RU2333350C1 - Method of oil treatment - Google Patents
Method of oil treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2333350C1 RU2333350C1 RU2007133717/03A RU2007133717A RU2333350C1 RU 2333350 C1 RU2333350 C1 RU 2333350C1 RU 2007133717/03 A RU2007133717/03 A RU 2007133717/03A RU 2007133717 A RU2007133717 A RU 2007133717A RU 2333350 C1 RU2333350 C1 RU 2333350C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- dehydrators
- oil
- oil emulsion
- crude oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефтяной эмульсии на установках подготовки нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the preparation of oil emulsions in oil treatment plants.
Известен способ совместной подготовки разносортных нефтей путем подачи в серосодержащую нефть перед второй ступенью сепарации хелатообразующего агента совместно с горячей водой, сбрасываемой со ступени глубокого обезвоживания и обессоливания с последующим смешением разносортных нефтей и нагрева эмульсии перед ступенью сепарации (Патент РФ №2086755, кл. Е21В 43/00, опублик. 1997.08.10).A known method for the joint preparation of multi-grade oils by supplying a chelating agent to the sulfur-containing oil before the second stage of separation together with hot water discharged from the deep dehydration and desalination stage, followed by mixing the multi-grade oils and heating the emulsion before the separation stage (RF Patent No. 2086755, CL ЕВВ 43 / 00, published. 1997.08.10).
Известный способ позволяет за счет смешения нефтей готовить разносортные нефти, однако качество подготовки нефтей остается на невысоком уровне.The known method allows through the mixing of oils to prepare varietal oils, however, the quality of oil preparation remains at a low level.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, который включает подачу нефтяной эмульсии, поступающей с нефтепромыслов, в аппараты предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппаратах предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, холодную сепарацию газа из нефтяной эмульсии в буферных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии в теплообменниках и в печи, горячее обезвоживание нефтяной эмульсии на ступенях горячего отстоя, обессоливание нефтяной эмульсии в электродегидраторах с подачей в электродегидраторы через диспергатор пресной воды, подачу дренажной воды после горячего отстоя и электродегидраторов в начало процесса на аппараты предварительного сброса воды, подачу из электродегидраторов готовой нефти через теплообменники в буферные емкости готовой нефти, горячую сепарацию газа в буферных емкостях готовой нефти и откачку нефти потребителю. Аппараты предварительного сброса воды разделяют на две ступени. Первую ступень эксплуатируют в обычном режиме с подачей нефтяной эмульсии с промыслов на их вход и из аппаратов предварительного сброса воды в буферные емкости. Вторую ступень обвязывают параллельно первой ступени, исключают подачу нефтяной эмульсии, поступающей с промыслов, на вход второй ступени аппаратов предварительного сброса воды. Дренажную воду после горячего отстоя и электродегидраторов подают на вход второй ступени аппаратов предварительного сброса воды, не смешивая с водонефтяной эмульсией, поступающей с промыслов. Из второй ступени аппаратов предварительного сброса воды производят сброс части воды на очистные сооружения и подачу нефтяной эмульсии на вход буферных емкостей. Ввод дренажной воды на вход второй ступени аппаратов предварительного сброса воды осуществляют через нижний маточник-распределитель аппарата под слой водной подушки, а технологический процесс во второй ступени аппаратов предварительного сброса воды осуществляют при температуре 50-80°С (Патент РФ №2291960, Е21В 43/34, опублик. 2007.01.20 - прототип).Closest to the invention, the technical essence is a method for preparing oil, which includes the supply of oil emulsion from oil fields to water pre-discharge devices, separation of part of the water from oil emulsion in water pre-discharge devices and discharge of some water to treatment facilities, cold gas separation from an oil emulsion in buffer tanks, heating an oil emulsion in heat exchangers and in a furnace, hot dehydration of an oil emulsion at the steps of hot sludge, desalination of oil emulsions in electric dehydrators with the supply of fresh water to the electric dehydrators through the disperser, the drainage water after hot sludge and the electric dehydrators at the beginning of the process to the preliminary water discharge devices, the supply of finished oil from the dehydrators to the buffer tanks of the finished oil, hot gas separation in the buffer tanks of the finished oil and pumping oil to the consumer. Water pre-discharge devices are divided into two stages. The first stage is operated in the usual mode with the supply of oil emulsion from the fields to their entrance and from the apparatus for preliminary discharge of water into the buffer tanks. The second stage is tied in parallel with the first stage, the flow of oil emulsion from the fields to the input of the second stage of the preliminary water discharge devices is excluded. Drainage water after hot sludge and electric dehydrators is fed to the inlet of the second stage of the preliminary water discharge apparatus, without mixing with the oil-water emulsion coming from the fields. From the second stage of the preliminary water discharge apparatus, part of the water is discharged to the treatment plant and the oil emulsion is fed to the entrance of the buffer tanks. The input of drainage water to the entrance of the second stage of the preliminary water discharge apparatus is carried out through the lower mother liquor-distributor of the device under the layer of the water cushion, and the technological process in the second stage of the preliminary water discharge apparatus is carried out at a temperature of 50-80 ° C (RF Patent No. 2291960, Е21В 43 / 34, published. 2007.01.20 - prototype).
