RU2209961C1 - Method of well production separation and device for method embodiment - Google Patents
Method of well production separation and device for method embodiment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2209961C1 RU2209961C1 RU2001134040A RU2001134040A RU2209961C1 RU 2209961 C1 RU2209961 C1 RU 2209961C1 RU 2001134040 A RU2001134040 A RU 2001134040A RU 2001134040 A RU2001134040 A RU 2001134040A RU 2209961 C1 RU2209961 C1 RU 2209961C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- flow
- production
- liquid hydrocarbon
- separation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение, например, в технологии сепарации продукции скважины, которую поднимают из скважины в виде газожидкостной углеводородной эмульсии и, в частности, в виде газоводонефтяной эмульсии. The invention relates to the oil industry and may find application, for example, in a technology for separating well products that are raised from a well in the form of a gas-liquid hydrocarbon emulsion and, in particular, in the form of a gas-oil emulsion.
Общие вопросы технологии сепарации обводненной нефти (деэмульсации) изучены достаточно подробно и имеют широкое применение на практике (1). General issues of technology for the separation of waterlogged oil (demulsification) have been studied in sufficient detail and are widely used in practice (1).
Основной задачей при такой сепарации является удаление природных стабилизаторов с границы раздела фаз "нефть-вода", слияние капелек воды и гравитационный отстой укрупнившихся капель. The main task in this separation is the removal of natural stabilizers from the oil-water phase boundary, the merging of water droplets and the gravitational sediment of enlarged droplets.
Обычно добываемую из скважины продукцию, предварительно переработанную или, что бывает чаще, непереработанную (в исходном виде) сепарируют на термохимических установках при повышенных температурах с добавкой деэмульгаторов. Typically, products extracted from a well that are pre-processed or, more often, unprocessed (in their original form) are separated in thermochemical plants at elevated temperatures with the addition of demulsifiers.
Применяемые способы и устройства для сепарации обладают существенными недостатками, которые заключаются в том, что способы трудоемки и не всегда эффективны, а устройства металлоемки, имеют высокую стоимость и требуют значительных расходов энергии. Последнее объясняется тем, что известные решения для сепарации продукции скважины предусматривают высокие температуры. Кроме того, известные устройства требуют значительных расходов деэмульгатора. The applied methods and devices for separation have significant disadvantages, which are that the methods are time-consuming and not always effective, and the metal-consuming devices have a high cost and require significant energy consumption. The latter is explained by the fact that well-known solutions for the separation of well products include high temperatures. In addition, known devices require significant demulsifier costs.
Наиболее близким аналогом изобретения в части способа является способ сепарации продукции скважины, включающий ее подъем из скважины в виде газожидкостной углеводородной эмульсии, подогрев продукции, гидродинамическую обработку продукции в турбулентном режиме с разрушением природных стабилизаторов углеводородной эмульсии и отвод продуктов сепарации (2). The closest analogue of the invention in terms of the method is a method for separating well products, including lifting them from the well in the form of a gas-liquid hydrocarbon emulsion, heating the products, hydrodynamic processing of the products in a turbulent mode with the destruction of natural stabilizers of the hydrocarbon emulsion and removal of separation products (2).
Наиболее близким аналогом изобретения в части устройства является устройство для сепарации продукции скважины, включающее трубопровод для подачи продукции в виде газожидкостной углеводородной эмульсии, узел подогрева продукции, узел разрушения природных стабилизаторов жидкостной углеводородной эмульсии, имеющий суженную часть трубопровода, преобразователь потока продукции в виде цилиндра и расширенную часть трубопровода, узел отвода фаз продукции и трубопроводы, соединяющие узлы устройства (2). The closest analogue of the invention in terms of the device is a device for separating well products, including a pipeline for supplying products in the form of a gas-liquid hydrocarbon emulsion, a product heating unit, a destruction unit for natural stabilizers of a liquid hydrocarbon emulsion, having a narrowed portion of the pipeline, a product flow converter in the form of a cylinder and an expanded a part of the pipeline, a node for phase extraction of products, and pipelines connecting the nodes of the device (2).
