality warm wastewater are returned from the stage of deep dehydration of oil into raw materials. This technological technique artificially overestimates the performance of the first two devices and, consequently, their volume and weight, and installations equipped with additional oil pipelines and water pipes become bulky, non-compact, metal-intensive and difficult to operate. Along with this, in the apparatuses of the first stage of oil dehydration at the liquid – liquid interface, transition (intermediate) layers are more intensively formed, which reduce the performance of the oil dehydration process. The negative consequences of this are manifested according to the two most typical signs. There is a violation of the oil dehydration mode when the thickness of the transition layer of the critical mark is reached, which is individual for each oil. After the formation and aging of the intermediate layers due to their partial destruction, the quality of the entire amount of wastewater discharged from the installation deteriorates. With the cyclical nature of this process, water quality deteriorates by 3 to 4 orders of magnitude in the content of oil and solids in it. As a result, during the preparation of water in the sump, it is not possible to achieve the quality necessary for pumping it into the formation without reducing the injectivity of injection wells. In addition, since a significant amount of water goes with oil to the DSP, the water remaining in place is not enough to maintain the pressure in the reservoir, which is necessary to compensate for the injection of volumes of extracted fluid during oil production. Therefore, fresh or artesian formation waters are attracted, which greatly complicates the water supply system of the reservoir pressure maintenance system (RPM), and often, with incompatibility of waters, it is necessary to create independent production lines for water supply and water injection into the same field (well cluster) layers.
Известна также установка подготовки товарной нефти на промыслах по а.с. N 594297, E 21 B 33/08, БИ N 7, 78 г., принятая за прототип, включающая сырьевой трубопровод и соединенные трубопроводом нефти сепаратор нефти от газа, блок предварительного обезвоживания с трубопроводом для сброса пластовой воды и аппарат глубокого обезвоживания нефти с трубопроводом вывода воды. Этой установке присущи все перечисленные недостатки аналогов. Also known is the installation for the preparation of marketable oil in oil fields in the AS N 594297, E 21 B 33/08, BI N 7, 78, adopted as a prototype, including a raw material pipeline and an oil-gas separator connected by an oil pipeline, a preliminary dehydration unit with a pipeline for discharging produced water, and a deep oil dewatering device with a pipeline water withdrawal. This installation has all of the above disadvantages of analogues.
Задачей предлагаемого решения является создание установки, позволяющей в условиях промысла добиваться высокой степени обезвоживания нефти перед транспортом ее на ЦПС и получать воду по качеству и в количестве достаточном для закачки в пласт для поддержания давления. При этом установка должна быть компактной, менее металло- и энергоемкой. The objective of the proposed solution is to create an installation that allows in the field to achieve a high degree of oil dehydration before transporting it to the central processing center and to receive water in quality and quantity sufficient for injection into the reservoir to maintain pressure. In this case, the installation should be compact, less metal- and energy-intensive.
Поставленная задача решается тем, что предлагаемая установка дополнительно содержит аппарат для подготовки воды, соединенный через отдельные штуцеры с трубопроводом для сброса пластовой воды из блока предварительного обезвоживания и с трубопроводом вывода воды из аппарата глубокого обезвоживания нефти, а аппараты в установке расположены последовательно по ходу нефти, сначала аппарат разделения смеси на нефть и воду в блоке предварительного обезвоживания, затем аппарат глубокого обезвоживания и сепаратор отбора газа из обезвоженной нефти. The problem is solved in that the proposed installation further comprises an apparatus for preparing water, connected through separate fittings to a pipe for discharging produced water from the pre-dewatering unit and to a pipeline for removing water from the deep oil dehydration apparatus, and the apparatuses are arranged in series along the oil, first, the apparatus for separating the mixture into oil and water in the preliminary dehydration unit, then the deep dehydration apparatus and the separator for taking gas from the dehydrated oil.
