RU2283680C1 - Method for oil pre-conditioning at oil field - Google Patents
Method for oil pre-conditioning at oil field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283680C1 RU2283680C1 RU2005103701/15A RU2005103701A RU2283680C1 RU 2283680 C1 RU2283680 C1 RU 2283680C1 RU 2005103701/15 A RU2005103701/15 A RU 2005103701/15A RU 2005103701 A RU2005103701 A RU 2005103701A RU 2283680 C1 RU2283680 C1 RU 2283680C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- separator
- liquid mixture
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к процессам первичного обезвоживания нефти с использованием технологии дожимных насосных станций (ДНС), особенно в условиях отрицательных температур окружающей среды и повышенной обводненности продукции скважин.The invention relates to the field of oil field preparation, in particular to the processes of primary oil dehydration using the technology of booster pumping stations (BPS), especially in conditions of negative ambient temperatures and increased water cut of well products.
В условиях отрицательных температур окружающей среды процесс разделения продукции скважин (газожидкостной смеси), поступающей на ДНС, существенно ухудшается, т.к. со снижением температуры на порядок уменьшается разделение газожидкостной смеси на нефть, газ и воду. Для решения этой проблемы необходимо либо увеличивать дозировку дорогостоящего реагента-деэмульгатора, либо осуществлять дополнительный нагрев газожидкостной смеси, т.е. осуществлять операции подготовки нефти на нефтяных промыслах в сложных технологических установках, сооружение которых требует больших материальных и трудовых затрат.In conditions of negative ambient temperatures, the process of separation of the production of wells (gas-liquid mixture) entering the BPS significantly worsens, because with a decrease in temperature, the separation of the gas-liquid mixture into oil, gas, and water decreases by an order of magnitude. To solve this problem, it is necessary either to increase the dosage of the expensive demulsifier reagent, or to carry out additional heating of the gas-liquid mixture, i.e. to carry out operations for the preparation of oil in oil fields in complex technological installations, the construction of which requires large material and labor costs.
Известен способ подготовки нефти на промыслах, включающий выделение из газожидкостной смеси, поступающей от нефтедобывающих скважин, подтоварной воды и попутного нефтяного газа, направляемого потребителю или на факельную установку (Маринин Н.С. и др. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системе сбора. М.: Недра. - 1982. - с.16-18).A known method of preparing oil in the fields, including the allocation of a gas-liquid mixture from oil wells, produced water and associated petroleum gas sent to the consumer or to the flare unit (Marinin NS and others. Gas degassing and preliminary dehydration of oil in the collection system. M .: Subsoil. - 1982. - p.16-18).
Недостатком способа является значительное остаточное содержание воды в нефти (10-20%). Кроме того, в условиях отрицательных температур окружающего воздуха температура воды подогрева также снижается и качество разделения газожидкостной смеси на фазы нефть и воду ухудшается.The disadvantage of this method is the significant residual water content in oil (10-20%). In addition, under conditions of negative ambient temperatures, the temperature of the heating water also decreases and the quality of the separation of the gas-liquid mixture into oil and water phases deteriorates.
Известен способ промысловой подготовки нефти и устройство для его осуществления, включающий многоступенчатую сепарацию, при которой в поступающую на последних ступенях сепарации нефть подают выделенный на первой ступени сепарации газ в количестве 5-10% от общего газосодержания сырой нефти при подаче нефти в установку подготовки сырой нефти, а перед отправкой на товарную обработку в нее подают выделенный в результате общей сепарации газ, причем осуществляют газирование только нефтяной части микроскопическими пузырьками размером 0,1-0,2 мм в количестве 1-1,5% от объема поступающей жидкости (патент RU №2074953, Е 21 В 43/00, 1997).A known method of field oil preparation and a device for its implementation, including multi-stage separation, in which the oil released in the last stages of separation is supplied with gas released in the first stage of separation in the amount of 5-10% of the total gas content of crude oil when oil is supplied to the crude oil preparation unit and, before being sent for commercial processing, it is supplied with gas released as a result of general separation, and only the oil part is aerated with microscopic bubbles of 0.1-0.2 mm in size in an amount of 1-1.5% of the volume of the incoming liquid (patent RU No. 2074953, E 21 B 43/00, 1997).
Данный способ требует специального устройства для газирования нефти, что несет дополнительные материальные и трудовые затраты.This method requires a special device for aeration of oil, which carries additional material and labor costs.