Недостатком вышеописанных известных решений в части способа и устройства является их невысокая эффективность, большие затраты времени, а также большая металлоемкость необходимого оборудования для сепарации продукции скважины, обусловленная необходимостью применения ряда сложных сепараторов со ступенчатой сепарацией. The disadvantage of the above known solutions in terms of the method and device is their low efficiency, high time consumption, as well as the high metal consumption of the necessary equipment for the separation of well products, due to the need to use a number of complex separators with step separation.
Техническим результатом изобретения является упрощение способа и устройства с возможностью оперативного регулирования степени сепарации газа. The technical result of the invention is to simplify the method and device with the ability to quickly control the degree of gas separation.
Необходимый технический результат в части способа достигается тем, что в способе сепарации продукции скважины, включающем подъем продукции из скважины в виде газожидкостной углеводородной эмульсии, подогрев продукции, гидродинамическую обработку продукции в турбулентном режиме с разрушением природных стабилизаторов углеводородной эмульсии и отвод продуктов сепарации, согласно изобретению после гидродинамической обработки продукции в турбулентном режиме осуществляют дополнительную гидродинамическую обработку продукции с обеспечением гидродинамического режима течения жидкой фазы, характеризуемого числом Рейнольдса не более 10000, и с сепарацией основного количества попутной воды и газа от жидкой углеводородной фазы, при этом степень сепарации газа от жидкой углеводородной фазы регулируют давлением, при котором осуществляют дополнительную гидродинамическую обработку продукции. The necessary technical result in terms of the method is achieved by the fact that in the method for separating well products, including raising products from the well in the form of a gas-liquid hydrocarbon emulsion, heating the product, hydrodynamic processing of the product in a turbulent mode with the destruction of natural stabilizers of the hydrocarbon emulsion and removal of the separation products, according to the invention, after hydrodynamic processing of products in a turbulent mode carry out additional hydrodynamic processing of products with the hydrodynamic regime of the flow of the liquid phase, characterized by a Reynolds number of not more than 10,000, and with the separation of the main amount of associated water and gas from the liquid hydrocarbon phase, the degree of separation of gas from the liquid hydrocarbon phase is regulated by the pressure at which additional hydrodynamic processing of the product is carried out.
Кроме того:
сепарацию газа от жидкой углеводородной фазы осуществляют возможностью обеспечения линейной скорости газового потока не более 10 см/с;
степень сепарации газа от жидкой углеводородной фазы регулируют в зависимости от степени подвижности продукции скважины в транспортной магистрали;
степень сепарации газа от жидкой углеводородной фазы регулируют давлением газа в узле отвода газа.Moreover:
gas separation from the liquid hydrocarbon phase is carried out by the ability to provide a linear gas flow rate of not more than 10 cm / s;
the degree of gas separation from the liquid hydrocarbon phase is regulated depending on the degree of well production mobility in the transport line;
the degree of gas separation from the liquid hydrocarbon phase is controlled by the gas pressure in the gas outlet.
Необходимый технический результат в части устройства достигается тем, что устройство для сепарации продукции скважины, включающее трубопровод для подачи продукции в виде газожидкостной углеводородной эмульсии, узел подогрева продукции, узел разрушения природных стабилизаторов углеводородной эмульсии, имеющий суженную часть трубопровода, преобразователь потока продукции в виде цилиндра и расширенную часть трубопровода, узел отвода фаз продукции и трубопроводы, соединяющие узлы устройства, согласно изобретению это устройство снабжено дополнительным преобразователем потока продукции в виде горизонтально размещенного цилиндра, выполненного с возможностью обеспечения гидродинамического режима течения жидкой фазы, характеризуемого числом Рейнольдса не более 10000 и размещенного между узлом разрушения природных стабилизаторов углеводородной эмульсии и узлом отвода фаз продукции, и узлом регулирования сепарации газа в виде цилиндра, который размещен над дополнительным преобразователем потока продукции по всей его длине, сообщен с ним по его длине и имеет штуцер на выходе. The necessary technical result in terms of the device is achieved by the fact that a device for separating well products, including a pipeline for supplying products in the form of a gas-liquid hydrocarbon emulsion, a product heating unit, a destruction unit for natural hydrocarbon emulsion stabilizers, having a narrowed part of the pipeline, a product flow converter in the form of a cylinder, and the expanded part of the pipeline, the node phase diversion products and pipelines connecting the nodes of the device according to the invention, this device is equipped with but with an additional converter of the product flow in the form of a horizontally placed cylinder, made with the possibility of providing a hydrodynamic regime for the flow of the liquid phase, characterized by a Reynolds number of not more than 10,000 and placed between the destruction unit of natural stabilizers of the hydrocarbon emulsion and the phase extraction unit, and the gas separation control unit in the form of a cylinder , which is placed over an additional converter of the product flow along its entire length, is communicated with it along its length and has a fitting on Exit.
