RU2315644C1 - Method of collecting and preparing oil - Google Patents
Method of collecting and preparing oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2315644C1 RU2315644C1 RU2006113456/15A RU2006113456A RU2315644C1 RU 2315644 C1 RU2315644 C1 RU 2315644C1 RU 2006113456/15 A RU2006113456/15 A RU 2006113456/15A RU 2006113456 A RU2006113456 A RU 2006113456A RU 2315644 C1 RU2315644 C1 RU 2315644C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- desalination
- stage
- water
- volume
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам подготовки нефти и может быть использовано для разделения эмульсий.The proposal relates to the oil industry, in particular to methods for the preparation of oil and can be used to separate emulsions.
Известен способ сбора и подготовки продукции нефтяных скважин по схеме (см. Байков Н.М., Позднышев Т.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1981, с.81 - 83), включающей скважины, автоматическую замерную установку, блок дозирования реагента - деэмульгатора, сепаратор 1-й ступени, отстойный аппарат (или резервуар) предварительного обезвоживания нефти, насос сырой нефти, теплообменник, блок нагрева сырой нефти (печь), блок глубокого обезвоживания нефти, блок обессоливания (смеситель обезвоженной нефти с пресной водой, электродегидратор), сепаратор 2-й (горячей) ступени сепарации, резервуар товарной нефти, насос откачки товарной нефти. По данному способу предусмотрены: дополнительная подача реагента - деэмульгатора на прием насоса сырой нефти после ее предварительного обезвоживания, возврат горячей дренажной воды с блока глубокого обезвоживания в линию сырой нефти перед сепаратором 1-й ступени, а горячей опресненной воды из электродегидратора в линию предварительно обезвоженной нефти после теплообменника перед блоком глубокого обезвоживания нефти. Горячая нефть после блока обессоливания проходит через теплообменник, нагревая сырую нефть, и в охлажденном состоянии поступает в товарный резервуар, из которого откачивается потребителю. Пластовая вода, отделившаяся при разделении эмульсии в отстойных аппаратах ступени предварительного обезвоживания, поступает на блок очистки и подготовки воды для ее последующего использования в системе поддержания пластового давления (ППД). Нефтяные газы, отделившиеся на 1-й ступени (газ высокого давления) и 2-й - горячей - ступени (газ низкого давления), направляются на газоперерабатывающий завод.There is a method of collecting and preparing oil well products according to the scheme (see Baykov N.M., Pozdnyshev T.N., Mansurov R.I. Collection and field preparation of oil, gas and water. M., Nedra, 1981, p. 81 - 83), which includes wells, an automatic metering unit, a reagent-demulsifier dosing unit, a first-stage separator, a settling apparatus (or tank) for preliminary oil dehydration, a crude oil pump, a heat exchanger, a crude oil heating unit (furnace), a deep dehydration unit oil, desalination unit (dehydrated fresh water mixer st, electric dehydrator), a separator of the 2nd (hot) separation stage, a tank for salable oil, a pump for pumping salable oil. This method provides for: additional supply of a reagent - demulsifier to receive a crude oil pump after its preliminary dehydration, return of hot drainage water from a deep dehydration unit to a crude oil line in front of the 1st stage separator, and hot desalinated water from an electric dehydrator to a previously dehydrated oil line after the heat exchanger in front of the deep oil dehydration unit. Hot oil after the desalination unit passes through the heat exchanger, heating the crude oil, and when it is cooled, it enters the commodity tank from which it is pumped to the consumer. The produced water that separated during the separation of the emulsion in the settling apparatus of the pre-dewatering stage enters the water treatment and treatment unit for its subsequent use in the reservoir pressure maintenance system. Petroleum gases separated in the 1st stage (high pressure gas) and the 2nd - hot - stage (low pressure gas) are sent to the gas processing plant.
Одним из недостатков данного способа является недостаточно высокая эффективность разделения эмульсии той части сырой нефти, которая характеризуется повышенной концентрацией механических примесей и стабилизаторов, поскольку мера воздействия на любую порцию сырой нефти вне зависимости от ее физико-химических и реологических свойств одинакова.One of the disadvantages of this method is the insufficiently high efficiency of emulsion separation of that part of crude oil, which is characterized by an increased concentration of mechanical impurities and stabilizers, since the measure of influence on any portion of crude oil, regardless of its physicochemical and rheological properties, is the same.