Известный способ позволяет подготовить нефть для транспортировки потребителю, однако свойства нефти по содержанию воды, солей и механических примесей не всегда удовлетворяют требованиям потребителя.The known method allows you to prepare oil for transportation to the consumer, however, the properties of oil in terms of water, salts and solids do not always satisfy the requirements of the consumer.
В предложенном изобретении решается задача подготовки нефти с кондиционными свойствами.The proposed invention solves the problem of preparing oil with conditioning properties.
Задача решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем подачу нефтяной эмульсии, поступающей с нефтепромыслов, в аппараты предварительного сброса воды, разделенные на две ступени, отделение на первой ступени части воды из нефтяной эмульсии в аппаратах предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, отделение на второй ступени основной части воды, подачу нефтяной эмульсии на вход буферных емкостей, холодную сепарацию газа из нефтяной эмульсии в буферных емкостях и частичное отделение воды и сброс ее на очистные сооружения, нагрев нефтяной эмульсии в печи, горячее обезвоживание нефтяной эмульсии на ступенях горячего отстоя, обессоливание нефтяной эмульсии в дегидраторах с подачей в дегидраторы пресной воды, подачу дренажной воды после горячего отстоя и дегидраторов в начало процесса на аппараты предварительного сброса воды, подачу из дегидраторов готовой нефти в теплообменники, сепарацию газа в десорберах и откачку нефти потребителю, согласно изобретению дополнительно подогретую пресную воду направляют на выход из системы горячего обессоливания и на вход сырьевого насоса перед нагревом в печи, туда же подают деэмульгатор, в качестве резервных дегидраторов используют 5 дегидраторов, соединенных в 2 секции, в первой секции три дегидратора соединяют трубопроводами параллельно с объединением всех выходов в один трубопровод, во второй секции два дегидратора соединяют параллельно с объединением выходов в один трубопровод, воду из дополнительного отстойника подают на вход буферных емкостей.The problem is solved in that in a method for preparing oil, comprising supplying an oil emulsion coming from oil fields, to water pre-discharge apparatuses, divided into two stages, separating at the first stage part of the water from the oil emulsion in the preliminary water discharging apparatus and discharging part of the water to treatment structures, separation at the second stage of the main part of the water, the supply of oil emulsion to the inlet of the buffer tanks, the cold separation of gas from the oil emulsion in the buffer tanks and the partial separation of water and its discharge to Pts facilities, heating the oil emulsion in the furnace, hot dehydration of the oil emulsion at the stages of hot sludge, desalting the oil emulsion in the dehydrators with fresh water supplied to the dehydrators, the drainage water after hot sludge and dehydrators at the beginning of the process to the water pre-discharge devices, and the flow from the dehydrators finished oil into heat exchangers, gas separation in the strippers and pumping oil to the consumer, according to the invention, additionally heated fresh water is directed to exit the hot salting and to the input of the feed pump before heating in the furnace, a demulsifier is also fed there, 5 dehydrators are used as backup dehydrators, connected in 2 sections, in the first section three dehydrators are connected by pipelines in parallel with the union of all outlets into one pipeline, in the second section two dehydrators connected in parallel with the combination of outputs in one pipeline, water from an additional sump is fed to the input of the buffer tanks.