Кроме того:
узел отвода газа выполнен с возможностью обеспечения линейной скорости газового потока в нем не более 10 см/с;
трубопровод для подачи газожидкостной углеводородной эмульсии выполнен в виде трубопровода для подачи газоводонефтяной эмульсии;
узел отвода газа сообщен с дополнительным преобразователем потока продукции радиальными каналами;
узел отвода газа сообщен с дополнительным преобразователем потока продукции щелевым каналом.Moreover:
the gas outlet unit is configured to provide a linear velocity of the gas stream in it of not more than 10 cm / s;
a pipeline for supplying a gas-liquid hydrocarbon emulsion is made in the form of a pipeline for supplying a gas-oil-oil emulsion;
the gas outlet assembly is in communication with an additional converter of the product flow by radial channels;
the gas outlet assembly is in communication with an additional converter of the product flow by a slotted channel.
Сущность изобретения заключается в том, что по требованиям технологии, в ряде случаев, непосредственно в промысловых условиях не требуется предельно достижимого отделения воды от нефти. Поэтому необходимую степень сепарации представляется возможным выполнять непосредственно в промысловых условиях за счет так называемых эффектов внутритрубной деэмульсации при условии дополнительной гидродинамической обработки потока продукции скважины при другом гидродинамическом режиме с возможностью оперативного регулирования содержания газа в углеводородной жидкой фазе. В частном случае это представляется важным для организации, например, регулирования вязкости продукции скважины - важного показателя для обеспечения транспорта продукции по внутрипромысловым или магистральным трубопроводам. The essence of the invention lies in the fact that according to the requirements of the technology, in some cases, directly in the field, the maximum achievable separation of water from oil is not required. Therefore, it seems possible to carry out the necessary degree of separation directly in the field due to the so-called in-pipe demulsification effects, provided that the well production stream is additionally hydrodynamically processed under a different hydrodynamic regime with the possibility of operational control of the gas content in the hydrocarbon liquid phase. In the particular case, this seems to be important for the organization, for example, regulating the viscosity of well products — an important indicator for ensuring the transport of products through infield or trunk pipelines.
Устройство характеризуется наличием дополнительного узла - дополнительного преобразователя потока продукции скважины. При этом требования к узлу основного преобразователя потока продукции остаются прежними. Этот узел служит для разрушения природных стабилизаторов жидкостной углеводородной эмульсии на границе раздела фаз, в частности, представленных нефтью и водой. Это обеспечивается созданием в этом узле высокой турбулентности потока, характеризуемого числом Рейнольдса не менее 200000. Исходя из этого условия этот узел выполнен в виде цилиндра с длиной 5-10 его диаметров. Угол конусности суженной части трубопровода определяется условиями минимальных потерь давления при резком сужении потока. Расширенная часть трубопровода обеспечивает постепенный рост масштаба турбулентных пульсаций, увеличение вероятности столкновения тонкодисперсных капелек воды, лишенных природных стабилизаторов эмульсии, и их укрупнения с одновременным предупреждением вторичного передиспергировая укрупнившихся капель воды. Дополнительный узел - дополнительный преобразователь потока продукции выполнен в виде цилиндра (трубопровода) с диаметром, большим диаметра основного преобразователя потока продукции скважины. Дополнительный преобразователь потока продукции размещен горизонтально и выполнен с возможностью обеспечения ламинарного или, в крайнем случае, переходного гидродинамического режима потока (течения жидкой фазы), характеризуемого числом Рейнольдса не более 10000. В верхнюю часть дополнительного преобразователя потока поступает газовый поток (жирный газ) с капельной нефтью. Для отделения этой нефти служит узел отвода газа, помещенный над дополнительным преобразователем потока продукции. В связи с тем, что газ в процессе движения потока выделяется постоянно (не сразу