SU1649212A1 - Method for pumping gas condensate and cocurrent waste water by pipeline - Google Patents
Method for pumping gas condensate and cocurrent waste water by pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- SU1649212A1 SU1649212A1 SU884612426A SU4612426A SU1649212A1 SU 1649212 A1 SU1649212 A1 SU 1649212A1 SU 884612426 A SU884612426 A SU 884612426A SU 4612426 A SU4612426 A SU 4612426A SU 1649212 A1 SU1649212 A1 SU 1649212A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- condensate
- gas
- mixture
- formation
- pipeline
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
йзобретение относитс к трубопроводному транспорту жидкостей и может быть использовано в процессах захоронени попутных промысловых вод, транспортируемых совместно с газовым конденсатом в скважинах. Способ перекачки жидкой смеси Изобретение относитс к трубопроводному транспорту жидкостей, преимущественно газодобывающей промышленности и может быть использовано при создании природоохранных объектов по принципу организации укрупненных пунктов сбора конденсата, подготовки и захоронени попутных промысловых вод, транспортируемых совместно с газовым конденсатом с группы газоконденсатных месторождений. Целью изобретени вл етс предотвращение образовани гидратных пробок и стойких эмульсий. по трубопроводу предусматривает транспорт смеси при расходном объемном содержании фаз в области формировани нестойких эмульсий. При этом в подаваемую смесь с установок комплексной подготовки газа в магистральный конденсатопровод ввод т ингибитор гидра- тообразовани при температуре начала кри- сталлизации водной фазы в смеси и объемах, достаточных дл ее предотвращени . Обработку смеси деэмульгатором осуществл ют при расходном объемном содержании фаз в области формировани стойких эмульсий, значение которой устанавливают по величине объемов конденсата и воды в составе газа, замер емых на входе комплексных установок и удовлетвор ющих выражению 0,25 Vr Кф/(Уг Кф + Vr Вф) 0,75, где Vr - объем газа, прошедшего через замерное устройство при определении конденсатного и водного факторов на входе трубопровода в комплексную установку подготовки газа, тыс.м3/сут; Кф Вф - кон- денсатный и водный факторы в составе исследуемого газа соответственно, м3/м3. 1 ил. Указанна цель достигаетс тем, что в подаваемую смесь, транспортируемую в режиме формировани нестойких эмульсий с установок комплексной подготовки газа в магистральный конденсзтопровод ввод т ингибитор гидратообразовани при температуре начала кристаллизации водной фазы в смеси в объемах, достаточных дл ее предотвращени , а обработку смеси деэмульгатором осуществл ют при расходном объемном содержании фаз в области формировани стойких эмульсий, значение которой устанавливают по величине объемов сл с н U N О ЧЭ Ю kThe invention relates to the pipeline transport of liquids and can be used in the processes of the disposal of associated field water, transported together with gas condensate in wells. Method for pumping liquid mixtures The invention relates to pipeline transportation of liquids, mainly the gas industry, and can be used to create environmental facilities on the principle of organizing large condensate collection, preparation and disposal of associated field water transported together with gas condensate from a group of gas condensate fields. The aim of the invention is to prevent the formation of hydrate plugs and stable emulsions. the pipeline provides for the transport of the mixture at a consumable volume content of phases in the region of the formation of unstable emulsions. At the same time, a hydration inhibitor is introduced into the feed mixture from the gas treatment plants in the main condensate line at the temperature at which the aqueous phase begins to crystallize in the mixture and in volumes sufficient to prevent it. The mixture is treated with a demulsifier with the flow volume content of phases in the field of formation of resistant emulsions, the value of which is determined by the volume of condensate and water in the gas, measured at the inlet of complex plants and satisfying the expression 0.25 Vr Kf / (Ug Kf + Vr Vf) 0.75, where Vr is the volume of gas that has passed through the metering device when determining condensate and water factors at the inlet of the pipeline to the integrated gas treatment unit, thousand m3 / day; Kf Vf - condensate and water factors in the composition of the test gas, respectively, m3 / m3. 1 il. This goal is achieved in that the hydrate formation inhibitor is introduced into the feed mixture transported in the formation mode of unstable emulsions from complex gas treatment plants into the main condensate conduit at a temperature of the onset of crystallization of the aqueous phase in the mixture in volumes sufficient to prevent it, and the mixture is processed with a demulsifier when the flow volume content of the phases in the field of formation of stable emulsions, the value of which is determined by the value of the volumes
Description
конденсата и воды в составе газа, замер емых на входе комплексных установок и удовлетвор ющих выражению УгКфcondensate and water in the composition of the gas, measured at the inlet of the complex installations and satisfying the expression UgKf
0,25 0.25
0.75,0.75,
Vr Кф + УгВф - J-Vr Cf + Ugvf - J-
где Vr - объем газа, прошедшего через замерное устройство при определении кон- денсатного и водного факторов на входе трубопровода в комплексную установку подготовки газа, тыс.м3/сут;where Vr is the volume of gas that has passed through the metering device when determining condensate and water factors at the pipeline entrance to the integrated gas treatment unit, thousand m3 / day;
Кф, Вф - конденсатный и водный факторы в составе исследуемого газа соответственно , м3/м3.Kf, Vf - condensate and water factors in the composition of the test gas, respectively, m3 / m3.