Эта установка позволяет в одном аппарате подготовки воды очищать сточную пластовую воду из аппарата для предварительного обезвоживания (большее количество с лучшим качеством) и воду из аппарата глубокого обезвоживания (меньшее количество, но с худшим качеством). Отдельные штуцера позволяют подавать в аппарат воду под разным давлением, т. к. устраняется эффект "запирания" в месте соединения труб, препятствующий доступу в аппарат воды с более низким давлением. Так как в аппаратах предварительного и глубокого обезвоживания отделение воды идет при высоком газосодержании смеси, то и в аппарат подготовки воды поступает газонасыщенная вода. В нем происходит очистка воды в условиях интенсивного газовыделения. Таким образом, достигается интенсивное отделение от воды нефти и механических примесей, что и объясняет высокое качество очистки воды, подтверждаемое промысловыми испытаниями. Кроме того, не меняется газосодержание нефти на первой и второй ступенях ее обезвоживания, эмульсия не теряет тепло, остается легкой, менее вязкой, сохраняет высокую подвижность, что интенсифицирует обезвоживание. На установке достигается обезвоживание нефти с остаточным содержанием воды < 1%, вся попутно добытая вода используется в системе ППД, при этом качество воды соответствует требованиям к воде для ППД на конкретном месторождении. Последнее позволяет осуществлять процесс заводнения через минимальное количество нагнетательных скважин, приемистость которых стабильна во времени. Дополнительное потребление пресной или артезианской воды минимальное. Сводится к минимуму количество воды, транспортируемой с нефтью на ЦПС. Повышается экологичность установки и системы транспортных трубопроводов, снижается себестоимость нефти (за счет снижения капитальных затрат на ее подготовку и транспорт). В нефтяной сепаратор поступает нефть, содержащая < 1% остаточной воды, в результате процесс сепарации осуществляется более технологично, мягко, что снижает до минимума унос нефти с газом. Кроме того, поскольку давление в нефтяном сепараторе и аппарате подготовки воды сопоставимы, осуществляется совместный транспорт газа из обоих аппаратов потребителю. This installation allows in one water preparation apparatus to purify waste formation water from the apparatus for preliminary dehydration (larger quantities with better quality) and water from the deep dehydration apparatus (smaller quantities, but with lower quality). Separate fittings allow water to be supplied to the apparatus at different pressures, since the effect of "locking" at the pipe junction is eliminated, which prevents access to the apparatus of water with lower pressure. Since water separation occurs in the preliminary and deep dehydration apparatuses at high gas contents of the mixture, gas-saturated water also enters the water treatment apparatus. It purifies water under conditions of intense gas evolution. Thus, intensive separation of oil and mechanical impurities from water is achieved, which explains the high quality of water purification, confirmed by field tests. In addition, the gas content of oil does not change at the first and second stages of its dehydration, the emulsion does not lose heat, remains light, less viscous, maintains high mobility, which intensifies dehydration. The plant achieves oil dehydration with a residual water content of <1%, all incidentally produced water is used in the RPM system, while the water quality meets the water requirements for the RPM in a particular field. The latter allows the process of water flooding through a minimum number of injection wells, the injectivity of which is stable over time. Additional consumption of fresh or artesian water is minimal. The amount of water transported with oil to the DSP is minimized. The environmental friendliness of the installation and the system of transport pipelines is increased, the cost of oil is reduced (by reducing the capital costs of its preparation and transportation). Oil containing <1% of residual water enters the oil separator; as a result, the separation process is carried out more technologically, gently, which minimizes the entrainment of oil and gas. In addition, since the pressure in the oil separator and the water preparation apparatus are comparable, the gas is transported jointly from both apparatuses to the consumer.