весь и не только на начальном участке) предусмотрена возможность отбора газа на всей длине дополнительного преобразователя потока. Для этого узел отвода газа размещен над дополнительным преобразователем потока продукции по всей его длине и сообщен с ним по всей его длине. Таким образом, в дополнительном преобразователе потока через весь поток (в поперечном направлении и по длине) идет отвод газа в предназначенный для него узел. В результате в верхней части дополнительного преобразователя потока движется частично обезвоженная нефть с остаточным или проходящим через него газом. Количество газа в этой нефти пропорционально давлению в устройстве. В нижней части дополнительного через весь поток (в поперечном направлении и по длине) идет отвод газа в предназначенный для него узел. В результате в верхней части дополнительного преобразователя потока движется частично обезвоженная нефть с остаточным или проходящим через него газом. Количество газа в этой нефти пропорционально давлению в устройстве. В нижней части дополнительного преобразователя потока движется вода с капельной нефтью. В условиях созданного гидродинамического режима и под действием сил гравитации, проявляющихся при этом режиме, происходит фракционирование смеси. По существу дополнительный преобразователь потока узел выполняет роль горизонтального отстойника, в котором происходит отделение основного количества попутно извлекаемой воды и очистка ее от капельной нефти под действием сил гравитации. Кроме того, в нижней части узла дополнительного преобразования потока могут содержаться механические примеси в виде, например, песка, выносимого из скважины вместе с продукцией скважины. Эти примеси удаляются из устройства через узел отвода фракций (на чертеже условно не показано). Дополнительный преобразователь потока, выполненный в виде цилиндра, имеет диаметр (D, см) и длину (L, см), которые рассчитывают по следующим формулам:
где Re - число Рейнольдса (не более 10000);
Q - расход жидкой углеводородной фазы, см3/с;
V - линейная скорость жидкой углеводородной фазы, см/с;
η - вязкость углеводородной фазы, сПз;
τ - время пребывания углеводородной фазы в дополнительном преобразователе потока, сек.The device is characterized by the presence of an additional unit - an additional transducer of the well production stream. At the same time, the requirements for the assembly of the main converter of the product flow remain the same. This site serves to destroy the natural stabilizers of liquid hydrocarbon emulsions at the phase boundary, in particular, represented by oil and water. This is ensured by the creation of high flow turbulence in this unit, characterized by a Reynolds number of at least 200,000. Based on this condition, this unit is made in the form of a cylinder with a length of 5-10 diameters. The taper angle of the narrowed part of the pipeline is determined by the conditions of minimal pressure loss with a sharp narrowing of the flow. The extended part of the pipeline provides a gradual increase in the scale of turbulent pulsations, an increase in the likelihood of collision of finely dispersed water droplets devoid of natural emulsion stabilizers, and their coarsening while preventing a secondary redispersed coarsened water droplets. An additional unit - an additional converter of the product flow is made in the form of a cylinder (pipeline) with a diameter greater than the diameter of the main transducer of the well product flow. An additional converter of the product flow is placed horizontally and is configured to provide a laminar or, in extreme cases, transitional hydrodynamic flow regime (flow of the liquid phase), characterized by a Reynolds number of not more than 10,000. A gas stream (fatty gas) with a droplet enters the upper part of the additional stream converter oil. To separate this oil, a gas exhaust unit is used, which is placed above the additional converter of the product flow. Due to the fact that gas is constantly released during the flow (not all at once and not only in the initial section), it is possible to take gas along the entire length of the additional flow transducer. For this, the gas exhaust unit is placed over the additional converter of the product flow along its entire length and communicated with it along its entire length. Thus, in