Наиболее близким по техническому решению к предлагаемому изобретению является способ совместного сбора, подготовки нефти и переработки, утилизации нефтесодержащих шламов (патент RU 2189846 В01D 17/04, опубл. БИ №27 от 27.09.2002 г.), включающий подачу продукции из скважин на сепараторы первой и второй ступеней, сброс воды из резервуара предварительного сброса воды, обезвоживание и обессоливание, вывод промежуточного слоя из резервуара предварительного сброса воды с последующим нагревом его в теплообменнике и осуществление разделения его на нефть, воду и шлам в узле разделения фаз, причем перед нагревом промежуточного слоя в теплообменнике осуществляют смешение его в смесителе с нефтесодержащим шламом, который подают в смеситель заборным устройством из нефтешламонакопителя, при этом нагрев полученной смеси в теплообменнике проводят при температуре 90-135°С, а в качестве узла разделения фаз используют установку с создаваемым в ней эффектом гидроциклона, коалесценцией и вакуумным отпариванием углеводородной и твердой частей смеси, в которую подогретую смесь вводят тангенциально под давлением 1,6-2,0 атмосферы.Closest to the technical solution to the present invention is a method for the joint collection, preparation of oil and processing, disposal of oily sludge (patent RU 2189846 B01D 17/04, publ. BI No. 27 of 09/27/2002), including the supply of products from wells to separators the first and second stages, the discharge of water from the preliminary water discharge tank, dehydration and desalination, the output of the intermediate layer from the preliminary water discharge tank, followed by heating it in a heat exchanger and performing its separation into oil, s and sludge in the phase separation unit, and before heating the intermediate layer in the heat exchanger, it is mixed in the mixer with an oil-containing sludge, which is fed to the mixer by an oil sludge collector, while the resulting mixture is heated in a heat exchanger at a temperature of 90-135 ° C, and The unit with the hydrocyclone effect created in it, coalescence and vacuum stripping of the hydrocarbon and solid parts of the mixture into which the heated mixture is introduced tangentially under Aviation 1.6-2.0 atmosphere.
Одним из недостатков указанного способа является недостаточная эффективность проведения процессов глубокого обезвоживания и обессоливания нефти вследствие присутствия в достаточно большом количестве промежуточного слоя в технологических аппаратах.One of the disadvantages of this method is the insufficient efficiency of the processes of deep dehydration and desalination of oil due to the presence in a sufficiently large amount of an intermediate layer in technological devices.
Технической задачей изобретения является увеличение объема подготовленной до товарной кондиции нефти за счет сокращения количества промежуточного слоя благодаря разделению сырья на два потока - низко- и высококонцентрированной эмульсии, причем на высококонцентрированную эмульсию производится более интенсивное воздействие (время отстаивания, температура нагрева, объем дозирования реагентов-деэмульгаторов).An object of the invention is to increase the volume of oil prepared for commercial condition by reducing the amount of the intermediate layer due to the separation of the raw materials into two streams - a low and high concentrated emulsion, and a more intense effect is produced on the highly concentrated emulsion (settling time, heating temperature, dosing volume of demulsifiers )
Техническая задача решается предлагаемым способом, включающим подачу продукции скважин в сепаратор и резервуар ступени предварительного сброса воды, вывод жидкостей из резервуара предварительного сброса воды с последующим их нагревом, глубокое обезвоживание и обессоливание.The technical problem is solved by the proposed method, including the supply of well products to the separator and the reservoir of the preliminary water discharge stage, the withdrawal of liquids from the preliminary water discharge tank with their subsequent heating, deep dehydration and desalination.
Новым является то, что ступень предварительного сброса воды включает несколько соединенных параллельно резервуаров, каждый из которых последовательно функционирует в одном из режимов - «заполнение-отстой-выведение жидкости», причем при выведении жидкости верхние слои предварительно обезвоженной нефти, расположенные выше уровня промежуточного слоя, направляют после нагрева в аппараты ступени обессоливания, а нижние слои с промежуточным слоем после нагрева - в аппараты ступеней глубокого обезвоживания и обессоливания.What is new is that the preliminary water discharge stage includes several tanks connected in parallel, each of which sequentially operates in one of the “fill-sludge-liquid removal” modes, and when liquid is removed, the upper layers of pre-dehydrated oil located above the level of the intermediate layer, after heating, they are sent to the devices of the desalination stage, and the lower layers with an intermediate layer after heating are sent to the devices of the stages of deep dehydration and desalination.