Как показали испытания, наиболее эффективен ввод двух потоков воды в аппарат подготовки воды с противоположных торцов аппарата. Для повышения эффективности работы установки в зимнее время или при высокой природной вязкости и плотности добываемой нефти перед аппаратом глубокого обезвоживания целесообразно установить подогреватель для нефти, например, путевой подогреватель. As tests have shown, the introduction of two water flows into the water preparation apparatus from opposite ends of the apparatus is most effective. To increase the efficiency of the installation in winter or at high natural viscosity and density of the oil produced, it is advisable to install an oil heater, for example, a track heater, in front of the deep dehydration apparatus.
На прилагаемом чертеже изображена технологическая схема установки подготовки нефти и воды на промыслах. The accompanying drawing shows a flow diagram of a unit for the preparation of oil and water in the fields.
Установка подготовки нефти и воды на промыслах состоит из трубопровода подвода газонасыщенной сырой нефти 1 к аппарату отделения воды 2, который по ходу обрабатываемой жидкости соединен трубопроводом 3, через технологический насос 4 и нагреватель 5, с аппаратом подготовки нефти и воды 6, который далее соединен трубопроводом с сепаратором отбора газа 7 из обезвоженной нефти, из которого газ отбирается по трубопроводу 8, а нефть - по трубопроводу 9; к аппарату подготовки воды 10 подсоединен трубопровод 11 отбора пластовой воды из аппарата отделения воды 2 и трубопровод 12 отбора сточной воды из аппарата подготовки нефти и воды 6, причем эти трубопроводы подсоединены к аппарату 10 через отдельные штуцера, соответственно трубопровод 11 к штуцеру 13, а трубопровод 12 к штуцеру 14; подготовленная сточная вода из аппарата подготовки воды 10 выводится по трубопроводу 15, уловленная нефть по трубопроводу 16, а отделившейся газ - по трубопроводу 19; деэмульгатор вводится по трубопроводу 17 в поток эмульсии в трубопровод 3 перед насосом 4. В условиях, когда подогрев не требуется, эмульсия из аппарата 2 в аппарат 6 перепускается по трубопроводу 18. An oil and water treatment unit in the fields consists of a pipeline for supplying gas-saturated crude oil 1 to a water separation apparatus 2, which is connected by a pipe 3 along the process fluid through a process pump 4 and a heater 5, to an oil and water preparation apparatus 6, which is further connected by a pipeline with a separator for taking gas 7 from dehydrated oil, from which gas is taken out through line 8, and oil - through line 9; to the water preparation apparatus 10, a pipe 11 for producing formation water from the water separation apparatus 2 and a pipe 12 for collecting wastewater from the oil and water preparation apparatus 6 are connected, and these pipelines are connected to the apparatus 10 through separate fittings, respectively, the pipe 11 to the fitting 13, and the pipeline 12 to fitting 14; the prepared wastewater from the water treatment apparatus 10 is discharged through a pipeline 15, the trapped oil through a pipeline 16, and the separated gas - through a pipeline 19; the demulsifier is introduced through the pipe 17 into the emulsion flow into the pipe 3 in front of the pump 4. In conditions where heating is not required, the emulsion from the device 2 to the device 6 is bypassed through the pipe 18.