the additional flow transducer, gas is discharged through the entire flow (in the transverse direction and in length) to the assembly intended for it. As a result, partially dehydrated oil with residual or gas passing through it moves in the upper part of the additional flow converter. The amount of gas in this oil is proportional to the pressure in the device. In the lower part of the additional gas, gas flows through the entire flow (in the transverse direction and along the length) to the unit intended for it. As a result, partially dehydrated oil with residual or gas passing through it moves in the upper part of the additional flow converter. The amount of gas in this oil is proportional to the pressure in the device. At the bottom of the optional flow converter, water is dripping with drip oil. Under the conditions of the created hydrodynamic regime and under the action of gravitational forces that manifest themselves in this regime, the mixture is fractionated. Essentially, an additional flow converter, the unit acts as a horizontal settler, in which the main amount of water simultaneously extracted is removed and it is cleaned of droplet oil under the influence of gravitational forces. In addition, in the lower part of the additional stream conversion unit, mechanical impurities may be present in the form, for example, of sand removed from the well together with the well production. These impurities are removed from the device through a fraction removal unit (not shown conventionally in the drawing). An additional flow converter, made in the form of a cylinder, has a diameter (D, cm) and a length (L, cm), which are calculated by the following formulas:
where Re is the Reynolds number (not more than 10000);
Q is the flow rate of the liquid hydrocarbon phase, cm 3 / s;
V is the linear velocity of the liquid hydrocarbon phase, cm / s;
η is the viscosity of the hydrocarbon phase, cPz;
τ is the residence time of the hydrocarbon phase in the additional flow Converter, sec.
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
По способу осуществляют подъем продукции (газожидкостной углеводородной эмульсии) из скважины. Осуществляют подогрев продукции. После этого - гидродинамическую обработку продукции. Ее осуществляют в турбулентном режиме с переводом продукции скважины в иное состояние - с разрушением природных газа от жидкой углеводородной фазы регулируют давлением, при котором осуществляют дополнительную гидродинамическую обработку продукции. The method carries out the rise of production (gas-liquid hydrocarbon emulsion) from the well. Carry out heating products. After that - hydrodynamic processing of products. It is carried out in a turbulent mode with the transfer of the well products to a different state - with the destruction of natural gas from the liquid hydrocarbon phase, they are regulated by pressure at which additional hydrodynamic processing of the product is carried out.
Регулирование можно осуществлять давлением газа в узле отвода газа. Regulation can be carried out by gas pressure in the gas outlet.
Требования по степени сепарации газа могут быть различными. В частном случае степень сепарации газа от жидкой углеводородной фазы регулируют в зависимости от степени подвижности продукции скважины в транспортной магистрали. При больших гидравлических сопротивлениях в магистрали (больших давлениях) степень подвижности продукции (вязкость) снижают, например, снижением степени сепарации (отвода) газа. The requirements for the degree of gas separation can be different. In the particular case, the degree of gas separation from the liquid hydrocarbon phase is regulated depending on the degree of well production mobility in the transport line. At high hydraulic resistances in the line (high pressures), the degree of product mobility (viscosity) is reduced, for example, by a decrease in the degree of gas separation (removal).
Наиболее оптимальным ограничивающим условием, при котором осуществляют сепарацию газа, - обеспечение линейной скорости газового потока не более 10 см/с. The most optimal limiting condition under which gas is separated is to ensure a linear gas flow velocity of not more than 10 cm / s.
На чертеже представлен общий вид устройства. The drawing shows a General view of the device.
