SU1737223A1 - Method of transport of high viscosity crude oil jointly with casing-head gas and seam water - Google Patents
Method of transport of high viscosity crude oil jointly with casing-head gas and seam water Download PDFInfo
- Publication number
- SU1737223A1 SU1737223A1 SU904837691A SU4837691A SU1737223A1 SU 1737223 A1 SU1737223 A1 SU 1737223A1 SU 904837691 A SU904837691 A SU 904837691A SU 4837691 A SU4837691 A SU 4837691A SU 1737223 A1 SU1737223 A1 SU 1737223A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- water
- gas
- demulsifier
- products
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Сущность изобретени : продукцию кустов скважин подают в основной нефтегазо- вод ной поток, обрабатывают деэмульгато- ром и транспортируют смесь с подстилающим малов зким слоем. Продукци одного или нескольких кустов скважин с обводненностью жидкости, превышающей критическую концентрацию обращени фаз, подвергают расслоению введением деэ- мульгатора, После этого расслоившиес во- донефт ную и газовые фазы направл ют отдельными потоками в основной поток. Критическую концентрацию обращени фаз обрабатываемой продукции куста снижают тепловым воздействием. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.SUMMARY OF THE INVENTION: Well bushes products are supplied to the main oil and gas stream, treated with a demulsifier, and the mixture with the underlying low-viscosity layer is transported. The production of one or several well clusters with a water cut exceeding the critical concentration of phase reversal is subjected to separation by introducing a de-emulsifier. After that, the separated oil-water and gas phases are directed by separate streams into the main flow. The critical concentration of the phase inversion of the processed products of the hive is reduced by thermal effects. 1 hp f-ly, 2 ill.
Description
слcl
сwith
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к внут- рипромысловому сбору продукции нефт ных скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to the in-field collection of oil well products.
Известны способы транспорта высоков зких нефтей совместно с водой, которые реализуютс с помощью принудительной подачи воды в трубопровод и предназначены дл транспорта однофазных жидкостей.Methods are known for transporting high viscosity oils together with water, which are realized by means of forced water supply to the pipeline and intended for the transport of single phase liquids.
Наиболее близким к предлагаемому вл етс способ транспорта водонефтегазо- вой смеси, включающий подачу продукции кустов скважин в основной нефтегазовод - ной поток, обработку деэмульгатором и транспорт водонефтегазовой смеси с подстилающим малов зким слоем.The closest to the proposed is the method of transporting the water-oil-gas mixture, which includes supplying the products of well clusters to the main oil and gas stream, processing with a demulsifier, and transporting the water-oil and gas mixture with the underlying low-viscosity layer.
Недостатком способа вл етс то, что дл разрушени устойчивых эмульсий требуютс высокие расходы тепла, деэмульга- тора, а также значительные затраты воды дл создани малов зкого подстилающегоThe disadvantage of the method is that to destroy stable emulsions, high costs of heat, demulsifier, as well as significant water costs are required to create a low-viscous underlying material.
сло , необходимого дл транспорта водонефтегазовой смесиlayer required for the transport of water-oil mixture
Цель изобретени - сокращение затрат на создание малов зкого подстилающего сло , расхода тепла и деэмульгатораThe purpose of the invention is to reduce the cost of creating a low-viscous base layer, heat consumption and demulsifier.
Поставленна цель достигаетс тем, что согласно способу транспорта высоков зкой нефти совместно с попутным газом и пластовой водой в системе сбора и промыслового транспорта продукции скважин продукцию одного или нескольких кустов сважин с обводненностью жидкости, превышающей критическую концентрацию обращени фаз, подвергают расслоению введением деэмульгатора, после чего расслоившуюс водонефт ную и газовую фазы направл ют отдельными потоками в основной нефтегазовод ной поток, при этом критическую концентрацию обращени фаз обрабатываемой деэмульгатором продукции куста снижают путем теплового воздействи .The goal is achieved by the method of transporting high-viscous oil together with associated gas and reservoir water in the collection system and field transport of well production, the production of one or several pump slides with a water cut exceeding the critical concentration of phase reversal is subjected to separation by the introduction of a demulsifier, after which separated water and gas phases are directed by separate streams into the main oil and gas stream, with the critical concentration of phase reversal about ops demulsifier bush product is reduced by exposure to heat.
На фиг. 1 и 2 приведены принципиальные технологические схемы возможной ре- ализации предлагаемого способа, осуществл емого различными вариантами.FIG. 1 and 2 are the flow diagrams of the possible implementation of the proposed method, carried out by various variants.