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Качественную очистку нефти после скважин в цехах подготовки сырья проводят различными способами, рассчитанными, в основном, на относительно стабильные показатели нефти по обводненности, содержанию солей и твердых взвешенных частиц (механических примесей). Однако при резком изменении свойств сырой нефти происходит выпуск нефти, не соответствующей нормативным показателям. Переналадка режимов работы оборудования происходит не сразу, что влечет выпуск некондиционной нефти в значительных объемах. В предложенном способе решается задача подготовки нефти с кондиционными свойствами даже при резком изменении свойств сырой нефти. Задача решается следующим образом.High-quality oil refining after wells in raw material preparation workshops is carried out in various ways, calculated mainly on relatively stable indicators of oil in terms of water cut, salt and suspended solids (mechanical impurities). However, with a sharp change in the properties of crude oil, oil is released that does not meet regulatory standards. The readjustment of the operating modes of the equipment does not occur immediately, which entails the production of substandard oil in significant volumes. The proposed method solves the problem of preparing oil with conditional properties even with a sharp change in the properties of crude oil. The problem is solved as follows.
На фиг.1 представлена установка подготовки нефти на промысле.Figure 1 shows the installation of oil preparation in the field.
Сырую нефть с цехов добычи нефти (ЦДНГ) подают в емкость холодного сброса пластовой воды 1, где происходит отделение части пластовой воды и газа, далее в теплообменник 2 и на установку предварительного сброса воды 3, где происходит сброс газа и части пластовой воды до обводненности водонефтяной эмульсии 8-20%. Далее водонефтяную эмульсию направляют на буферно-сепарационные емкости 4, где происходит сепарация газа и некоторая стабилизация неравномерного поступления сырья из цехов. Затем водонефтяную эмульсию направляют в буферные емкости 5 и 6 параллельно задействованные на случай ремонта, где проводят дальнейшую сепарацию газа и отделение воды. Емкость 6 установлена с небольшим углом наклона 3° к горизонту (номинальный уклон для равномерного распределения нагрузки на фундамент). В наклонной емкости происходит дегазация с отводом газа, а также сброс отстоявшейся воды в нижней наклонной части емкости, что позволяет на этом этапе избавиться от некоторого количества балласта и солей. После этого водонефтяную эмульсию насосом 7 из буферных емкостей 5 и 6 перекачивают на блок подогрева 8, нагревают и подают на блок обезвоживания и обессоливания, состоящий из 1-й ступени - 9, 2-й ступени - 10 и 3-й ступени - 11. Весь блок обезвоживания и обессоливания включает 8 рабочих дегидраторов, в которых нефтяную эмульсию обезвоживают до обводненности порядка 0,5% и обессоливают до содержания солей порядка 200 мг/л, при этом на вход второй ступени 10 в поток нефти вводят пресную воду для уменьшения концентрации солей. Параллельно блоку обезвоживания и обессоливания подключено 5 резервных дегидраторов 12 для сброса в них некондиционной нефти в случаях ухудшения качества поступающей нефти. После третьей ступени дегидраторов 11 для уменьшения концентрации солей в поток нефти подают пресную воду. Поток нефти направляют на дополнительные отстойники 13, откуда обезвожженную до 0,1% и обессоленную до содержания солей не более 100 мг/л нефть подают в теплообменник 14 для охлаждения нефти пресной водой и теплообменник 2 для охлаждения сырой нефтью. В теплообменниках 14 и 2 происходит теплообмен, в результате которого нефть охлаждается, а пресная вода и сырая нефть нагреваются. Охлажденная нефть с температурой 40-45°С самотеком поступает в верхнюю часть колонны десорбера 15, стекает по тарелкам десорбера и контактирует с углеводородным газом, движущимся противотоком. Нефть очищается от сероводорода. Готовую нефть собирают в буферной емкости 16, откуда насосом 17 направляют в систему измерения качества нефти 18 и далее потребителю.Crude oil from oil production workshops (ЦДНГ) is fed to the reservoir cold water discharge tank 1, where part of the formation water and gas is separated, then to the heat exchanger 2 and to the preliminary water discharge unit 3, where the gas and part of the produced water are discharged to the oil-water cut emulsions 