На Фиг.1 приведена принципиальная технологическая схема.Figure 1 shows a schematic flow diagram.
На Фиг.2 показано распределение концентрации хлористых солей по высоте отстойника через 2 часа после заполнения.Figure 2 shows the distribution of the concentration of chloride salts along the height of the
На Фиг.3 показано распределение концентрации хлористых солей по высоте отстойника через 24 часа после заполнения.Figure 3 shows the distribution of the concentration of chloride salts along the height of the sump 24 hours after filling.
На Фиг.4 приведены данные по концентрации хлористых солей в верхних 2/3 объема отстойника через 2, 15, 24 ч статического отстаивания после заполнения.Figure 4 shows data on the concentration of chloride salts in the upper 2/3 of the volume of the sump after 2, 15, 24 hours of static sedimentation after filling.
Принципиальная технологическая схема поясняет сущность изобретения.Schematic diagram illustrates the essence of the invention.
Поступающая на подготовку продукция скважин 1 (Фиг.1) направляется в концевой делитель фаз (КДФ) 2 установки подготовки нефти (УПН), где происходит отделение и сброс свободной пластовой воды. Далее сырье через сепаратор второй ступени 3 поступает в резервуары предварительного сброса воды 4, каждый из которых работает в режиме последовательного заполнения, отстоя и выведения жидкости. Из резервуаров жидкость, являющаяся нефтью с объемной долей воды не более 1% (до 2/3 всего объема, поток I), насосом 5 направляется через теплообменник 6, печь 7 и после добавления через диспергатор 8 пресной промывочной воды поступает в аппарат ступени обессоливания (возможен электродегидратор) 9. Затем нефть после охлаждения в теплообменнике 6 направляется через сепаратор горячей ступени 10 в буферный резервуар 11. Остальное сырье из резервуаров 4 с промежуточным слоем (до 1/3 всего объема, поток II) обрабатывается посредством дозатора 13 реагентом-деэмульгатором и насосом 5А через теплообменник 6А, печь 7А, направляется в отстойники ступени обезвоживания 14 и далее после добавления через диспергатор 8А пресной промывочной воды в аппарат ступени обессоливания (возможен электродегидратор) 9А. Далее нефть для охлаждения проходит через теплообменник 6А, сепаратор горячей ступени 10 и поступает в буферный резервуар 11. Из буферного резервуара 11 товарная нефть, являющаяся смесью нефти потоков I и II, насосом внешней откачки 12 откачивается в систему магистральных нефтепроводов (на Фиг.1 не показаны).Coming to the preparation of the production of wells 1 (Figure 1) is sent to the end phase divider (KDF) 2 installation of oil treatment (UPN), where there is a separation and discharge of free formation water. Further, the raw material through the separator of the
Весь промежуточный слой, образующийся в аппаратах ступеней предварительного обезвоживания и обессоливания, собирается в отстойник ступени обезвоживания 14.The entire intermediate layer formed in the apparatus of the stages of preliminary dehydration and desalination is collected in the sump of the dehydration stage 14.