На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа.The drawing shows the implementation of the proposed method.
На схеме прин ты следующие обозначени : установки 1 комплексной подготовки газа, на которых происходит отделение жидкой фазы от газообразной, шлейфы 2 индивидуальных трубопроводов, соедин ю- щих установки комплексной подготовки газа с магистральным конденсатосборным трубопроводом 3, региональный пункт 4 сбора конденсата и попутной промысловой воды , трубопровод 5 подачи конденсата на пункт переработки, трубопровод 6 подачи попутной промысловой воды на региональный пункт 7 подготовки и захоронени .The scheme includes the following designations: gas treatment unit 1, which separates the liquid phase from the gaseous gas, plumes of 2 individual pipelines, connecting gas complex treatment plants with the main condensate collection pipeline 3, regional condensate collection point 4 and field production water , pipeline 5 for supplying condensate to a reprocessing station, pipeline 6 for supplying associated production water to regional point 7 for preparation and disposal.
Способ осуществл ют следующим образом .The method is carried out as follows.
Отсепарированную жидкую смесь конденсата и промысловой воды от газовой фазы на установках 1 комплексной подготовки газа подают по индивидуальным шлейфам 2 в магистральный конденсатосборный тру- бопровод 3 и затем на региональный пункт 4 сбора конденсата и попутной промысловой воды. Здесь жидкость стабилизируют, раздел ют на фазы и после отсто раздельными потоками направл ют: конденсат на переработку по трубопроводу 5, а промысловую воду на региональный пункт 7 подготовки и захоронени , который должен размещатьс .на одной площадке с пунктом 4, по трубопроводу 6.The separated liquid mixture of condensate and field water from the gas phase at installations 1 of complex gas preparation is fed through individual trains 2 to the main condensate collection pipeline 3 and then to regional point 4 of condensate collection and field production water. Here, the liquid is stabilized, divided into phases and, after settling, separated streams are sent: condensate for processing through pipeline 5, and production water to the regional preparation and disposal point 7, which should be placed at the same site with point 4, through pipeline 6.
В периоды понижени температур внешней среды до отрицательных значений , при которых по вл етс опасность образовани гидратных пробок в трубопроводах на участках, незаглубленных в землю, перед подачей смеси в магистральный трубопровод на каждой из установок комплексной подготовки газа поток смеси обрабатывают ингибитором, например метанолом . Поданным промысловой практики газовых промыслов установлено, что по вление кристаллов гидрата в незаглубленных в землю трубопроводах происходит уже при температурах внешней среды -10°СDuring periods of lowering the ambient temperature to negative values at which the danger of formation of hydrate plugs in pipelines in areas not buried in the ground appears, before the mixture is fed into the main pipeline at each of the complex gas treatment units, the mixture stream is treated with an inhibitor, for example methanol. According to the field practice of gas fields, it was established that the occurrence of hydrate crystals in pipelines not buried in the ground occurs at ambient temperatures of -10 ° C
и ниже. Расход метанола при этом составл ет от 1,5 до 23% от объема воды в составе смеси в зависимости от величины ее минерализации , Причем, чем меньше минерализаци , тем больша дол объема метанола расходуетс при равных объемах воды и смеси. И как показывает практика, расход метанола в среднем до 20% от объема обрабатываемой воды обеспечивает транспортировку смеси без образовани гидратных пробок. Определение количества примен емого метанола в абсолютных значени х осуществл ют по данным замера водного фактора в составе газа на комплексной установке по выражению VM KVr Бф, где VM - объем потребного метанола, м3; К - процентное содержание метанола в смеси, доли единицы; Vr - объем газа, прошедшего через замерное устройство при определении водного фактора, тыс.м3/сут; Вф - водный фактор в составе газа, м /м.and below. The consumption of methanol in this case is from 1.5 to 23% of the volume of water in the composition of the mixture, depending on the magnitude of its mineralization. Moreover, the less mineralization, the greater the volume of methanol consumed with equal volumes of water and the mixture. And as practice shows, the consumption of methanol on average up to 20% of the volume of treated water provides for transportation of the mixture without the formation of hydrate plugs. The determination of the amount of methanol used in absolute values is carried out according to the measurement of the water factor in the composition of the gas in a complex installation using the expression VM KVr Bf, where VM is the volume of methanol needed, m3; K is the percentage of methanol in the mixture, fractions of a unit; Vr - the volume of gas passed through the metering device when determining the water factor, thousand m3 / day; Vf - water factor in the composition of the gas, m / m.