Устройство включает трубопровод 1 для подачи газожидкостной углеводородной эмульсии, узел подогрева продукции 2, узел разрушения природных стабилизаторов углеводородной эмульсии. Этот узел имеет суженную часть 3 трубопровода, преобразователь потока продукции в виде цилиндра 4 и расширенную часть 5 трубопровода. Имеются также узел отвода фаз 6 продукции и трубопроводы, соединяющие узлы устройства. В соответствии с изобретением устройство снабжено дополнительным преобразователем потока продукции. Он выполнен в виде горизонтально размещенного цилиндра 7, выполненного с возможностью обеспечения гидродинамического режима течения жидкой фазы, характеризуемого числом Рейнольдса не более 10000. Этот узел размещен между узлом разрушения природных стабилизаторов углеводородной эмульсии (точнее его расширенной частью 5) и узлом отвода фаз продукции 6. Над дополнительным преобразователем потока продукции размещен узел регулирования сепарации газа. Этот узел выполнен в виде цилиндра 8, который размещен над дополнительным преобразователем потока продукции 7 по всей его длине и сообщен с ним по всей его длине. На выходе узел отвода газа имеет штуцер 9. The device includes a pipe 1 for supplying a gas-liquid hydrocarbon emulsion, a product heating unit 2, a destruction unit of natural stabilizers of the hydrocarbon emulsion. This assembly has a narrowed portion 3 of the pipeline, a flow converter in the form of a cylinder 4, and an expanded portion 5 of the pipeline. There are also a node for the removal of phases 6 of the product and pipelines connecting the nodes of the device. In accordance with the invention, the device is equipped with an additional converter product flow. It is made in the form of a horizontally placed cylinder 7, made with the possibility of ensuring the hydrodynamic regime of the liquid phase flow, characterized by a Reynolds number of not more than 10,000. This node is located between the destruction unit of natural stabilizers of hydrocarbon emulsion (more precisely, its expanded part 5) and the phase extraction unit 6. A gas separation control unit is located above the additional product flow converter. This assembly is made in the form of a cylinder 8, which is placed over an additional converter of the product flow 7 along its entire length and communicated with it along its entire length. At the outlet, the gas outlet assembly has a fitting 9.
Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.
Принимают во внимание конкретные условия скважины. The specific conditions of the well are taken into account.
Например, в частном случае конкретная производительность скважины по жидкости составляет 10000 м3/сут, обводненность продукции - 62%, вязкость эмульсии, выходящей из скважины - 12 сПз. При времени пребывания жидкой углеводородной фазы (производной исходной эмульсии) в дополнительном узле преобразования потока 300 с определены параметры этого узла, а именно диаметр этого узла составляет 1220 мм, его длина - 29 м. Углеводородная продукция скважины, в частности промысловая смесь нефти и газа с водой в виде эмульсии, через предназначенный для этого трубопровод 1 поступает в узел подогрева продукции 2, где происходит ее нагрев до необходимой температуры. Трубопровод 1, в целях предотвращения образования в нем газогидратов, нарушающих проектный режим работы устройства, может быть также предусмотрен с обогревом или, по меньшей мере, с мероприятиями, предотвращающими резкие перепады температур, характерные для суровых климатических условий.For example, in a particular case, the specific productivity of the well in terms of liquid is 10,000 m 3 / day, the water cut of the product is 62%, and the viscosity of the emulsion exiting the well is 12 cPs. During the residence time of the liquid hydrocarbon phase (derivative of the initial emulsion) in an additional unit for converting a stream of 300 s, the parameters of this unit are determined, namely, the diameter of this unit is 1220 mm, its length is 29 m. The hydrocarbon production of the well, in particular the oil and gas field mixture with water in the form of an emulsion, through the pipe 1 intended for this, enters the product heating unit 2, where it is heated to the required temperature. The pipeline 1, in order to prevent the formation of gas hydrates in it, violating the design mode of operation of the device, can also be provided with heating, or at least with measures to prevent sudden temperature changes characteristic of harsh climatic conditions.
Далее продукция поступает в узел разрушения природных стабилизаторов углеводородной эмульсии 4-6, где под действием турбулентного гидродинамического режима происходит передиспергация эмульгированных капель воды с увеличением межфазной поверхности и удаление с нее природных стабилизаторов эмульсии. Затем по трубопроводу продукция поступает в дополнительный преобразователь потока продукции 10 в виде цилиндра длиной, в частном случае 29 м и диаметром 1220 мм. В нем за счет другого гидродинамического режима течения происходит отделение (до необходимого предела) основного количества попутно извлеченной воды и очистка ее от капельной нефти. Further, the product enters the site of destruction of natural stabilizers of hydrocarbon emulsion 4-6, where under the influence of a turbulent hydrodynamic regime there is a redispersion of emulsified water droplets with an increase in the interface and the removal of natural stabilizers of the emulsion from it. Then, through the pipeline, the product enters an additional converter of the product stream 10 in the form of a cylinder with a length, in particular, 29 m, and a diameter of 1220 mm. In it, due to another hydrodynamic flow regime, the main amount of water extracted in passing is separated (to the necessary limit) and it is cleaned of drip oil.