Пластовая вода, отделяющаяся в КДФ 2 и резервуарах предварительного сброса воды 4, направляется в резервуар очистных сооружений (OC1) 15. Дренаж из отстойника ступени обезвоживания 14 направляется в резервуар разделения промежуточного слоя (ОС2) 16. Дренаж из отстойников ступени обессоливания 9, 9А насосом 17 и пленочная нефть из резервуара очистных сооружений 15 насосом 18 подкачивается в поток жидкости, поступающей во входной патрубок насоса 5А (поток II). Промежуточный слой из резервуара 16 направляется насосом 19 на блок обработки промежуточных слоев.The produced water that separates in KDF 2 and in the preliminary
Отделяющийся в сепараторе второй ступени 3 газ направляется в газовую линию непосредственно. Выделившийся в резервуарах 4, 11, 15, 16 газ собирается посредством системы улавливания легких фракций (УЛФ) и поступает на компрессорную станцию (КС), откуда направляется по газовой линии на переработку.The gas separated in the separator of the
Сточная вода после очистки в резервуарах 15 и 16 направляется в систему ППД.Wastewater after treatment in
Для решения поставленной технической задачи производится разделение поступающего сырья по степени необходимого воздействия для получения товарной нефти. При этом выделяется часть сырья, благодаря более интенсивному воздействию на которое скорость накопления промежуточного слоя в аппаратах ступеней глубокого обезвоживания и обессоливания нефти снижается, что ведет к уменьшению его объема.To solve the technical problem, the incoming raw materials are divided according to the degree of the necessary impact for the production of marketable oil. At the same time, a part of the raw material is released, due to a more intense effect on which the rate of accumulation of the intermediate layer in the apparatus of the deep dehydration and desalination stages of oil decreases, which leads to a decrease in its volume.
Пример конкретного исполненияConcrete example
Проведенные эксперименты с сырьем, поступающим на вход установок подготовки нефти, позволили дать оценку возможности использования предлагаемого способа. Сущность экспериментов заключалась в следующем. На УПН отбиралось поступающее сырье. После статического отстаивания в течение заданного времени, составляющего 2, 15, 24 ч, производилось разделение жидкости на 6 проб по высоте отстойника, каждая из которых оценивалась по значениям параметров, определяющих качество подготовленной нефти, а именно: объемной доле эмульгированной воды и концентрации хлористых солей. Кроме того, в пробах замерялась концентрация сульфида железа, плотность, производился дисперсный анализ. В таблице 1 приведены данные замеров параметров сырья, а в таблице 2 - расчет скорости осаждения капель по формуле Стокса.The experiments with raw materials entering the input of the oil treatment facilities, allowed us to assess the possibility of using the proposed method. The essence of the experiments was as follows. At UPN, incoming raw materials were selected. After static sedimentation for a predetermined time of 2, 15, 24 hours, the liquid was divided into 6 samples according to the height of the sump, each of which was evaluated by the values of the parameters that determine the quality of the prepared oil, namely, the volume fraction of emulsified water and the concentration of chloride salts . In addition, the concentration of iron sulfide and density were measured in the samples, and disperse analysis was performed. Table 1 shows the measurement data of the parameters of raw materials, and table 2 shows the calculation of the rate of deposition of droplets according to the Stokes formula.
Как следует из данных, приведенных в таблице 2, при относительно невысокой объемной доле эмульгированной воды потенциальная возможность ее удаления под действием стоксовских сил для конкретных объектов неодинакова, что определяется совокупностью свойств эмульсии: вязкостью нефти, плотностью воды и нефти, диаметром капель эмульгированной воды. Это различие явно проявилось при небольшом времени отстаивания (2 ч), тогда как длительное выдерживание в статических условиях (24 ч) привело к концентрированию капель эмульгированной воды в нижних, придонных, слоях во всех пробах (Фиг.2, 3). При этом концентрация хлористых солей в нефти, составляющей верхние 2/3 объема отстойников, после 24-часового отстаивания составила от 92 до 333 мг/дм3, что дает основания оценить ее как достаточно хорошо подготовленную к обессоливанию (Фиг.4). Наименьшей концентрация хлористых солей была при невысокой вязкости нефти, высокой минерализации эмульгированной воды и незначительной доле мелких капель в ее составе («Бавлы, девон», см. табл.1, 2), наибольшей - в пробе, в которой доля мелких капель в составе эмульгированной воды была высокой («Акташ, девон», см. табл.1, 2). Для нефти «Нурлат, карбон» (см. табл.2) рассматриваемый вариант подготовки нефти трудноосуществим из-за ее высокой вязкости.As follows from the data given in table 2, with a relatively low volume fraction of emulsified water, the potential for its removal under the influence of Stokes forces for specific objects is not the same, which is determined by the combination of properties of the emulsion: viscosity of oil, density of water and oil, diameter of droplets of emulsified water. This difference was clearly manifested with a short settling time (2 hours), while prolonged exposure to static conditions (24 hours) led to the concentration of drops of emulsified water in the lower, bottom layers in all samples (Figs. 2, 3). In this case, the concentration of chloride salts in oil, which constitutes the upper 2/3 of the volume of sedimentation tanks, after 24-hour sedimentation, ranged from 92 to 333 mg / dm 3 , which gives grounds to evaluate it as sufficiently well prepared for desalination (Figure 4). The lowest concentration of chloride salts was with low oil viscosity, high salinity of emulsified water and a small proportion of small drops in its composition (Bavly, Devon, see Tables 1, 2), and the highest in the sample, in which the proportion of small drops in the composition emulsified water was high ("Aktash, Devon", see table 1, 2). For Nurlat, Carbon oil (see Table 2), the considered oil preparation option is difficult to implement due to its high viscosity.