В качестве прототипа выбран способ подготовки нефти на дожимных насосных станциях, включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, первую ступень сепарации газожидкостной смеси в присутствии реагента-деэмульгатора, а затем транспортирование нефти, газа и воды (Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений ВНТП 3-85 (Утверждены приказом Министерства нефтяной промышленности №32 от 10 января 1986 г. М.: 1985, с.22-46).As a prototype, the method of oil preparation at booster pumping stations was selected, which includes pumping a demulsifier reagent into a pipeline, the first stage of separating a gas-liquid mixture in the presence of a demulsifier reagent, and then transporting oil, gas and water (Norms for the technological design of facilities for the collection, transport, and oil preparation , gas and water of oil fields of VNTP 3-85 (Approved by order of the Ministry of Oil Industry No. 32 of January 10, 1986 M .: 1985, p.22-46).
Недостатком является значительно большое содержание воды в нефти после первичной сепарации (5-10%), а также большие затраты на применение реагента-деэмульгатора.The disadvantage is the significantly high water content in oil after primary separation (5-10%), as well as the high cost of using a demulsifier reagent.
Задачей изобретения является повышение эффективности промысловой подготовки нефти на дожимных насосных станциях перед ее подачей на товарную обработку.The objective of the invention is to increase the efficiency of field treatment of oil at booster pumping stations before it is submitted for commodity processing.
Технический результат заключается в повышении качества разделяемой газожидкостной смеси.The technical result is to improve the quality of the shared gas-liquid mixture.
Для получения такого технического результата в предлагаемом способе предварительной подготовки нефти на дожимных насосных станциях, включающем закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора, транспортирование нефти, газа и воды, дополнительно в блок сепараторов подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают 0,25-0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на величину 0,01 МПа.To obtain such a technical result, in the proposed method for the preliminary preparation of oil at booster pumping stations, including pumping a demulsifier reagent into a pipeline, a gas-liquid mixture separation process in a separator block in the presence of a demulsifier reagent, oil, gas and water are transported, and water is additionally supplied to the separator block heated to 100 ° C by the thermal energy released by the flare unit, while the pressure at the inlet of the separator block is maintained at 0.25-0.4 MPa, and the pressure from the separator to sep the radiator is reduced by a value of 0.01 MPa.
Для нагрева воды используют энергию утилизируемого с факельной установки попутного нефтяного газа. Ввод нагретой воды (подтоварной или сеноманской воды) непосредственно в газожидкостную смесь блока сепараторов способствует повышению качества разделяющихся фаз: нефть, газ и вода. При этом, поддерживая давление в сепараторе для данной категории нефти (легкая, тяжелая) на оптимальном уровне, обеспечивают минимальное остаточное содержание воды в нефти на выходе сепаратора при минимальной дозировке реагента-деэмульгатора. Нижний предел давления ограничивается необходимостью подачи газа в газопровод, если давление будет ниже заявляемого, то транспортировка газа будет затруднена. Верхний предел ограничивается следующим: чем выше давление, тем хуже идет разделение газожидкостной смеси в сепараторе, т.е. первичное обезвоживание нефти низкое. Кроме того, увеличение давления приводит к снижению дебита, особенно для фонтанных скважин.For heating water, the energy of associated petroleum gas recovered from the flare is used. The introduction of heated water (commercial or Cenomanian water) directly into the gas-liquid mixture of the separator block helps to improve the quality of the separated phases: oil, gas and water. At the same time, maintaining the pressure in the separator for this category of oil (light, heavy) at an optimal level, provide a minimum residual water content in the oil at the outlet of the separator with a minimum dosage of demulsifier reagent. The lower pressure limit is limited by the need to supply gas to the gas pipeline, if the pressure is lower than the declared pressure, gas transportation will be difficult. The upper limit is limited by the following: the higher the pressure, the worse the separation of the gas-liquid mixture in the separator, i.e. primary dehydration of oil is low. In addition, an increase in pressure leads to a decrease in flow rate, especially for fountain wells.
Понижение давления на 0,01 МПа от сепаратора к сепаратору объясняется понижением уровня жидкости в сепараторах, так как через каждый последующий сепаратор проходит только часть газожидкостной смеси предыдущего сепаратора. Указанное понижение давление обеспечивает требуемое качество нефти на выходе сепаратора.The decrease in pressure by 0.01 MPa from the separator to the separator is explained by a decrease in the liquid level in the separators, since only a part of the gas-liquid mixture of the previous separator passes through each subsequent separator. The specified decrease in pressure provides the required quality of oil at the outlet of the separator.