По первому варианту (см. фиг. 1) продукци скважин от кустов 1 по подвод щим трубопроводам 2 поступает в основной неф- тесборный коллектор 3. В подвод щий трубопровод одного из кустов (или группы кустов), обводненность продукции которых выше критической концентрации обращени фаз дл нефти данного месторождени , по линии 4 подают деэмульгатор. При отсутствии на месторождении кустов скважин с обводненностью выше критической выбирают куст с наибольшей обводненностью и нагревают его продукцию в нагревателе 5 до температуры, при которой происходит расслоение жидкой фазы на нефть и воду. При этом в подвод щем трубопроводе 2 от куста (или группы кустов) образуетс расслоенный поток газ-нефть-вода или газ- малов зка эмульси типа нефть-вода.In the first embodiment (see Fig. 1), the production of wells from bushes 1 through supply pipelines 2 enters the main oil reservoir 3. Into the supply pipe of one of the bushes (or a group of bushes) whose production water content is higher than the critical concentration of phase reversal for the oil of the field, a demulsifier is fed through line 4. If there are no wells on a field with a water cut higher than critical, the bush with the highest water content is selected and its products in heater 5 are heated to a temperature at which the liquid phase separates into oil and water. In this case, a stratified gas-oil-water stream or gas-small emulsion of the oil-water type is formed in the inlet pipeline 2 from the bush (or group of bushes).
Газ и нефтевод на смесь отбираютс из подвод щего трубопровода на его концевом участке 6 отдельными потоками и подаютс в основной нефтесборный коллектор 3, причем газ по линии 7 в его верхнюю часть, а нефтевод ную смесь по линии 8 - в нижнюю. При этом малов зка нефтевод на смесь образует подстилающий слой в нефтесборном коллекторе, что резко снижает гидравлические сопротивлени в нем, обеспечива эффективный транспорт высоков зкой продукции.Gas and oil supply to the mixture are withdrawn from the supply pipeline at its end section 6 in separate streams and fed to the main oil collector 3, with gas through line 7 to its upper part, and oil-bearing mixture to line 8 to the bottom. At the same time, low viscosity of the oil supply to the mixture forms an underlying layer in the oil collector, which drastically reduces hydraulic resistance in it, ensuring efficient transport of high viscosity products.
По второму варианту (см. фиг. 2) нефтегазовод ной лоток от групп кустов 1 по нефтепроводам 2 поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), состо щую из ступени сепарации и насоса 4, откачивающего частично разгазированную продукцию в нефтепровод 5, по которому основной неф- тегазовод ной поток транспортируют на центральный пункт сбора. Продукцию группы кустов скважин, обводненность которой превышает критическую концентрацию обращени фаз, направл ют на сепаратор-водоотделитель 6, в котором отдел ют газ, направл его в основной газовый поток от ДНС по линии 7, и малов зкую нефтевод ную смесь (эмульсию типа нефть в воде), направл ее насосом 8 в нижнюю часть нефтепровода 5. Обработка деэмулыато- ром продукции осуществл етс путем его введени по линии 9.According to the second variant (see Fig. 2), the oil and gas tray from groups of bushes 1 via pipelines 2 enters a booster pump station (CSN), consisting of a separation stage and pump 4, which pumps a partially degassed product to oil pipeline 5, through which the main oil - Tegazovodny flux is transported to the central collection point. The products of the well cluster group, whose water content exceeds the critical concentration of phase reversal, are directed to the separator-separator 6, in which the gas is separated, sent it to the main gas flow from the DNS through line 7, and a low-viscosity oil-water mixture (oil-type emulsion in water), directed it by pump 8 to the lower part of the pipeline 5. The product is processed by the de-emulsifier by introducing it via line 9.