Обработку смеси деэмульгатором производ т при расходном объемном содержании фаз в области формировани стойких эмульсий, т.е когда выполн етс условиеThe mixture is treated with a demulsifier at a consumable volume content of the phases in the field of formation of stable emulsions, i.e. when the condition
0,25 0.25
Уг КфUg Kf
-т-,-J7-; .. р- 0,75. С этой целью-t -, J7-; .. p- 0.75. To this end
V Г т Vr V Lt Vr
периодически, в зависимости от наблюдаемых условий поведени технологической системы , производ т замер параметров в приведенном неравенстве и устанавливают следующее.Periodically, depending on the observed conditions of the behavior of the technological system, the parameters are measured in the given inequality and the following is established.
Пример. При замере определили следующее значение параметров: Vr 5 х х105м3сут- Кф 2,10 бм3/м3: ВФ 2 х х 10 м /м . Подставл данные в указанное неравенство, имеемExample. When measuring, the following parameter values were determined: Vr 5 x x105 m3 day-Kf 2.10 bm3 / m3: HF 2 x x 10 m / m. Substituted data in the specified inequality, we have
5 105 Х2 5,105 x2
5 105(2 ) т.е. получилась величина расходного объемного содержани фаз 0,75 и 0,25, что отвечает услови м области развити стойких эмульсий, при которых транспортировка смеси затруднена . В этом случае смесь обра- батывают деэмульгатором типа дисолван с расходом до 40-60 г/т.5,105 (2) i. a flowable volume content of the phases was 0.75 and 0.25, which corresponds to the conditions of the development of stable emulsions under which the transportation of the mixture is difficult. In this case, the mixture is treated with a disolvan-type demulsifier at a rate of up to 40-60 g / t.
П р и м е р 2. При замере определили следующее значение параметров: Vr 5 105м3/сут;Кф 2 10 6м3/м3; ВФ 0,5х х10 6м3/м3. Подставл данные в приведенноеPRI mme R 2. When measuring, the following parameter values were determined: Vr 5 105 m3 / day; Cf 2 10 6 m3 / m3; HF 0.5x x10 6m3 / m3. Substitute data in the above
неравенство,inequality,
имеемwe have
5 10b X2 105 10b X2 10
-6-6
0,8, т.е. по- 5-10°Х10 ь(2+0,5) лучилась величина расходного объемного содержани фаз 0,75, что отвечает услови м области формировани нестойких 0.8, i.e. 5–10 ° X10 (2 + 0.5), the value of the flow volume content of the phases was 0.75, which corresponds to the conditions of the formation of unstable
эмульсий, при которых обработка смеси де- эмульгэтором не требуетс .emulsions in which the treatment of the mixture with a de-emulsifier is not required.
П р и м е р 3. При замере определили следующее значение параметров: Vr 5х х 105м3/сут: КФ + 1,5 м3/м3 , ВФ 5 10 6 м3/м3. Подставл данные рPRI me R 3. When measuring, the following parameter values were determined: Vr 5x x 105 m3 / day: KF + 1.5 m3 / m3, VF 5 10 6 m3 / m3. Substitute data p
MJ/M . Подставл неравенство, MJ / M. Substitute inequality
имеемwe have
5 10s X 1.5 105 10s x 1.5 10
-6-6
-6-6
0,23, т.е. по 0.23, i.e. by
5 10 X 10(1.5 +5) лучили величину расходного объемного содержани фаз 0,25, что отвечает услови м области формировани нестойких эмульсий, при которых обработка смеси де- эмульгатором также не требуетс .5 10 X 10 (1.5 + 5), the consumption volume flow rate of the phases was 0.25, which meets the conditions of the region of formation of unstable emulsions, under which the treatment of the mixture with a emulsifier is also not required.
Технико-экономические показатели способа заключаютс в следующем. В услови х газовой промышленности основными отходами газового промысла вл ютс попутные промысловые воды, извлекаемые совместно с газом и газовым конденсатом. Эти воды относ тс к категории вредных веществ дл окружающей среды и подлежат изол ции от нее.The technical and economic indicators of the method are as follows. Under the conditions of the gas industry, the main waste from the gas field is associated field water extracted together with gas and gas condensate. These waters are classified as harmful to the environment and are subject to isolation from it.