Предложенную многоступенчатую сепарацию (использование четырех последовательно соединенных сепараторов) предпочтительно применять при условии, когда обводненность нефти более 40%.The proposed multi-stage separation (the use of four series-connected separators) is preferably used provided that the water cut of the oil is more than 40%.
Таким образом, заявленные условия предварительной обработки нефти после первичной сепарации позволяют добиться содержания воды в нефти 0,8-1,5% и уменьшить количество вводимого реагента- деэмульгатора по меньшей мере в 2-3 раза по сравнению с известным (прототип).Thus, the stated conditions of oil pretreatment after primary separation make it possible to achieve a water content of 0.8-1.5% in oil and to reduce the amount of demulsifier reagent introduced by at least 2-3 times in comparison with the known one (prototype).
На чертеже приведена блок-схема предварительной подготовки нефти на дожимной насосной станции.The drawing shows a block diagram of preliminary preparation of oil at a booster pump station.
Схема реализации способа подготовки нефти содержит блок сепараторов 1, состоящий из четырех последовательно соединенных сепараторов 2, 3, 4 и 5. Вход блока сепараторов 1 соединен с помощью задвижки 6 с нефтесборным коллектором 7 и задвижки 8 с дозатором реагента-деэмульгатора 9. Выходы блока сепараторов 1 по нефтяному газу 10 соединены с помощью задвижки 11 с факельной установкой 12, выход блока сепараторов 1 по подтоварной воде 13 соединен с системой поддержания пластового давления (на чертеже не показано). Насос 14 соединен через задвижки 15 и 16 с трубным теплообменником 17 и через задвижку 18 - с нефтесборным коллектором 7. Выход блока сепараторов 1 по нефти (сепаратор 5) соединен через задвижку 19 с насосным агрегатом 20. Сепараторы 2, 3, 4 и 5 снабжены датчиками давления 21 и температуры 22 газожидкостной смеси и задвижками 23, 24 и 25. Гребенка 26 соединена через задвижку 6 с нефтесборным коллектором 7. Сепаратор 2 соединен через задвижку 27 с нефтесборным коллектором 7. Выход насоса 14 через задвижки 15 и 28 соединены с нефтесборным коллектором 7. Выход блока сепараторов 1 по нефтяному газу 10 соединен также через задвижку 29 с газопроводом 30. Насосный агрегат 20 соединен с напорным нефтепроводом 31.The implementation scheme of the oil preparation method comprises a separator unit 1, consisting of four separators 2, 3, 4 and 5 connected in series. The input of the separator unit 1 is connected by a valve 6 to an oil collecting manifold 7 and a valve 8 with a reagent-demulsifier dispenser 9. The outputs of the separator block 1 for oil gas 10 are connected using a valve 11 with a flare unit 12, the output of the separator block 1 for bottom water 13 is connected to a reservoir pressure maintenance system (not shown in the drawing). The pump 14 is connected through a valve 15 and 16 to a pipe heat exchanger 17 and through a valve 18 to an oil collector 7. The output of the separator unit 1 for oil (separator 5) is connected through a valve 19 to a pump unit 20. Separators 2, 3, 4 and 5 are equipped pressure sensors 21 and temperature 22 of the gas-liquid mixture and valves 23, 24 and 25. The comb 26 is connected through the valve 6 to the oil collector 7. The separator 2 is connected through the valve 27 to the oil collector 7. The output of the pump 14 through the valves 15 and 28 are connected to the oil collector 7. Separ block output tori 1 petroleum gas 10 is also connected through the valve 29 and the piping 30. The pump unit 20 is connected to the discharge pipeline 31.
Трубный теплообменник 17 выполнен из термостойких труб в виде витой пружины, расположенной в зоне термического воздействия факельной установки 12, и является сменным. В качестве насоса 14 используют центробежный насос низкого давления.The tube heat exchanger 17 is made of heat-resistant pipes in the form of a coil spring located in the heat affected zone of the flare unit 12, and is replaceable. As the pump 14 use a centrifugal pump low pressure.