8-20%. Next, the oil-water emulsion is sent to the buffer separation tanks 4, where gas is separated and some stabilization of the uneven flow of raw materials from the shops. Then the oil-water emulsion is sent to the buffer tanks 5 and 6 in parallel involved in case of repair, where they carry out further gas separation and water separation. Capacity 6 is installed with a small angle of inclination of 3 ° to the horizon (nominal slope for uniform distribution of load on the foundation). In an inclined tank, degassing occurs with gas removal, as well as the discharge of settled water in the lower inclined part of the tank, which allows you to get rid of a certain amount of ballast and salts at this stage. After that, the oil-water emulsion is pumped from the buffer tanks 5 and 6 to the heating unit 8, heated and fed to the dehydration and desalination unit, consisting of the 1st stage - 9, the 2nd stage - 10 and the 3rd stage - 11. The entire dehydration and desalination unit includes 8 working dehydrators, in which the oil emulsion is dehydrated to a water cut of about 0.5% and desalted to a salt content of about 200 mg / l, while fresh water is introduced into the oil stream at the input of the second stage 10 to reduce the salt concentration . In parallel with the dehydration and desalination unit, 5 standby dehydrators 12 are connected to discharge substandard oil in them in cases of deterioration in the quality of incoming oil. After the third stage of the dehydrators 11, fresh water is supplied to the oil stream to reduce the salt concentration. The oil flow is directed to additional settling tanks 13, from where the oil, dehydrated to 0.1% and desalted to a salt content of not more than 100 mg / l, is fed to a heat exchanger 14 for cooling oil with fresh water and a heat exchanger 2 for cooling with crude oil. In heat exchangers 14 and 2, heat exchange occurs, as a result of which the oil is cooled, and fresh water and crude oil are heated. Chilled oil with a temperature of 40-45 ° C by gravity enters the upper part of the column stripper 15, flows down the plates of the stripper and is in contact with a hydrocarbon gas moving in countercurrent. Oil is purified from hydrogen sulfide. The finished oil is collected in a buffer tank 16, from where it is sent by a pump 17 to the oil quality measuring system 18 and then to the consumer.
Пресную воду подогревают в теплообменнике 14, накапливают в буферной емкости 19 и подают насосом 20 на вход аппарата 10 и 13 и на вход насоса 7. При интенсивном смешении пресной воды с нефтью в насосе 7 происходит максимальное обессоливание нефти. Расход воды регулируется в зависимости от содержания солей в сырой нефти. Кроме того, на вход насоса 7 подают деэмульгатор, например дисольван, доуфакс, реапон и т.п. Углеводородный газ с сероводородом из десорбера 15 направляют на установку сероочистки газа (УТНГП) (управление «Татнефтегазпереработка») и обратно в десорбер 15. Газ из аппаратов 1, 3-6, 9-13, 15, 16 поступает на конденсатосборник 21. Конденсат газа из конденсатосборника 21 направляют в трубопровод сырой нефти перед установкой предварительного сброса воды 3, а газ - на установку сероочистки газа.Fresh water is heated in a heat exchanger 14, stored in a buffer tank 19 and fed by a pump 20 to the inlet of the apparatus 10 and 13 and to the inlet of the pump 7. With intensive mixing of fresh water with oil in the pump 7, the maximum desalination of oil occurs. Water consumption is regulated depending on the salt content in crude oil. In addition, a demulsifier, for example, disolvan, doufax, reapon, etc., is supplied to the input of the pump 7. Hydrocarbon gas with hydrogen sulfide from stripper 15 is sent to a gas desulphurization unit (UTNGP) (Tatneftegazpererabotka department) and back to stripper 15. Gas from apparatuses 1, 3-6, 9-13, 15, 16 is fed to condensate collector 21. Gas condensate from the condensate collector 21, they are sent to a crude oil pipeline before installing a preliminary discharge of water 3, and gas is sent to a gas desulfurization unit.