При отсутствии на месторождении кустов скважин с обводненностью выше критической выбирают группу кустов сIn the absence of well clusters with a water content above the critical level, a group of bushes with
наибольшей обводненностью и нагревают его продукцию, устанавлива нагреватель 10 перед сепаратором-водоотделителем 6, П р и м е р 1 (прототип). Продукци most watering and heat its products, install the heater 10 in front of the separator-separator 6, PRI me R 1 (prototype). Products
Яунлорского месторождени в Западной Сибири, транспортируема по нефтесбор- ным трубопроводам, имеет в зкость 5000 мПа-с при температуре транспортировки 10°С и обводненности 60%, что обусловливает снижение пропускной способности нефтепроводов. Так, при перекачке продукции ДНС с расходом 2,5 тыс. м /сут по нефтепроводу длиной 10,8 км и диаметром 0,3 м перепад давлений составл ет 7,5 кг/см на 1 км трубопровода, что приводит к прекращению работы насосов, не рассчитанных на такое давление (75 кг/см ). Критическа концентраци обращени фаз эмульсии Яунлорского месторождени дл данных условий составл ет 75%. The Yaunlorsky field in Western Siberia, transported through oil-gathering pipelines, has a viscosity of 5000 mPa-s at a transport temperature of 10 ° C and a water cut of 60%, which causes a decrease in the throughput capacity of oil pipelines. So, when pumping CSN products with a flow rate of 2.5 thousand meters per day over an oil pipeline with a length of 10.8 km and a diameter of 0.3 m, the pressure drop is 7.5 kg / cm per 1 km of the pipeline, which leads to the termination of the pumps not designed for this pressure (75 kg / cm). The critical concentration of the inversion phase of the emulsion of the Yaunlor field for these conditions is 75%.
Дл снижени гидравлических сопротивлений в начальную часть нефтепровода ввод т деэмульгатор типа сепарол 5084 вTo reduce the hydraulic resistances, a separol type 5084 demulsifier is introduced into the initial part of the pipeline.
количестве 20 г/т нефти и нагревают до 20°С. При этом происходит снижение критической концентрации обращени фаз, расслоение водонефт ной смеси и образуетс подстилающий водный слой.the amount of 20 g / t of oil and heated to 20 ° C. In this case, a decrease in the critical concentration of the phase reversal, separation of the water-oil mixture, and the underlying water layer is formed.
Давление в начале нефтепровода приThe pressure at the beginning of the pipeline at
этом составл ет 18-19 кг/см , т.е. перепад давлений снижаетс почти в 5 раз.This is 18-19 kg / cm, i.e. the pressure drop is reduced almost 5 times.
При введении деэмульгатора без нагрева (т.е. при температуре 10°С) расслоениеWith the introduction of the demulsifier without heating (ie, at a temperature of 10 ° C)
смеси при данной обводненности не происходит , и снижение в зкости не наблюдаетс .the mixture does not occur at this water cut, and there is no decrease in viscosity.
П р и м е р 2 (предлагаемый способ). Один из потоков нефтегазовод ной смеси сPRI me R 2 (the proposed method). One of the flows of oil and gas mixture with
расходом 500 м3/сут, поступающей от группы кустов скважин с общей обводненностью 80%, обрабатывают деэмулыатором типа сепарол 5084 в количестве 30 г/т нефти и подают в сепаратор-водоотделитель, где отдел етс газ и нефтевод на смесь (эмульси типа нефть в воде) с в зкостью 10 мПа с. Эту смесь ввод т в нижнюю часть основного нефтепровода, транспортирующего водонефт ную эмульсию с обводненностью 60% при 10°С. В результате происходит снижение давлени на начальном участке нефтепровода до 18- 19 кг/см2 (без подачи малов зкой смеси давление в начале нефтепровода составл ет , как показано в примере 1, 75 кг/см ).A flow rate of 500 m3 / day, coming from a group of well shrubs with a total water cut of 80%, is treated with a separol 5084 deemulater in an amount of 30 g / t of oil and fed to a separator / water separator where the gas and oil supply are separated into a mixture (emulsion like oil in water ) with a viscosity of 10 mPa s. This mixture is introduced into the lower part of the main oil pipeline transporting a water-oil emulsion with a water content of 60% at 10 ° C. As a result, the pressure in the initial section of the pipeline decreases to 18-19 kg / cm2 (without supplying a low-viscosity mixture, the pressure at the beginning of the pipeline is 75 kg / cm, as shown in Example 1).
Примерз (предлагаемый способ). Один из потоков нефтегазовод ной смеси с расходом 500 м3/сут., поступающей о г труп пы кустов скважин с обводненностью 70%,Primerz (the proposed method). One of the streams of the oil and gas mixture with a flow rate of 500 m3 / day. Arriving at the well bushes with a water content of 70%,
обрабатывают деэмульгатором типа сепа- рол 5084 в количестве 20 г/т нефти.treated with a separator type separ 5084 in an amount of 20 g / t of oil.