При этом режим сепарации газа от жидкой углеводородной фазы может быть отрегулирован в зависимости от требуемой вязкости продукции скважины, определяющей в свою очередь одни из основных параметров в транспортной магистрали (давление, расход, износ внутренней поверхности и пр.). In this case, the mode of gas separation from the liquid hydrocarbon phase can be adjusted depending on the required viscosity of the well production, which in turn determines some of the main parameters in the transport line (pressure, flow rate, wear of the inner surface, etc.).
В итоге, в условиях промысла может быть оперативно осуществлена, с минимальными затратами времени и средств, сепарация продукции скважины в устройстве, простом в изготовлении и эксплуатации. Отсепарированная таким образом продукция скважины считается подготовленной для дальнейшего внутрипромыслового транспорта или, в ряде случаев, для транспорта заказчику. As a result, in the conditions of the field it can be quickly carried out, with minimal time and money, the separation of well products in a device that is simple to manufacture and operate. The well production thus separated is considered prepared for further infield transport or, in some cases, for transport to the customer.
Источники информации
1. Патент РФ 2045982, 20.10.1995.Sources of information
1. RF patent 2045982, 10.20.1995.
2. Патент РФ 2149672, 27.05.2000. 2. RF patent 2149672, 05.27.2000.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001134040A RU2209961C1 (en) | 2001-12-18 | 2001-12-18 | Method of well production separation and device for method embodiment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001134040A RU2209961C1 (en) | 2001-12-18 | 2001-12-18 | Method of well production separation and device for method embodiment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2209961C1 true RU2209961C1 (en) | 2003-08-10 |
Family
ID=29246127
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001134040A RU2209961C1 (en) | 2001-12-18 | 2001-12-18 | Method of well production separation and device for method embodiment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2209961C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2540711C1 (en) * | 2014-04-28 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil dehydration method |
-
2001
- 2001-12-18 RU RU2001134040A patent/RU2209961C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2540711C1 (en) * | 2014-04-28 | 2015-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil dehydration method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1861580B1 (en) | Pipe separator inlet | |
| US6872239B2 (en) | Method and a system for separating a mixture | |
| US7906003B2 (en) | Subsea production system | |
| US4425239A (en) | Method and apparatus for oil-water separation | |
| CA2942594C (en) | Multiphase separation system | |
| US2342950A (en) | Treating tank | |
| US20090065431A1 (en) | In-line separator | |
| US1559115A (en) | Throttled outlet separator | |
| WO2005111372A1 (en) | System and method for the production or handling of heavy oil | |
| US4289204A (en) | Solar heat treating of well fluids | |
| RU2209961C1 (en) | Method of well production separation and device for method embodiment | |
| WO2004007908A1 (en) | Apparatus for separating water from oil | |
| KR20180035236A (en) | Bubble size monitoring and control | |
| US2692051A (en) | Water and oil separator | |
| US20180334621A1 (en) | Crude hydrocarbon fluids demulsification system | |
| RU135524U1 (en) | WATER PRELIMINARY DISCHARGE SYSTEM | |
| US10583373B2 (en) | Method and device for separation of liquids and gas with use of inclined and rounded holes or channels in the wall of a pipe | |
| Husveg et al. | Operational control of hydrocyclones during variable produced water flow rates—Frøy case study | |
| US1521309A (en) | Oil separator | |
| SU1737223A1 (en) | Method of transport of high viscosity crude oil jointly with casing-head gas and seam water | |
| RU2741296C1 (en) | Unit set for cluster separation | |
| RU186784U1 (en) | Coalescing element for the separation of water-oil mixture | |
| RU2252312C2 (en) | Separation plant | |
| US3050125A (en) | Apparatus for producing high pressure wells | |
| DE3428540A1 (en) | DEVICE FOR GENERATING CAVITATION |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091219 |