Дренажную воду из аппаратов 1, 3, 6 направляют на очистные сооружения 22 и далее в систему поддержания пластового давления. Дренажную воду из аппаратов 9-13 направляют на вход установки предварительного сброса воды 3.Drainage water from apparatuses 1, 3, 6 is directed to treatment facilities 22 and then to the reservoir pressure maintenance system. Drainage water from devices 9-13 is sent to the input of the preliminary water discharge unit 3.
Блок резервных дегидраторов 12 служит для приема некондиционной нефти в случаях ухудшения качества поступающей нефти на ступенях рабочих дегидраторов,Block backup dehydrators 12 is used to receive substandard oil in cases of deterioration in the quality of incoming oil at the stages of the working dehydrators,
В качестве резервного дегидратора 12 используют 5 дегидраторов, соединенных в 2 секции (фиг.2). В первой секции три дегидратора 12-1, 12-2 и 12-3 соединены трубопроводами параллельно с объединением всех выходов в один трубопровод, во второй секции два дегидратора 12-4 и 12-5 соединены параллельно с объединением выходов в один трубопровод (фиг.2)As a backup dehydrator 12 use 5 dehydrators connected in 2 sections (figure 2). In the first section, three dehydrators 12-1, 12-2 and 12-3 are connected by pipelines in parallel with the combination of all outlets in one pipeline, in the second section, two dehydrators 12-4, 12-5 are connected in parallel with the combination of outlets in one pipeline (Fig. 2)
Предусмотрены резервуары 23 с насосами 24, куда в случае появления некондиционной нефти для предупреждения ее попадания в общий коллектор откачивают некондиционную нефть. Резервуары 23 служат также для хранения готовой нефти и для ее охлаждения перед замером ее качества.Tanks 23 with pumps 24 are provided, where, in the event of the appearance of substandard oil, substandard oil is pumped out to prevent it from entering the common reservoir. Reservoirs 23 also serve to store the finished oil and to cool it before measuring its quality.
В результате удается подготовить нефть с кондиционными свойствами даже при резком изменении свойств сырой нефти.As a result, it is possible to prepare oil with conditional properties even with a sharp change in the properties of crude oil.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Подготавливают нефть в цехе подготовки сырья НГДУ "Альметьевнефть". Сырую нефть из цехов добычи нефти подают на установку холодного сброса пластовой воды 1 объемом 200 м3 и расходом 350 м3/час, где происходит отделение части пластовой воды и газа, далее в теплообменник 2 и на установку предварительного сброса воды 3 объемом 200 м3, где происходит сброс части пластовой воды до обводненности водонефтяной эмульсии 8-20%. Далее водонефтяную эмульсию направляют на буферно-сепарационные емкости 4 объемом по 200 м3 (2 шт.), где происходит сепарация газа и некоторая стабилизация неравномерного поступления сырья из цехов. Далее водонефтяную эмульсию направляют в буферные емкости 5 и 6 объемом 100 и 75 м3, где проводят дальнейшую сепарацию газа и отделение воды до обводненности 5-10%. Емкость 6 установлена с углом наклона, равным 3° к горизонту (номинальный уклон для равномерного распределения нагрузки на фундамент). В наклонной емкости происходит дегазация с отводом газа, а также сброс отстоявшейся воды в нижней наклонной части емкости, что позволяет на этом этапе избавиться от некоторого количества балласта и солей. Затем водонефтяную эмульсию насосом 7 перекачивают на блок подогрева 8, нагревают до 50-60°С и подают на блок дегидраторов, т.