Далее производилось определение условий, при которых возможно доведение до необходимого качества нефти (ГОСТ Р 51858-2002, 1 группа), являющейся верхними 2/3 (уровни 3-6 по высоте отстойника) и нижней 1/3 объема (соответственно уровни - 1-2) после длительного статического отстаивания. Для этого производились опыты по глубокому обезвоживанию и обессоливанию нефти после 15-и 24-часового статического отстаивания. Условия проведения и результаты экспериментов представлены в таблице 3. Из приведенных в таблице 3 данных видно, что концентрация хлористых солей в выделенном после статического отстаивания в течение 15 и 24 ч объеме нефти, составляющем до 2/3 всего обрабатываемого объема, может быть снижена до величины менее 100 мг/дм3 однократной обработкой пресной промывочной водой (ступень обессоливания) при массовой доле воды менее 0,5%. Соответственно увеличение времени отстаивания нижней 1/3 объема эмульсии, в которой при статическом отстаивании сконцентрировались капли эмульгированной воды, привело к возрастанию глубины ее обезвоживания.Next, we determined the conditions under which it is possible to bring to the required quality of oil (GOST R 51858-2002, group 1), which is the upper 2/3 (levels 3-6 in the height of the sump) and lower 1/3 of the volume (respectively, the levels are 1- 2) after prolonged static settling. For this, experiments were carried out on deep dehydration and desalination of oil after 15 and 24 hours of static sedimentation. The conditions and experimental results are presented in table 3. From the data in table 3 it is seen that the concentration of chloride salts in the volume of oil extracted after static sedimentation for 15 and 24 hours, up to 2/3 of the total treated volume, can be reduced to less than 100 mg / dm 3 by a single treatment with fresh wash water (desalination stage) with a mass fraction of water less than 0.5%. Accordingly, an increase in the settling time of the lower 1/3 of the emulsion volume, in which drops of emulsified water were concentrated during static sedimentation, led to an increase in the depth of its dehydration.
Таким образом, применение предлагаемого способа позволяет разделить предварительно обезвоженную нефть на объемы, которые характеризуются низкой и преимущественно высокой концентрацией эмульгированной воды и осуществить более интенсивное воздействие на объем, представляющий собой высококонцентрированную эмульсию, в результате чего замедляется скорость накопления, а следовательно, уменьшается и количество промежуточных слоев.Thus, the application of the proposed method allows to divide pre-dehydrated oil into volumes that are characterized by a low and predominantly high concentration of emulsified water and carry out a more intense effect on the volume, which is a highly concentrated emulsion, as a result of which the rate of accumulation is slowed down and, consequently, the number of intermediate layers.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа складывается из увеличения объема подготовленной до товарной кондиции нефти и уменьшения количества промежуточного слоя на 10% и более. Применение совмещенной технологии подготовки нефти и использование высокоэффективных низкотемпературных реагентов-деэмульгаторов позволяет в значительной степени завершить процессы массообмена и коалесценции капель до поступления сырья на установку подготовки нефти. При высокой степени разрушенности сырья оно может быть разделено на качественно различающиеся объемы, из которых больший будет представлен низкоконцентрированной, меньший - высококонцентрированной эмульсией. Такое разделение возможно после длительного статического отстаивания сырья, которое можно осуществить в резервуарах предварительного сброса воды. Режим статического отстаивания, позволяющий минимизировать восходящие потоки в этих резервуарах, приводит к переходу значительной части капель эмульгированной воды в нижние, придонные, слои. При этом в верхних слоях остается лишь незначительное количество капель, удаление которых не требует подготовки нефти по полному циклу. Благодаря этому появляется возможность увеличения времени отстаивания и при необходимости нагрева до более высокой температуры той части сырья, которая является высококонцентрированной эмульсией, вследствие чего создаются условия для повышения эффективности ее разделения и сокращения количества промежуточного слоя, требующего подготовки по автономной технологии на блоке обработки промежуточных слоев.The technical and economic