В св зи с тем, что обводненность обрабатываемой продукции (70%) ниже, чем критическа концентраци обращени фаз при данной температуре (10°С), поток нагревают до 25°С и после этого подают в сепаратор-водоотделитель , где отдел етс газ и нефтевод на смесь (эмульси типа нефть в воде) с в зкостью 8-10 мПа -с. Эту смесь ввод т в нижнюю часть основного нефтепровода , транспортирующего водонефт - ную эмульсию с обводненностью 60% при 10°С. В результате происходит снижение давлени на начальном участке нефтепро- вода до 18-19 кг/см .Due to the fact that the water content of the product being processed (70%) is lower than the critical concentration of phase reversal at a given temperature (10 ° C), the flow is heated to 25 ° C and then fed to a water separator where the gas and oil well per mixture (oil-in-water emulsion type) with a viscosity of 8-10 MPa-s. This mixture is introduced into the lower part of the main oil pipeline transporting a water-oil emulsion with a water content of 60% at 10 ° C. As a result, the pressure decreases at the initial section of the pipeline to 18-19 kg / cm.
Таким образом, реализаци предлагаемого способа позволит снизить расход деэ- мульгатора и тепла в 4-5 раз по сравнению с прототипом за счет обработки и подогрева лишь части высоков зкой продукции, поступающей от одного или нескольких кустов скважин. Способ не требует дополнительного введени воды дл снижени гидравлических со.противлений в системе транспортировани высоков зкой продукции ,л ЛThus, the implementation of the proposed method will reduce the consumption of the de-emulsifier and heat by 4-5 times compared with the prototype due to the processing and heating of only a part of the high-viscosity products supplied from one or several well clusters. The method does not require the addition of water to reduce the hydraulic resistances in the system for transporting high viscous products, l.
ЙЗHZ
„(С™™„(S ™
Фиг.11
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904837691A SU1737223A1 (en) | 1990-06-11 | 1990-06-11 | Method of transport of high viscosity crude oil jointly with casing-head gas and seam water |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904837691A SU1737223A1 (en) | 1990-06-11 | 1990-06-11 | Method of transport of high viscosity crude oil jointly with casing-head gas and seam water |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1737223A1 true SU1737223A1 (en) | 1992-05-30 |
Family
ID=21520050
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904837691A SU1737223A1 (en) | 1990-06-11 | 1990-06-11 | Method of transport of high viscosity crude oil jointly with casing-head gas and seam water |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1737223A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2650247C1 (en) * | 2017-09-28 | 2018-04-11 | Андрей Владиславович Курочкин | System of preparation and transportation of high-viscosity oil (options) |
-
1990
- 1990-06-11 SU SU904837691A patent/SU1737223A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 503086, кл. F 17 D 1/14, 1976. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2650247C1 (en) * | 2017-09-28 | 2018-04-11 | Андрей Владиславович Курочкин | System of preparation and transportation of high-viscosity oil (options) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11193071B2 (en) | Simultaneous crude oil dehydration, desalting, sweetening, and stabilization | |
EP1861580B1 (en) | Pipe separator inlet | |
US6872239B2 (en) | Method and a system for separating a mixture | |
US3977469A (en) | Conservation of water for core flow | |
US7906003B2 (en) | Subsea production system | |
US4481130A (en) | Method for demulsifying water-in-oil emulsions | |
SU1737223A1 (en) | Method of transport of high viscosity crude oil jointly with casing-head gas and seam water | |
RU2293843C2 (en) | Method for preparing aerated water for forcing into bed pressure support system and technological complex for realization of said method | |
CN1820120A (en) | A method and device for separation of a fluid, in particular oil, gas and water. | |
US20140326668A1 (en) | Using geopressure to desalinate water | |
RU2263206C2 (en) | Method of formation fluid inflow stimulation | |
WO2015106987A1 (en) | Subsea reject handling | |
US4481109A (en) | Solar heat treating of well fluids | |
RU2135886C1 (en) | Method of device for preliminary disposal of water in gathering systems of oil production wells | |
WO2001023707A1 (en) | Downhole separation device | |
RU2098714C1 (en) | Method of transportation of gas-water-oil mixture by means of multi-phase pump | |
CN109399888B (en) | Method and device for continuous desalting and dewatering of oily sludge | |
WO2021044317A1 (en) | Inline demulsification device | |
RU2135255C1 (en) | Plant to prepare oil and water at production sites | |
RU2076994C1 (en) | Method of transportation of oil well products | |
RU2209961C1 (en) | Method of well production separation and device for method embodiment | |
WO2001059257A1 (en) | Method of reducing the specific gravity of a crude oil, a hydrocarbon liquid therefor and use of a hydrocarbon liquid | |
GB2101900A (en) | Demulsifying water-in-oil emulsions | |
AU2013274971A2 (en) | Using wellstream heat exchanger for flow assurance | |
RU2177359C2 (en) | Gas-water-oil separation method |