е. блок обезвоживания и обессоливания 9, 10 и 11, включающий 8 рабочих дегидраторов, резервные дегидраторы 12 (5 шт) и дополнительные отстойники 13 (2 шт), в которых нефтяную эмульсию обезвоживают до обводненности порядка 0,1% и обессоливают до содержания солей до 100 мг/л. Для уменьшения концентрации солей в поток нефти на вход аппаратов 10, 13 и на вход насоса 7 подают пресную воду, подогоретую в теплообменнике 14 и накопленную в емкости 19 насосом 20 с расходом 6-10 м3/ч. После обессоливания до содержания солей не более 100 мг/л и обезвоживания до 0,1% из отстойника 13 нефть направляют в теплообменник 14 для охлаждения нефти пресной водой и теплообменник 2, для охлаждения сырой нефтью. Охлажденная нефть с температурой 40-45°С самотеком поступает в верхнюю часть колонны десорбера 15, стекает по тарелкам десорбера и контактирует с углеводородным газом, движущимся противотоком. Нефть очищается от сероводорода. Готовую нефть собирают в буферной емкости 16, откуда насосом 17 направляют в систему измерения качества нефти 18 и далее потребителю.Oil is prepared in the workshop for the preparation of raw materials of NGDU Almetyevneft. Crude oil from the oil production workshops is fed to a cold discharge of formation water 1 with a volume of 200 m 3 and a flow rate of 350 m 3 / h, where part of the produced water and gas is separated, then to a heat exchanger 2 and a preliminary discharge of water 3 with a volume of 200 m 3 where there is a discharge of part of the produced water to the water content of the oil-water emulsion of 8-20%. Next, the oil-water emulsion is sent to buffer separation tanks 4 with a volume of 200 m 3 (2 pcs.), Where gas is separated and some stabilization of the uneven flow of raw materials from the shops. Next, the oil-water emulsion is sent to buffer tanks 5 and 6 with a volume of 100 and 75 m 3 , where further gas separation and water separation are carried out to a water cut of 5-10%. Capacity 6 is installed with an inclination angle of 3 ° to the horizontal (nominal slope for uniform distribution of the load on the foundation). In an inclined tank, degassing occurs with gas removal, as well as the discharge of settled water in the lower inclined part of the tank, which allows you to get rid of a certain amount of ballast and salts at this stage. Then, the oil-water emulsion is pumped by pump 7 to the heating unit 8, heated to 50-60 ° C and fed to the dehydrator block, i.e. the dehydration and desalination unit 9, 10 and 11, including 8 working dehydrators, standby dehydrators 12 (5 pcs) and additional settling tanks 13 (2 pcs), in which the oil emulsion is dehydrated to a water cut of about 0.1% and desalted to a salt content of up to 100 mg / l To reduce the concentration of salts in the oil stream at the inlet of the apparatus 10, 13 and at the inlet of the pump 7 serves fresh water, pre-heated in the heat exchanger 14 and accumulated in the tank 19 by the pump 20 with a flow rate of 6-10 m 3 / h. After desalting to a salt content of not more than 100 mg / l and dehydration to 0.1% from the sump 13, the oil is sent to a heat exchanger 14 for cooling oil with fresh water and a heat exchanger 2, for cooling with crude oil. Chilled oil with a temperature of 40-45 ° C by gravity enters the upper part of the column stripper 15, flows down the plates of the stripper and is in contact with a hydrocarbon gas moving in countercurrent. Oil is purified from hydrogen sulfide. The finished oil is collected in a buffer tank 16, from where it is sent by a pump 17 to the oil quality measuring system 18 and then to the consumer.