Установка подготовки нефти и воды на промыслах работает следующим образом. Газонасыщенная сырая нефть с месторождения по трубопроводу 1 поступает в аппарат отделения воды 2. В нем производится отделение свободной воды, которая по трубопроводу 11 выводится из аппарата отделения воды 2. Оставшаяся часть эмульсия по трубопроводу 3, в который по трубопроводу 17 перед насосом 4 вводится деэмульгатор, насосом 4 подается в нагреватель 5 и далее перепускается в аппарат подготовки нефти и воды 6. В аппарате производится расслоение эмульсии на нефть и сточную воду, при этом сточная вода выводится по трубопроводу 12, а обезвоженная нефть перепускается в сепаратор отбора газа из обезвоженной нефти 7, в котором производится отделение газа. При этом отделившийся газ выводится по трубопроводу 8, а отсепарированная нефть по трубопроводу 9. Свободная вода из аппарата отделения воды 2 по трубопроводу 11 через штуцер 13 и сточная вода из аппарата подготовки нефти и воды 6 по трубопроводу 12 через штуцер 14 вводится в аппарат подготовки воды 10. В нем осуществляется отбор нефти из сточной воды; подготовленная сточная вода выводится по трубопроводу 15, уловленная нефть временно или постоянно отбирается по трубопроводу 16, а отделившийся газ - по трубопроводу 19. В тех случаях, когда температура сырой нефти соответствует температуре ведения технологического процесса обезвоживания нефти, эмульсия из аппарата 2 по трубопроводу 18 подается в аппарат 6, минуя технологический насос 4 и подогреватель 5. Installation of oil and water treatment in the fields is as follows. Gas-saturated crude oil from the field through pipeline 1 enters the water separation apparatus 2. It separates free water, which is discharged through the water separation apparatus through pipeline 11. The remainder of the emulsion is transported through pipeline 3, into which a demulsifier is introduced through pipeline 17 before pump 4 , pump 4 is supplied to the heater 5 and then transferred to the oil and water preparation apparatus 6. The apparatus separates the emulsion into oil and wastewater, while the wastewater is discharged through line 12, and dehydrated I bypassed oil in gas extraction from the dry oil separator 7, in which the separation of the gas is produced. In this case, the separated gas is discharged through line 8, and the separated oil through line 9. Free water from the water separation apparatus 2 through line 11 through the nozzle 13 and wastewater from the oil and water preparation apparatus 6 through line 12 through the nozzle 14 is introduced into the water preparation apparatus 10. It carries out the selection of oil from wastewater; prepared wastewater is discharged through pipeline 15, trapped oil is temporarily or permanently taken through pipeline 16, and the separated gas is taken through pipeline 19. In cases where the temperature of the crude oil corresponds to the temperature of the oil dehydration process, the emulsion from the apparatus 2 is fed through pipeline 18 into apparatus 6, bypassing the process pump 4 and heater 5.
Полученные результаты при испытании предлагаемой и известной установок для подготовки нефти и воды на промыслах приведены в таблице. The results obtained when testing the proposed and known installations for the preparation of oil and water in the fields are shown in the table.
Как видно из таблицы, в сточной воде после предлагаемой установки содержится 40 мг/л нефти и 0,1 м3/м3 растворенного газа, а после известной установки соответственно 1600 мг/л и 0,3 м3/м3, что лучше по содержанию нефти в 40 раз и по содержанию газа в 3 раза. Расход деэмульгатора сокращается с 70-80 г/т нефти до 40-50 г/т.As can be seen from the table, the wastewater after the proposed installation contains 40 mg / l of oil and 0.1 m 3 / m 3 of dissolved gas, and after the known installation, respectively 1600 mg / l and 0.3 m 3 / m 3 , which is better 40 times the oil content and 3 times the gas content. Demulsifier consumption is reduced from 70-80 g / t of oil to 40-50 g / t.
Полученное качество сточной воды позволяет закачивать ее в продуктивные пласты без дополнительной очистки, т.е. исключить строительство специальных очистных сооружений и значительно снизить экологическую загрязненность объекта. The resulting quality of wastewater allows it to be pumped into productive formations without additional treatment, i.e. to exclude the construction of special treatment facilities and significantly reduce the environmental pollution of the facility.
Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки для подготовки нефти и воды на промыслах слагается за счет снижения металлоемкости и энергоемкости установки, повышения качества сточной воды в 40 раз по содержанию нефти и в 3 раза по содержанию газа, а также в результате снижения количества деэмульгатора в 1,6 раза и снижения материальных затрат за счет исключения строительства специальных очистных сооружений для сточной воды. The technical and economic efficiency of the proposed installation for the preparation of oil and water in the fields is composed by reducing the metal and energy consumption of the installation, improving the quality of wastewater by 40 times the oil content and 3 times the gas content, as well as by reducing the amount of demulsifier by 1, 6 times and lower material costs due to the exclusion of the construction of special treatment facilities for wastewater.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97106523/25A RU2135255C1 (en) | 1997-04-18 | 1997-04-18 | Plant to prepare oil and water at production sites |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97106523/25A RU2135255C1 (en) | 1997-04-18 | 1997-04-18 | Plant to prepare oil and water at production sites |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU97106523A RU97106523A (en) | 1999-04-20 |
| RU2135255C1 true RU2135255C1 (en) | 1999-08-27 |
Family
ID=20192254
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97106523/25A RU2135255C1 (en) | 1997-04-18 | 1997-04-18 | Plant to prepare oil and water at production sites |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2135255C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2525984C1 (en) * | 2013-08-26 | 2014-08-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Electrical desalting unit |
| RU2530030C1 (en) * | 2013-08-26 | 2014-10-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of oil treatment for processing |
| RU2643257C2 (en) * | 2015-10-16 | 2018-01-31 | Открытое акционерное общество "Институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Method of collecting and transporting multiphase mixture from remote well clusters |
-
1997
- 1997-04-18 RU RU97106523/25A patent/RU2135255C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2525984C1 (en) * | 2013-08-26 | 2014-08-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Electrical desalting unit |
| RU2530030C1 (en) * | 2013-08-26 | 2014-10-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method of oil treatment for processing |
| RU2643257C2 (en) * | 2015-10-16 | 2018-01-31 | Открытое акционерное общество "Институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Method of collecting and transporting multiphase mixture from remote well clusters |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7152682B2 (en) | Subsea process assembly | |
| CN104944619B (en) | Electric Desalting Wastewater deoiling method in heavy crude process | |
| CN202924875U (en) | Device for recovering waste slurry of petroleum bored well | |
| CN103210046B (en) | Water treatment in at least one membrane filtration unit for assisted recovery of hydrocarbons | |
| CN111040805B (en) | Crude oil pre-dehydration, deep dehydration and sewage oil removal integrated device and method | |
| CN103237765A (en) | Water treatment in at least one membrane filtration unit for enhanced hydrocarbon recovery | |
| RU2135255C1 (en) | Plant to prepare oil and water at production sites | |
| WO2011040839A1 (en) | Comprehensive cluster facility for dewatering oil and purifying and recovering associated formation water | |
| CN201842709U (en) | Skid-mounted sump oil and sewage pretreatment device | |
| RU2713544C1 (en) | Method for discharge of associated-produced water and gas separately in cluster of wells of oil deposit | |
| CN102976571B (en) | Method and device for recovering petroleum drilling waste mud | |
| RU2293843C2 (en) | Method for preparing aerated water for forcing into bed pressure support system and technological complex for realization of said method | |
| CN114922607B (en) | Oil field crude oil dehydration desalination collection and transportation process package | |
| RU122304U1 (en) | SYSTEM OF COLLECTION, TRANSPORT AND PREPARATION OF OIL, GAS AND WATER | |
| CN205222737U (en) | Multistage single pump air supporting of corridor formula deoiling device | |
| CN104609603B (en) | The clean integral treatment method of a kind of FPSO cargo tank oil sludge | |
| CN102689995A (en) | Method for treating and recycling oil-gas field produced water | |
| RU2158164C1 (en) | Plant for preparation of well production | |
| RU2239698C1 (en) | Method for preparing water for feeding into force wells | |
| RU2045982C1 (en) | Well production preparation plant | |
| CN207699398U (en) | Well-flushing liquid waste treating apparatus | |
| SU986448A1 (en) | Installation for preparing oil, gas and water | |
| SU1233898A1 (en) | System for separating gas from petroleum | |
| CN114873825B (en) | Waste mineral oil purifies effluent treatment plant | |
| RU2316376C1 (en) | Device for preliminary dehydration of bitumen |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060419 |