Схема работает следующим образом. Газожидкостную смесь от нефтедобывающих скважин подают на гребенку 26 и далее через задвижку 6 - на нефтесборный коллектор 7. Дозатором 9 через задвижку 8 вводят реагент-деэмульгатор в нефтесборный коллектор 7. Воду из системы ППД насосом 14 с помощью задвижки 15, 16 и 28 подают для нагрева в трубный теплообменник 17. Воду, нагретую с помощью энергии факельной установки 12, через задвижки 18 подают в нефтесборный коллектор 7. Из нефтяного коллектора 7 смесь, состоящую из газожидкостной смеси скважин, и горячую воду через задвижку 27 подают на вход первого сепаратора 2. Давление газожидкостной смеси в блоке сепараторов 1 регулируют задвижками 23, 24 и 25 таким образом, что оно уменьшается по направлению движения нефти от сепаратора 2 к сепаратору 3 и т.д. на величину 0,01 МПа, причем давление на первом сепараторе 2 поддерживают на уровне 0,25-0,4 МПа, обеспечивающем минимальное отрицательное воздействие на добывающие скважины и возможность транспортировки газа по газопроводу 30. Нефтяной газ после сепаратора 5 подают через задвижку 11 на факельную установку 12 и через задвижку 29 на газопровод 30. Объем потребляемого газа на факельную установку 12 определяют расчетным путем. Полученную нефть после сепаратора 5 через задвижку 19 подают на вход насосного агрегата 20 и направляют в напорный нефтепровод 31. Воду после разделения газожидкостной смеси в блоке сепараторов 1 направляют в систему поддержания пластового давления (на чертеже не показано).The scheme works as follows. The gas-liquid mixture from oil wells is fed to comb 26 and then through the valve 6 to the oil collector 7. With a dispenser 9, a reagent demulsifier is introduced into the oil collector 7. Water from the PPM system is pumped by pump 14 using the valve 15, 16 and 28 for heating to the pipe heat exchanger 17. Water heated with the help of the energy of the flare unit 12 is supplied through the valves 18 to the oil collector 7. From the oil collector 7, a mixture consisting of a gas-liquid mixture of wells and hot water is supplied through the valve 27 to the input 2. Pressure separator liquid mixture in the separator unit 1 is controlled valves 23, 24 and 25 in such a manner that it decreases in the direction of movement of oil from the separator 2 into the separator 3, etc. by a value of 0.01 MPa, and the pressure on the first separator 2 is maintained at a level of 0.25-0.4 MPa, which provides the minimum negative impact on production wells and the possibility of transporting gas through gas pipeline 30. Oil gas after separator 5 is fed through a valve 11 to the flare unit 12 and through the valve 29 to the gas pipeline 30. The amount of gas consumed by the flare unit 12 is determined by calculation. The oil obtained after the separator 5 through the valve 19 is fed to the inlet of the pumping unit 20 and sent to the pressure oil pipe 31. Water after separation of the gas-liquid mixture in the separator block 1 is sent to the reservoir pressure maintenance system (not shown).
Пример 1. Исходные данные: нефтяное месторождение Первомайское ОАО «Томскнефть» - газожидкостную смесь с обводненностью 50%, плотностью нефти 0,84 г/см3, с температурой 5°С пропускают через блок сепараторов, состоящих из четырех последовательно соединенных сепараторов (см. блок-схему), в присутствии реагента- деэмульгатора «Дисолван 4411» в количестве 70 мг/л и нагретой до 95°С воды, давление на первом сепараторе поддерживают 0,4 МПа. После сепарации газожидкостной смеси содержание воды в нефти составляет 1,5 мг/л. Условия проведения эксперимента приведены в таблице.Example 1. Initial data: Pervomaiskoye oil field OAO Tomskneft - a gas-liquid mixture with a water cut of 50%, an oil density of 0.84 g / cm 3 , with a temperature of 5 ° C, is passed through a block of separators consisting of four series-connected separators (see block diagram), in the presence of the “demolvan 4411” demulsifier reagent in the amount of 70 mg / l and water heated to 95 ° C, the pressure on the first separator is maintained at 0.4 MPa. After separation of the gas-liquid mixture, the water content in oil is 1.5 mg / L. The experimental conditions are shown in the table.
Примеры №№2-7 проводят по примеру №1 согласно схеме реализации способа. Результаты исследований сведены в таблицу.Examples No. 2-7 carried out according to example No. 1 according to the implementation scheme of the method. The research results are summarized in table.
Как видно из таблицы, газожидкостная смесь при различных значениях температуры (пример №№1-7) и давлении на входе блока сепараторов 0,25-0,4 МПа и понижении давления от сепаратора к сепаратору на величину 0,01 МПа в присутствии различного количества реагента-деэмульгатора разделилась достаточно эффективно. Остаточное содержание воды в нефти на выходе блока сепараторов составляет 0,8-1,5%, что существенно меньше, чем по прототипу (5-10%).As can be seen from the table, the gas-liquid mixture at different temperatures (example No. 1-7) and the pressure at the inlet of the separator block 0.25-0.4 MPa and a decrease in pressure from the separator to the separator by 0.01 MPa in the presence of various amounts demulsifier reagent was divided quite efficiently. The residual water content in oil at the outlet of the separator block is 0.8-1.5%, which is significantly less than the prototype (5-10%).