Пресную воду подогревают в теплообменнике 14, накапливают в буферной емкости 19 и подают насосом 20 на вход аппарата 10 и 13 и на вход насоса 7. При интенсивном смешении пресной воды с нефтью в насосе 7 происходит максимальное обессоливание нефти. Расход воды регулируется в зависимости от содержания солей в сырой нефти. Кроме того, на вход насоса 7 подают деэмульгатор - дисолван. Углеводородный газ с сероводородом из десорбера 15 направляют на установку сероочистки газа и обратно в десорбер 15. Газ из аппаратов 1, 3-6, 9-13, 15, 16 поступает на конденсатосборник 21. Конденсат газа из конденсатосборника 21 направляют в трубопровод сырой нефти перед установкой предварительного сброса воды 3, а газ - на установку сероочистки газа. До введения подачи пресной воды в насос 7 количество солей в нефти составляло в среднем 1500 мг/л. После введения подачи пресной воды в насос 7 с расходом до 2 м3/ч удается снизить количество солей в нефти до 400 мг/л. При повышении содержания солей увеличивают подачу пресной воды из расчета на каждые 300 мг/л солей по 1 м3/ч воды.Fresh water is heated in a heat exchanger 14, stored in a buffer tank 19 and fed by a pump 20 to the inlet of the apparatus 10 and 13 and to the inlet of the pump 7. With intensive mixing of fresh water with oil in the pump 7, the maximum desalination of oil occurs. Water consumption is regulated depending on the salt content in crude oil. In addition, the input of the pump 7 serves demulsifier - disolvan. Hydrocarbon gas with hydrogen sulfide from stripper 15 is sent to a gas desulphurization unit and back to stripper 15. Gas from apparatuses 1, 3-6, 9-13, 15, 16 is fed to a condensate collector 21. Gas condensate from a condensate collector 21 is sent to a crude oil pipeline before installation of a preliminary discharge of water 3, and gas - to a gas desulfurization unit. Before the introduction of fresh water into pump 7, the amount of salts in the oil averaged 1,500 mg / l. After introducing the supply of fresh water to the pump 7 with a flow rate of up to 2 m 3 / h, it is possible to reduce the amount of salts in oil to 400 mg / l. With an increase in the salt content, the supply of fresh water is increased at the rate of 1 m 3 / h of water for every 300 mg / l of salts.
Дренажную воду из аппаратов 1, 3, 6 направляют на очистные сооружения 22 и далее в систему поддержания пластового давления. Дренажную воду из аппаратов 9-13 направляют на вход установки предварительного сброса воды 3.Drainage water from apparatuses 1, 3, 6 is directed to treatment facilities 22 and then to the reservoir pressure maintenance system. Drainage water from devices 9-13 is sent to the input of the preliminary water discharge unit 3.
Блок резервных дегидраторов 12 служит для приема некондиционной нефти в случаях ухудшения качества поступающей нефти на ступенях рабочих дегидраторов.Block backup dehydrators 12 is used to receive substandard oil in cases of deterioration in the quality of incoming oil at the stages of the working dehydrators.
В качестве резервного дегидратора 12 используют 5 дегидраторов, соединенных в 2 секции. В первой секции три дегидратора 12-1, 12-2 и 12-3 объемом 200 м3 каждый соединены трубопроводами параллельно с объединением всех выходов в один трубопровод, во второй секции два дегидратора 12-4 и 12-5 объемом 200 м3 соединены параллельно с объединением выходов в один трубопровод.As a backup dehydrator 12 use 5 dehydrators connected in 2 sections. In the first section, three dehydrators 12-1, 12-2 and 12-3 with a volume of 200 m 3 are each connected by pipelines in parallel with the union of all outlets into one pipeline, in the second section, two dehydrators 12-4, 12-5 with a volume of 200 m 3 are connected in parallel with the combination of exits in one pipeline.
Предусмотрены резервуары 23 с насосами 24, куда в случае появления некондиционной нефти для предупреждения ее попадания в общий коллектор откачивают некондиционную нефть. Резервуары 23 служат также для хранения готовой нефти и для ее охлаждения перед замером ее качества.Tanks 23 with pumps 24 are provided, where, in the event of the appearance of substandard oil, substandard oil is pumped out to prevent it from entering the common reservoir. Reservoirs 23 also serve to store the finished oil and to cool it before measuring its quality.
В результате удается подготовить нефть с кондиционными свойствами даже при резком изменении свойств сырой нефти.As a result, it is possible to prepare oil with conditional properties even with a sharp change in the properties of crude oil.
В результате удается подготовить нефть с кондиционными свойствами.As a result, it is possible to prepare oil with conditioning properties.
Применение предложенного способа позволит подготовить нефть с кондиционными свойствами при резком изменении свойств сырой нефти.The application of the proposed method will prepare oil with conditional properties with a sharp change in the properties of crude oil.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007133717/03A RU2333350C1 (en) | 2007-09-10 | 2007-09-10 | Method of oil treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007133717/03A RU2333350C1 (en) | 2007-09-10 | 2007-09-10 | Method of oil treatment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2333350C1 true RU2333350C1 (en) | 2008-09-10 |
Family
ID=39866966
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007133717/03A RU2333350C1 (en) | 2007-09-10 | 2007-09-10 | Method of oil treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2333350C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101858207A (en) * | 2010-07-05 | 2010-10-13 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Detachable skid pressurizing integration system |
| CN101403288B (en) * | 2008-11-14 | 2012-03-07 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Prying supercharging integration method |
| RU2517660C1 (en) * | 2013-07-10 | 2014-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil treatment method |
| RU2724726C1 (en) * | 2019-10-15 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for preparation of complicated oil emulsion and installation for implementation thereof |
| RU2730776C1 (en) * | 2019-11-21 | 2020-08-25 | ООО "НПО "Уфанефтегазмаш" | Complex heating-utilization-recuperation installation |
-
2007
- 2007-09-10 RU RU2007133717/03A patent/RU2333350C1/en active
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101403288B (en) * | 2008-11-14 | 2012-03-07 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Prying supercharging integration method |
| CN101858207A (en) * | 2010-07-05 | 2010-10-13 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Detachable skid pressurizing integration system |
| CN101858207B (en) * | 2010-07-05 | 2013-07-31 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Detachable skid pressurizing integration system |
| RU2517660C1 (en) * | 2013-07-10 | 2014-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil treatment method |
| RU2724726C1 (en) * | 2019-10-15 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for preparation of complicated oil emulsion and installation for implementation thereof |
| RU2730776C1 (en) * | 2019-11-21 | 2020-08-25 | ООО "НПО "Уфанефтегазмаш" | Complex heating-utilization-recuperation installation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2333350C1 (en) | Method of oil treatment | |
| AU2006316465B2 (en) | A method for receiving fluid from a natural gas pipeline | |
| CA2815785C (en) | Heat recovery for bitumen froth treatment plant integration with temperature circulation loop circuits | |
| US9157035B1 (en) | Local produced oil dehydrator | |
| RU119389U1 (en) | INSTALLATION FOR PREPARATION OF GAS OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS FOR TRANSPORT | |
| CN109666508B (en) | Transformation method for improving economic operation period of hydrogenation device | |
| RU2471853C1 (en) | Heavy oil treatment plant (versions) | |
| RU2293843C2 (en) | Method for preparing aerated water for forcing into bed pressure support system and technological complex for realization of said method | |
| RU20469U1 (en) | INSTALLATION OF LOW TEMPERATURE GAS SEPARATION | |
| CN110616096B (en) | Integrated device for gas collection and treatment of natural gas | |
| RU2680601C1 (en) | Mobile unit for the preparation of intermediate layers of oily liquid | |
| RU2291960C1 (en) | Method for collecting and preparing drainage water | |
| RU2412740C1 (en) | Installation for treatment of oil containing carbon sulfide | |
| RU2495239C1 (en) | Method for preparation of gas from oil and gas condensate deposits for transportation and plant for its implementation | |
| RU2501944C1 (en) | Method for oil treatment and utilisation of associated gas | |
| RU2531310C1 (en) | Produced water discharge method at well pads | |
| RU2768863C1 (en) | Method for automatic control of inhibitor supply to prevent hydrate formation in low-temperature gas separation plants operated in the far north | |
| RU2135255C1 (en) | Plant to prepare oil and water at production sites | |
| WO2024007380A1 (en) | Electric desalting and dewatering process package for crude oil in oil refinery | |
| RU2045982C1 (en) | Well production preparation plant | |
| RU2525984C1 (en) | Electrical desalting unit | |
| RU2759496C1 (en) | Installation for stabilization, topping and dehydration of oil | |
| RU2765415C1 (en) | Method for preparing hydrocarbon gas for transport by the low-temperature separation method | |
| RU2721518C1 (en) | Mobile unit for processing emulsion intermediate layers of well products | |
| RU2171270C2 (en) | Method of recovery of stable condensate from natural gas |