Способ базируетс на принципе соору- жени региональных пунктов сбора и захоронени промысловых вод. Технологически этот принцип вл етс актуальной реальностью и сокращает капитальные затраты на природоохранные меропри ти в 5-10 раз в зависимости от того, сколько отдельных месторождений можно подключить к одному региональному пункту. Причем количество оборудовани на региональном пункте сбора и захоронени промысловых вод и капитальные вложени на его сооружение практически вл ютс такими же, как и на индивидуальном. При совместном транспорте конденсата и промысловой воды по трубопроводу используетс практически то The method is based on the principle of construction of regional collection points and burial of industrial waters. Technologically, this principle is an actual reality and reduces the capital costs of environmental protection measures by 5–10 times, depending on how many individual fields can be connected to one regional location. Moreover, the amount of equipment at the regional collection and disposal site of the commercial waters and capital investments for its construction are practically the same as on the individual. When co-transporting condensate and production water through a pipeline, practically the
00
5five
00
5 о 5 05 о 5 0
же оборудование, что и при транспорте конденсата . Поэтому этот процесс не потребует каких-либо дополнительных затрат или технических решений. Единственное, что потребуетс при этом процессе - это незначительные затраты на приобретение деэмулыатора и ингибитора гидратообра- зованй . Однако эти затраты столь малы, что не идут ни в какое сравнение с теми затратами, которые необходимо было бы вкладывать в строительство индивидуальных пунктов захоронени .the same equipment as for the transport of condensate. Therefore, this process will not require any additional costs or technical solutions. The only thing that will be required in this process is the insignificant cost of acquiring the de-emulator and hydrate inhibitor. However, these costs are so small that they cannot be compared with the costs that would be necessary to invest in the construction of individual disposal points.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884612426A SU1649212A1 (en) | 1988-12-05 | 1988-12-05 | Method for pumping gas condensate and cocurrent waste water by pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884612426A SU1649212A1 (en) | 1988-12-05 | 1988-12-05 | Method for pumping gas condensate and cocurrent waste water by pipeline |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1649212A1 true SU1649212A1 (en) | 1991-05-15 |
Family
ID=21412495
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884612426A SU1649212A1 (en) | 1988-12-05 | 1988-12-05 | Method for pumping gas condensate and cocurrent waste water by pipeline |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1649212A1 (en) |
-
1988
- 1988-12-05 SU SU884612426A patent/SU1649212A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР Ms 503086, кл. F 17 D 1/14, 1976. Гужов А.И , Кланчук О.В. Потери напора и истинное содержание фаз при движении двух жидкостей в горизонтальном трубопроводе.- Нефт ное хоз йство, 1969, Nb 9, с.61-63. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20170136388A1 (en) | Dynamic demulsification system for use in a gas-oil separation plant | |
CA2032471A1 (en) | Multiphase process mixing and measuring system | |
US20100200477A1 (en) | Apparatus for treating a waste stream | |
CA2152511A1 (en) | Method for purifying a glycol solution | |
US4435290A (en) | Process for the temporary storage of recyclable liquid wastes in underground salt caverns | |
Carlsson et al. | On-line estimation of the respiration rate and the oxygen transfer rate at kungsangen w astew ater treatment plant in uppsala | |
US5202032A (en) | Method of removing and recovering hydrocarbons from hydrocarbon/water mixtures | |
CN112830533A (en) | Urban sewage discharge control system and method | |
SU1649212A1 (en) | Method for pumping gas condensate and cocurrent waste water by pipeline | |
EP0990898B1 (en) | Method of determining component concentrations in three-component mixture and process of continuous production of hydrogen fluoride using the method | |
US4548708A (en) | Process for removing hydrogen sulfide from natural gas, oil and mixtures thereof | |
US4863607A (en) | Method for removing amine from oil | |
Shannon et al. | Dissolved air flotation in hot water | |
DE59302869D1 (en) | Processes and plants for the removal of mercury from contaminated pipes and parts of plants, in particular mercury charged with natural gas | |
GB0030555D0 (en) | Hydrogen sulphide scavenging method | |
Corder et al. | Feedforward control of a wastewater plant | |
Thomas et al. | Silica removal from steamflood-produced water: south Texas tar sands pilot | |
US3224210A (en) | Fractionation with constant flow rate feed | |
KR20190105590A (en) | How to flexibly control the use of hydrochloric acid from chemical production | |
US3333435A (en) | Process and apparatus for handling off-specification helium | |
Castro et al. | Experimental design for the evaluation of struvite sedimentation obtained from an ammonium concentrated wastewater | |
Albin et al. | Removal of organics from water in an aeration basin: a mathematical model | |
Boardman et al. | Use of air stripping technology to remove ammonia from biologically treated blue crab processing wastewater | |
SU1038692A2 (en) | Method of piping oil | |
Hoak et al. | Natural sediment as a factor in stream pollution control |