В зимних условиях температура газожидкостной смеси снижается до 5°С, а в летних условиях температура газожидкостной смеси достигает 35°С.In winter conditions, the temperature of the gas-liquid mixture decreases to 5 ° C, and in summer conditions the temperature of the gas-liquid mixture reaches 35 ° C.
Ожидаемый экономический эффект при цене деэмульгатора (Дисолван 4411) 80 тыс.руб/т на 100 тыс.м3 нефти (при 50% обводненности) и снижении количества реагента-деэмульгатора на 30 мг/л воды составляет 30×100000×10-3=240000,0 руб.The expected economic effect at a demulsifier price (Disolvan 4411) of 80 thousand rubles / ton per 100 thousand m 3 of oil (at 50% water cut) and a decrease in the amount of demulsifier reagent by 30 mg / l of water is 30 × 100000 × 10 -3 = 240000.0 rub.
Таким образом, использование предложенного способа предварительной подготовки нефти на дожимных насосных станциях перед ее подачей на товарную обработку позволяет обеспечить эффективное разделение газожидкостной смеси и уменьшить дозировку реагента-деэмульгатора.Thus, the use of the proposed method for the preliminary preparation of oil at booster pumping stations before it is fed to commodity processing allows for efficient separation of the gas-liquid mixture and to reduce the dosage of the demulsifier reagent.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005103701/15A RU2283680C1 (en) | 2005-02-11 | 2005-02-11 | Method for oil pre-conditioning at oil field |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005103701/15A RU2283680C1 (en) | 2005-02-11 | 2005-02-11 | Method for oil pre-conditioning at oil field |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2283680C1 true RU2283680C1 (en) | 2006-09-20 |
Family
ID=37113803
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005103701/15A RU2283680C1 (en) | 2005-02-11 | 2005-02-11 | Method for oil pre-conditioning at oil field |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2283680C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496550C1 (en) * | 2012-06-01 | 2013-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Method of preliminary oil preparation at oil-fields at multistage separation |
-
2005
- 2005-02-11 RU RU2005103701/15A patent/RU2283680C1/en active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496550C1 (en) * | 2012-06-01 | 2013-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Method of preliminary oil preparation at oil-fields at multistage separation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20170057834A1 (en) | Water distilling and purifying unit and variants thereof | |
| CN104761090A (en) | Wastewater zero discharging multi-effect mechanical compression combined evaporation device and process | |
| RU2283680C1 (en) | Method for oil pre-conditioning at oil field | |
| CN112499710B (en) | Device and method for purifying ammonia water by using ammonia-containing wastewater | |
| WO2011040839A1 (en) | Comprehensive cluster facility for dewatering oil and purifying and recovering associated formation water | |
| CN208700784U (en) | Potato starch wastewater defoaming system | |
| RU2471853C1 (en) | Heavy oil treatment plant (versions) | |
| RU122304U1 (en) | SYSTEM OF COLLECTION, TRANSPORT AND PREPARATION OF OIL, GAS AND WATER | |
| RU2599157C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2412740C1 (en) | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide | |
| CN203781963U (en) | Wastewater zero discharging multi-effect mechanical compression combined evaporation device | |
| US10427068B2 (en) | Water distilling and purifying unit and variants thereof | |
| CN112691395A (en) | Multistage concentrated treatment facility | |
| RU2561775C1 (en) | Field preparation method of oil/gas/water mixture for transportation | |
| CN206288995U (en) | Equality of temperature step steam combination drive horizontal tube falling film evaporation device | |
| RU2646899C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2615699C1 (en) | System of collection, transportation and treatment of oil, gas and water | |
| CN105396310B (en) | One kind is used for chlorination, photochemical chemical industry liquid material dewatering process and device | |
| RU2597092C1 (en) | Method of preparing oil containing hydrogen sulphide | |
| RU2785428C1 (en) | Mobile oil treatment unit | |
| CN209940870U (en) | Ethylene glycol waste water aldehyde recovery system in ethylene oxide production | |
| CN220724051U (en) | Petroleum atmospheric and vacuum distillation device | |
| CN210885670U (en) | High-efficient emulsion MVR evaporation treatment system | |
| CN214059970U (en) | Steam condensate water recycling system | |
| CN210193454U (en) | A splitter for waste water evaporation retrieval and utilization |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |