RU2527953C1 - Method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation - Google Patents

Method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation Download PDF

Info

Publication number
RU2527953C1
RU2527953C1 RU2013149380/03A RU2013149380A RU2527953C1 RU 2527953 C1 RU2527953 C1 RU 2527953C1 RU 2013149380/03 A RU2013149380/03 A RU 2013149380/03A RU 2013149380 A RU2013149380 A RU 2013149380A RU 2527953 C1 RU2527953 C1 RU 2527953C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
solvent
tank
water
emulsified
Prior art date
Application number
RU2013149380/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Наиль Габдулбариевич Ибрагимов
Айрат Рафкатович Рахманов
Ильшат Анасович Шарипов
Виталий Анатольевич Девляшов
Эдуард Набиуллович Шайдуллин
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2013149380/03A priority Critical patent/RU2527953C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2527953C1 publication Critical patent/RU2527953C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation includes placement of emulsified oil to a subsurface holding tank, dosing of oil solvent to the subsurface holding tank in the ratio from 1:100 up to 1:1 of the emulsified oil volume, pumping by a pump through a metering unit to the surface tank, delivery of demulsifying agent in dose of 50-5000 g/t at section from the pump up to the surface tank into the flow of pumped liquid by a dosing unit, heating the mix of emulsified oil, solvent and demulsifying agent in the heat exchanger, passage of the heated mix of complicated emulsified oil, solvent and demulsifying agent in the surface tank through the coiled heat exchanger, deflector of the liquid flow with layering into oil with solvent and water, separation of mechanical impurities, separate recovery of oil with solvent, water and mechanical impurities, delivery of oil with solvent depending on the permitted level of water content in crude oil flow for further preparation as per the conventional scheme at the oil preparation plant or for repeat treatment to the subsurface tank.
EFFECT: providing controlled process and increasing degree of emulsified oil layering.
1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле.The invention relates to the oil industry and may find application in the preparation of oil in the oil field.

Известен способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев, включающий подачу нефтяной эмульсии в резервуар с расходом 0,5-1 м3/ч через слой сточной воды той же нефтяной залежи с минерализацией менее предела насыщения с температурой 20-30°C и толщиной слоя сточной воды 6-8 м. В резервуаре производят отделение нефти и направление на вход установки подготовки нефти (Патент РФ №2256791, кл. E21B 43/34, опубл. 20.07.2005).A known method of processing an oil emulsion of intermediate layers, comprising feeding an oil emulsion to a tank with a flow rate of 0.5-1 m 3 / h through a layer of wastewater of the same oil deposit with a salinity of less than the saturation limit with a temperature of 20-30 ° C and a thickness of the wastewater layer 6-8 m. Oil is separated in the tank and directed to the input of the oil treatment unit (RF Patent No. 2256791, class E21B 43/34, published on July 20, 2005).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды, включающий подачу в резервуар в сточную воду, имеющую сверху слой стойкой нефтяной эмульсии, вещества, способствующего разделению стойкой нефтяной эмульсии, в качестве вещества, способствующего разделению стойкой нефтяной эмульсии, используют газолин, который вводят в сточную воду с расходом 0,1-15 м3/ч при перепаде давлений между линией подачи газолина и давлением в резервуаре от 0,2 до 1,1 МПа с объемной долей подаваемого газолина от 1 до 30% от объема стойкой нефтяной эмульсии, при этом температуру в резервуаре поддерживают в пределах от 2 до 50°C, а из резервуара отводят нефть и сточную воду (Патент РФ №2386663, кл. E21B 43/34, опубл. 20 04 2010 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of treating an oil emulsion of intermediate layers of capacitive equipment for the preparation of oil and water, comprising feeding into the tank in wastewater having a layer of resistant oil emulsion on top, a substance that promotes the separation of resistant oil emulsion, as a substance that promotes separation stand oil emulsion using gasoline that is introduced into the effluent at a rate of 0.1-15 m 3 / h at a differential pressure between the supply line and gasoline by deposition in the tank from 0.2 to 1.1 MPa with a volume fraction of gasoline supplied from 1 to 30% of the volume of persistent oil emulsion, while the temperature in the tank is maintained in the range from 2 to 50 ° C, and oil and sewage are removed from the tank water (RF Patent No. 2386663, class E21B 43/34, publ. 20 04 2010 - prototype).

Общим недостатком известных способов является невозможность воздействия на нефтяную эмульсию иначе как по месту ее образования и накопления, что затрудняет контроль за состоянием нефтяной эмульсии, приводит к неполному разделению нефтяной эмульсии на нефть и воду.A common disadvantage of the known methods is the impossibility of influencing the oil emulsion other than at the place of its formation and accumulation, which makes it difficult to control the state of the oil emulsion, leading to incomplete separation of the oil emulsion into oil and water.

В предложенном изобретении решается задача обеспечения контролируемого процесса и повышения степени разделения нефтяной эмульсии.The proposed invention solves the problem of providing a controlled process and increasing the degree of separation of the oil emulsion.

Задача решается тем, что в способе обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды производят помещение нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость, дозирование в подземную накопительную емкость растворителя нефти в соотношении от 1:100 до 1:1 к объему нефтяной эмульсии, перекачивание насосом через узел учета в наземную емкость, на участке от насоса до наземной емкости в поток перекачиваемой жидкости с помощью дозаторной установки подачу деэмульгатора в дозировке 50-5000 г/тонну, нагревание смеси нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике, прохождение нагретой смеси нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в наземной емкости через теплообменник в виде змеевика, отражатель потока жидкости с расслоением на нефть с растворителем и воду, отделение механических примесей, раздельный отбор нефти с растворителем, воды и механических примесей, подачу нефти с растворителем в зависимости от допустимого уровня содержания воды в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти либо на повторную подготовку в подземную емкость.The problem is solved in that in the method of processing the oil emulsion of the intermediate layers of the capacitive equipment for oil and water treatment, the oil emulsion is placed in an underground storage tank, dosed into the underground storage tank of an oil solvent in a ratio of 1: 100 to 1: 1 to the volume of the oil emulsion, pumping the pump through the metering unit to the ground tank, in the area from the pump to the ground tank into the flow of the pumped liquid using a metering unit, the supply of a demulsifier in a dosage of 50-5000 g / ton, heating inserting a mixture of oil emulsion, solvent and demulsifier in a heat exchanger, passing a heated mixture of oil emulsion, solvent and demulsifier in a ground tank through a coil in the form of a coil, a liquid flow reflector with separation into oil with solvent and water, separation of solids, separate selection of oil with solvent water and mechanical impurities, the supply of oil with a solvent, depending on the permissible level of water content in the flow of crude oil for further preparation according to the traditional scheme at installation of oil treatment or re-training in an underground tank.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Нефтяная эмульсия промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды - устойчивая эмульсия нефти и воды, стабилизированная механическими примесями и (или) продуктами реакции (веществами), применяемыми при различных методах увеличения нефтеотдачи пластов. С течением времени практически не разделяется на составляющие ее компоненты: нефть, воду и механические примеси (вещества). Существующие технические решения решают вопрос разделения такой осложненной нефтяной эмульсии (ОНЭ) лишь частично без контроля за процессом. В предложенном изобретении решается задача обеспечения контролируемого процесса и повышения степени разделения нефтяной эмульсии. Задача решается с помощью устройства, представленного на фиг.1.Oil emulsion of intermediate layers of capacitive equipment for oil and water treatment is a stable emulsion of oil and water stabilized by mechanical impurities and (or) reaction products (substances) used in various methods of increasing oil recovery. Over time, it is practically not divided into its constituent components: oil, water and mechanical impurities (substances). Existing technical solutions solve the problem of separation of such a complicated oil emulsion (ONE) only partially without process control. The proposed invention solves the problem of providing a controlled process and increasing the degree of separation of the oil emulsion. The problem is solved using the device shown in Fig.1.

На фиг.1 представлено устройство для обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды.Figure 1 presents a device for processing an oil emulsion of intermediate layers of capacitive equipment for the preparation of oil and water.

Устройство включает узел переключения 1, подземную накопительную емкость 2 с входным распределительным коллектором 3, перегородкой для удерживания механических примесей 4, полупогружными насосами 5, уровнемерами 6, датчиками предельного уровня 7, узел учета 8, наземную емкость 9, дозаторную установку 10, теплообменник 11, источник тепловой энергии 12, узел контроля качества 13, узел переключения 14. Наземная емкость 9 оборудована теплообменником в виде змеевика 14, отражателем потока жидкости 15 в виде плиты, перегородкой для удержания механических примесей 16, отдельными патрубками для вывода механических примесей, отделившейся воды и нефти (не показаны).The device includes a switching unit 1, an underground storage tank 2 with an inlet distribution manifold 3, a baffle for holding mechanical impurities 4, semi-submersible pumps 5, level gauges 6, limit level sensors 7, metering unit 8, ground tank 9, metering unit 10, heat exchanger 11, thermal energy source 12, quality control unit 13, switching unit 14. Ground tank 9 is equipped with a heat exchanger in the form of a coil 14, a liquid flow reflector 15 in the form of a plate, a partition to hold mechanical impurities 16, separate nozzles for the withdrawal of mechanical impurities, separated water and oil (not shown).

Устройство подготовки нефти работает следующим образом.The oil preparation device operates as follows.

ОНЭ поступает через узел переключения 1 в подземную накопительную емкость 2. В подземную накопительную емкость 2 дозируют растворитель парафинов нефти в соотношении от 1:100 до 1:1 к объему ОНЭ, в качестве которого может быть использован нефтяной дистиллят, газовый конденсат, продукты нефтепереработки и т.д. Далее насосом 5 через узел учета 8 ОНЭ перекачивают в наземную емкость 9. На участке от насоса 5 до емкости 9 в поток жидкости с помощью дозаторной установки 10 подают деэмульгатор в дозировке 50-5000 г/тонну. Далее ОНЭ, обработанная растворителем и деэмульгатором, поступает в теплообменник 11, в котором за счет теплообмена с жидкостью (паром) с более высокой температурой, поступающей от источника тепловой энергии 12, происходит нагрев ОНЭ. После теплообменника 11 ОНЭ поступает в наземную емкость 9. В емкости 9, представляющей собой горизонтальный отстойник, ОНЭ проходит через теплообменник в виде змеевика 14 и сразу ударяется об отражатель потока жидкости 15. Таким образом, ОНЭ нагревается при прохождении сквозь теплообменник в виде змеевика 14 и при движении между теплообменником 14 и отражателем в виде плиты 15. Нагревание и одновременное изменение направления потока на 90 градусов при контактировании ОНЭ с теплообменником 14 с отражателем 15 способствует выпадению из ОНЭ механических примесей. Перегородка для удержания механических примесей 16 способствует накоплению механических примесей в наземной емкости 9. Дальнейшее нахождение ОНЭ в емкости 9 приводит к разделению ОНЭ на нефть и воду. Через отдельные патрубки из емкости 9 выводят механические примеси, воду и нефть. Нефть после емкости 9 поступает через узел контроля качества 13 на узел переключения 14, на котором потоки нефти в зависимости от допустимого уровня содержания воды направляются либо в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти, либо на повторную подготовку в подземную емкость 2.The ONE enters through the switching unit 1 into the underground storage tank 2. In the underground storage tank 2, a solvent of oil paraffins is dosed in a ratio of 1: 100 to 1: 1 to the volume of the ONE, which can be used as oil distillate, gas condensate, oil products and etc. Next, the pump 5 through the metering unit 8 ONE is pumped into the ground tank 9. In the area from the pump 5 to the tank 9, a demulsifier in a dosage of 50-5000 g / ton is fed into the fluid stream using a metering unit 10. Next, the ONE, treated with a solvent and a demulsifier, enters the heat exchanger 11, in which the heating of the ONE occurs due to heat exchange with a liquid (steam) with a higher temperature coming from the heat energy source 12. After the heat exchanger 11, the ONE enters the ground tank 9. In the tank 9, which is a horizontal settler, the ONE passes through the heat exchanger in the form of a coil 14 and immediately hits the reflector of the fluid flow 15. Thus, the ONE is heated when passing through the heat exchanger in the form of a coil 14 and when moving between the heat exchanger 14 and the reflector in the form of a plate 15. Heating and a simultaneous change in the direction of flow by 90 degrees when the ONE is in contact with the heat exchanger 14 with the reflector 15 contributes to the loss of mechanical impurities. The partition for retaining mechanical impurities 16 contributes to the accumulation of mechanical impurities in the ground tank 9. Further location of the ONE in the tank 9 leads to the separation of ONE into oil and water. Through separate nozzles from the tank 9 remove mechanical impurities, water and oil. Oil after tank 9 enters through a quality control unit 13 to a switching unit 14 where oil flows, depending on the permissible level of water content, are directed either to the crude oil stream for further preparation according to the traditional scheme at an oil preparation unit, or for re-preparation into an underground tank 2.

В результате удается провести контролируемый процесс ОНЭ достижением полного разделения на нефть и воду.As a result, it is possible to conduct a controlled ONE process by achieving complete separation into oil and water.

Примеры конкретного выполненияCase Studies

Пример 1. Проводят разделение ОНЭ на нефть и воду. ОНЭ имеет следующие характеристики: 150 м3 ОНЭ поступает через узел переключения 1 в подземную накопительную емкость 2 объемом 200 м3. В подземную накопительную емкость 2 дозируют растворитель нефти - нефтяной дистиллят в соотношении 1:50 к объему ОНЭ. Насосом 5 через узел учета 8 ОНЭ перекачивают в наземную емкость 9 объемом 100 м3. На участке от насоса 5 до емкости 9 в поток жидкости с помощью дозаторной установки 10 подают деэмульгатор - СНПХ-4802 в дозировке 3000 г/тонну. Далее ОНЭ, обработанная растворителем и деэмульгатором, поступает в теплообменник 11, в котором за счет теплообмена с паром происходит нагрев ОНЭ до температуры 55°C. После теплообменника 11 ОНЭ поступает в наземную емкость 9. В емкости 9 ОНЭ проходит через теплообменник в виде змеевика 14 и сразу ударяется об отражатель потока жидкости 15, нагревается при прохождении сквозь теплообменник в виде змеевика 14 и при движении между теплообменником 14 и отражателем в виде плиты 15 до температуры 60°C. Из ОНЭ выпадают механические примеси. Перегородка для удержания механических примесей 16 способствует накоплению механических примесей в наземной емкости 9. Дальнейшее нахождение ОНЭ в емкости 9 приводит к полному разделению ОНЭ на нефть и воду. Через отдельные патрубки из емкости 9 выводят механические примеси, воду и нефть. Нефть после емкости 9 поступает через узел контроля качества 13 на узел переключения 14, на котором потоки нефти направляются в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти.Example 1. Spend the separation of ONE into oil and water. ONE has the following characteristics: 150 m 3 ONE enters through the switching unit 1 into the underground storage tank 2 with a volume of 200 m 3 . An oil solvent is dosed into the underground storage tank 2 — oil distillate in a ratio of 1:50 to the volume of ONE. The pump 5 through the metering unit 8 ONE is pumped into a ground tank 9 with a volume of 100 m 3 . In the area from the pump 5 to the tank 9, a demulsifier — SNPCH-4802 at a dosage of 3000 g / ton is fed into the fluid stream using a metering unit 10. Next, the ONE, treated with a solvent and a demulsifier, enters the heat exchanger 11, in which, due to heat exchange with steam, the ONE is heated to a temperature of 55 ° C. After the heat exchanger 11, the ONE enters the ground tank 9. In the tank 9, the ONE passes through the heat exchanger in the form of a coil 14 and immediately hits the reflector of the fluid flow 15, heats up when passing through the heat exchanger in the form of a coil 14 and when moving between the heat exchanger 14 and the reflector in the form of a plate 15 to a temperature of 60 ° C. Mechanical impurities fall from ONE. The partition for retaining mechanical impurities 16 contributes to the accumulation of mechanical impurities in the ground tank 9. Further location of the ONE in the tank 9 leads to the complete separation of ONE into oil and water. Through separate nozzles from the tank 9 remove mechanical impurities, water and oil. The oil after the tank 9 enters through the quality control unit 13 to the switching unit 14, where oil flows are sent to the crude oil stream for further preparation according to the traditional scheme at the oil treatment unit.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Дозирование в подземную накопительную емкость 2 растворителя нефти - газового конденсата - проводят в соотношении 1:100 к объему нефтяной эмульсии. На участке от насоса 5 до наземной емкости 9 в поток перекачиваемой жидкости с помощью дозаторной установки 10 производят подачу деэмульгатора в дозировке 50 г/тонну.Example 2. Perform as example 1. Dosing in an underground storage tank 2 of an oil solvent - gas condensate - is carried out in a ratio of 1: 100 to the volume of the oil emulsion. In the area from the pump 5 to the ground tank 9, a demulsifier is dispensed in a dosage of 50 g / ton into the flow of the pumped liquid using a metering unit 10.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Дозирование в подземную накопительную емкость 2 растворителя нефти - широкой фракции легких углеводородов - проводят в соотношении 1:1 к объему нефтяной эмульсии. На участке от насоса 5 до наземной емкости 9 в поток перекачиваемой жидкости с помощью дозаторной установки 10 производят подачу деэмульгатора в дозировке 5000 г/тонну.Example 3. Perform as example 1. Dosing in an underground storage tank 2 of an oil solvent - a wide fraction of light hydrocarbons - is carried out in a ratio of 1: 1 to the volume of the oil emulsion. In the area from the pump 5 to the ground tank 9, a demulsifier in a dosage of 5000 g / ton is supplied to the flow of the pumped liquid using a metering unit 10.

Нефть после емкости 9 поступает через узел контроля качества 13 на узел переключения 14, на котором потоки нефти направляются на повторную подготовку в подземную емкость 2. После повторной подготовки вся нефть направляется в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти.The oil after tank 9 enters through the quality control unit 13 to the switching unit 14, where oil flows are sent for re-treatment to the underground tank 2. After the second preparation, all oil is sent to the crude oil stream for further preparation according to the traditional scheme at the oil preparation unit.

В результате удается провести контролируемый процесс ОНЭ достижением полного разделения на нефть и воду.As a result, it is possible to conduct a controlled ONE process by achieving complete separation into oil and water.

Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения контролируемого процесса и повышения степени разделения нефтяной эмульсии.The application of the proposed method will solve the problem of ensuring a controlled process and increase the degree of separation of oil emulsions.

Claims (1)

Способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды, включающий помещение нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость, дозирование в подземную накопительную емкость растворителя нефти в соотношении от 1:100 до 1:1 к объему нефтяной эмульсии, перекачивание насосом через узел учета в наземную емкость, на участке от насоса до наземной емкости в поток перекачиваемой жидкости с помощью дозаторной установки подачу деэмульгатора в дозировке 50-5000 г/тонну, нагревание смеси нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике, прохождение нагретой смеси осложненной нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в наземной емкости через теплообменник в виде змеевика, отражатель потока жидкости с расслоением на нефть с растворителем и воду, отделение механических примесей, раздельный отбор нефти с растворителем, воды и механических примесей, подачу нефти с растворителем в зависимости от допустимого уровня содержания воды в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти либо на повторную подготовку в подземную емкость. A method for processing an oil emulsion of intermediate layers of capacitive equipment for oil and water treatment, including placing an oil emulsion in an underground storage tank, dosing an oil solvent in an underground storage tank in a ratio of 1: 100 to 1: 1 to the volume of the oil emulsion, pumping it through a metering unit in ground tank, in the area from the pump to the ground tank into the flow of the pumped liquid using a metering unit, the supply of a demulsifier in a dosage of 50-5000 g / ton, heating the mixture of oil emulsion phase, solvent and demulsifier in a heat exchanger, the passage of a heated mixture of complicated oil emulsion, solvent and demulsifier in a ground tank through a coil in the form of a coil, a liquid flow reflector with separation into oil with solvent and water, separation of solids, separate selection of oil with solvent, water and mechanical impurities, the supply of oil with solvent, depending on the permissible level of water content in the crude oil stream for further preparation according to the traditional scheme at the installation of Preparations of oil or on the re-training in the underground tank.
RU2013149380/03A 2013-11-07 2013-11-07 Method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation RU2527953C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013149380/03A RU2527953C1 (en) 2013-11-07 2013-11-07 Method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013149380/03A RU2527953C1 (en) 2013-11-07 2013-11-07 Method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2527953C1 true RU2527953C1 (en) 2014-09-10

Family

ID=51540186

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013149380/03A RU2527953C1 (en) 2013-11-07 2013-11-07 Method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2527953C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2678589C1 (en) * 2018-10-01 2019-01-30 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of complex processing of an intermediate layer stabilized by iron sulfide
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
GB2552099B (en) * 2015-02-27 2021-05-12 Halliburton Energy Services Inc Solvent-induced separation of oilfield emulsions

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2830957A (en) * 1954-09-27 1958-04-15 Phillips Petroleum Co Emulsion breaking in crude oil desalting operations
RU2017792C1 (en) * 1991-02-12 1994-08-15 Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method of rupture of intermediate emulsion layer
RU2090238C1 (en) * 1994-09-28 1997-09-20 Черек Алексей Михайлович Method of treating crude oil at oil fields
RU2256791C1 (en) * 2004-07-28 2005-07-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for processing oil emulsion of intermediate layers
RU2386663C1 (en) * 2009-06-16 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Treatment method of oil emulsion of interlayers of capacitive equipment of preparation of oil and water

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2830957A (en) * 1954-09-27 1958-04-15 Phillips Petroleum Co Emulsion breaking in crude oil desalting operations
RU2017792C1 (en) * 1991-02-12 1994-08-15 Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method of rupture of intermediate emulsion layer
RU2090238C1 (en) * 1994-09-28 1997-09-20 Черек Алексей Михайлович Method of treating crude oil at oil fields
RU2256791C1 (en) * 2004-07-28 2005-07-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for processing oil emulsion of intermediate layers
RU2386663C1 (en) * 2009-06-16 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Treatment method of oil emulsion of interlayers of capacitive equipment of preparation of oil and water

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2552099B (en) * 2015-02-27 2021-05-12 Halliburton Energy Services Inc Solvent-induced separation of oilfield emulsions
RU2678589C1 (en) * 2018-10-01 2019-01-30 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of complex processing of an intermediate layer stabilized by iron sulfide
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

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN108291158B (en) Supercritical water process for upgrading petroleum-based compositions while reducing plugging
US11034893B2 (en) Desalting plant systems and methods for enhanced tight emulsion crude oil treatment
US10260007B2 (en) Desalter operation
EP3257565B1 (en) Method and apparatus for strengthening oil-water separation and coupled desalting functions in cold low pressure separator
RU2527953C1 (en) Method for treatment of interlayer emulsified oil in tanks and vessels for water and oil preparation
TWI548731B (en) Methods and systems for processing crude oil
TWI538723B (en) Methods and systems for processing crude oil using cross-flow filtration
CN204447409U (en) Water-oil separating and coupling demineralizer in a kind of strengthening cold low separator
US2273915A (en) Process of desalting petroleum
RU2386663C1 (en) Treatment method of oil emulsion of interlayers of capacitive equipment of preparation of oil and water
RU2471853C1 (en) Heavy oil treatment plant (versions)
US10414988B2 (en) Methods of treating a stream comprising crude oil and water
US10323200B2 (en) System and method for providing separation of natural gas from oil and gas well fluids
US11745121B2 (en) Inline demulsification device
CN206463528U (en) Online washing fractionation tower top follows system
RU2412740C1 (en) Installation for treatment of oil containing carbon sulfide
CN106693430A (en) Online water washing fractioning tower top cycle system
CN111607431A (en) Online desalting device and method for fractionating tower top circulation system
RU2694770C1 (en) Method for processing bottom sediments in a reservoir
RU2724726C1 (en) Method for preparation of complicated oil emulsion and installation for implementation thereof
RU2017792C1 (en) Method of rupture of intermediate emulsion layer
RU2594740C2 (en) Device for treatment of crude oil emulsion and method of operating said device
RU2759496C1 (en) Installation for stabilization, topping and dehydration of oil
RU2473667C1 (en) Method of desalinating gas condensates
CA3057120C (en) System and method for shortened-path processing of produced fluids and steam generation