efficiency of the proposed method consists of an increase in the volume of oil prepared to commodity condition and a decrease in the amount of the intermediate layer by 10% or more. The use of the combined technology of oil preparation and the use of high-performance low-temperature demulsifying reagents can significantly complete the processes of mass transfer and coalescence of droplets before raw materials arrive at the oil treatment unit. With a high degree of destruction of the raw material, it can be divided into qualitatively different volumes, of which the larger will be represented by a low concentration, the smaller by a highly concentrated emulsion. This separation is possible after prolonged static sedimentation of the raw materials, which can be carried out in tanks for preliminary discharge of water. The mode of static sedimentation, which allows to minimize the ascending flows in these tanks, leads to the transition of a significant part of the drops of emulsified water into the lower, bottom layers. At the same time, only a small number of drops remain in the upper layers, the removal of which does not require the preparation of oil in a full cycle. This makes it possible to increase the settling time and, if necessary, heat to a higher temperature that part of the raw material that is a highly concentrated emulsion, as a result of which conditions are created to increase the efficiency of its separation and reduce the amount of the intermediate layer, which requires autonomous preparation on the processing unit for the intermediate layers.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006113456/15A RU2315644C1 (en) | 2006-04-20 | 2006-04-20 | Method of collecting and preparing oil |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006113456/15A RU2315644C1 (en) | 2006-04-20 | 2006-04-20 | Method of collecting and preparing oil |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2315644C1 true RU2315644C1 (en) | 2008-01-27 |
Family
ID=39109952
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006113456/15A RU2315644C1 (en) | 2006-04-20 | 2006-04-20 | Method of collecting and preparing oil |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2315644C1 (en) |
-
2006
- 2006-04-20 RU RU2006113456/15A patent/RU2315644C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106590731B (en) | SAGD Produced Liquid closed processes devices and treatment process | |
Almukhametova et al. | Efficiency of preliminary discharge of stratum water in Tuymazinskoe oil field | |
CN106830586A (en) | A kind of drilling mud cavitation method handling process | |
US20140199453A1 (en) | Method and system for processing used cooking oil | |
US3953332A (en) | Purification of waste water containing organic and inorganic impurities | |
CN204918224U (en) | Oil field sewage treatment device | |
CN201526306U (en) | Energy-saving type separating, heating, precipitating and buffering integrated device | |
CN203048889U (en) | Effluent oil recycling device for oil field | |
RU2315644C1 (en) | Method of collecting and preparing oil | |
CN110078236A (en) | A kind of water treatment system and its processing method suitable for offshore oilfield platform | |
RU2332249C1 (en) | Method of treatment of heavy highly viscous oil | |
CN102218232B (en) | Oil-water separation method | |
CN205638413U (en) | Offshore oil field oil gas water gathering system | |
RU2473374C2 (en) | Method of collection and processing of oil well products | |
CN205528619U (en) | Oil plant effluent oil treatment system | |
RU2473373C1 (en) | Discharge phase separator | |
RU2759496C1 (en) | Installation for stabilization, topping and dehydration of oil | |
RU2721518C1 (en) | Mobile unit for processing emulsion intermediate layers of well products | |
RU2354431C1 (en) | Installation of field collection, transporting and primary preparation of oil and gas | |
RU2724726C1 (en) | Method for preparation of complicated oil emulsion and installation for implementation thereof | |
RU2189846C1 (en) | Method of joint collection and treatment of crude oil before processing and utilization of oil-containing slimes | |
CN217613073U (en) | Oil-water treatment simulation experiment device of oil field combined station | |
RU2283681C1 (en) | Oil preconditioning plant | |
CN220860873U (en) | Emulsified dirty oil purifying and recycling device | |
SU1029984A1 (en) | Unit for collecting and preparing oil |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160421 |