RU2177359C2 - Gas-water-oil separation method - Google Patents
Gas-water-oil separation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2177359C2 RU2177359C2 RU99125688A RU99125688A RU2177359C2 RU 2177359 C2 RU2177359 C2 RU 2177359C2 RU 99125688 A RU99125688 A RU 99125688A RU 99125688 A RU99125688 A RU 99125688A RU 2177359 C2 RU2177359 C2 RU 2177359C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- separation
- intermediate layer
- section
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 13
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 claims description 10
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 38
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 5
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000003657 drainage water Substances 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000005501 phase interface Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к сепарации газоводонефтяных смесей. The proposal relates to the oil and gas industry, in particular to the separation of gas-oil mixtures.
Известен способ сепарации газоводонефтяных смесей, заключающийся в ступенчатом разгазировании смеси (см. кн. В.Н. Антипьева "Утилизация нефтяного газа", М., Недра, 1983, стр. 48). A known method of separating gas-oil mixtures, which consists in the stepwise degassing of the mixture (see. Prince. N. Antipiev "Utilization of Petroleum Gas", M., Nedra, 1983, p. 48).
Недостатками способа являются низкое качество сепарации нефти и малая производительность сепарационных установок при высокой обводненности продукции скважин. При этих условиях сепарация нефти осуществляется в присутствии больших объемов пластовой воды, что ухудшает выход газа и уменьшает производительность сепарационных объектов. The disadvantages of the method are the low quality of oil separation and the low productivity of separation plants with high water cut of well products. Under these conditions, oil separation is carried out in the presence of large volumes of produced water, which affects the gas output and reduces the performance of the separation facilities.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ сепарации газоводонефтяной смеси путем ступенчатого разгазирования, включающий предварительное расслоение смеси на фазы перед ступенью сепарации в концевом делителе фаз, отбор из него нефти, газа и воды и подачи их отдельными потоками в сепараторы этой ступени с последующей сепарацией (см. кн. В. П. Тронова "Промысловая подготовка нефти", М., Недра, 1977, стр. 129). The closest in technical essence to the proposed one is a method for separating a gas-oil mixture by stepwise degassing, which includes preliminary separation of the mixture into phases before the separation stage in the terminal phase divider, selection of oil, gas and water from it and supplying them in separate streams to separators of this stage with subsequent separation (see the book. V. P. Tronova "Field oil preparation", M., Nedra, 1977, p. 129).
Указанный способ позволяет повысить качество сепарации и производительность сепарационных установок за счет предварительного расслоения смеси в концевом делителе фаз и снижения обводненности нефти, поступающей на сепарационную установку. The specified method allows to improve the quality of separation and the performance of the separation plants due to the preliminary separation of the mixture in the end phase divider and reduce the water content of the oil entering the separation unit.
Недостатками этого способа являются низкое качестве сепарации и малая производительность объектов сепарации. Это связано с тем, что при расслоении потока на отдельные фазы в концевом делителе фаз на границе раздела фаз "нефть-вода" образуется стойкий промежуточный слой, который поступает далее в сепаратор и также накапливается на границе раздела фаз и препятствует выделению газовых пузырьков в свободную газовую зону аппарата. Из сепараторов промежуточный слой поступает в следующие технологические аппараты ступеней обезвоживания и обессоливания нефти и также нарушает нормальный режим работы. The disadvantages of this method are the low quality of separation and low productivity of separation objects. This is due to the fact that when the flow separates into separate phases in the terminal phase divider at the oil-water interface, a stable intermediate layer is formed, which flows further into the separator and also accumulates at the phase interface and prevents the release of gas bubbles into the free gas device area. From the separators, the intermediate layer enters the following process units of the oil dehydration and desalination stages and also violates the normal mode of operation.
Целью предлагаемого способа сепарации газоводонефтяной смеси является повышение эффективности процесса сепарации и снижение материальных затрат. The purpose of the proposed method for the separation of gas-oil mixtures is to increase the efficiency of the separation process and reduce material costs.
Указанная цель достигается описываемым способом сепарации газоводонефтяной смеси путем ступенчатого разгазирования, включающим предварительное расслоение смеси на фазы перед ступенью сепарации в концевом делителе фаз, отбор из него нефти, газа и воды и подачу их отдельными потоками в сепараторы с последующей сепарацией. This goal is achieved by the described method of separating the gas-oil mixture by stepwise degassing, including preliminary separation of the mixture into phases before the separation stage in the terminal phase divider, taking oil, gas and water from it and supplying them in separate streams to the separators, followed by separation.
Новым является то, что из концевого делителя фаз отбирают промежуточный слой и вводят в автономную массообменную секцию каплеобразователя с теплоносителем и далее через коалисцирующую секцию направляют на ступень глубокого обезвоживания, причем непосредственно при вводе промежуточного слоя в массообменную секцию в него подают горячую воду после ступени обезвоживания из расчета 20-40%. It is new that an intermediate layer is taken from the end phase divider and introduced into the autonomous mass transfer section of the dropping agent with a coolant and then through the coalescing section they are sent to the deep dehydration stage, and directly when the intermediate layer is introduced into the mass transfer section, hot water is fed into it after the dehydration stage from calculation of 20-40%.
Исследования и промысловый опыт подготовки продукции скважин показывают, что при расслоении газоводонефтяных смесей, особенно вязких обводненных нефтей, в любом технологическом аппарате и, в частности, в концевом делителе фаз формируется и постепенно накапливается высокоустойчивый к разрушению промежуточный газированный эмульсионный слой. Research and field experience in the preparation of well products show that during the separation of gas-oil mixtures, especially viscous flooded oils, an intermediate carbonated emulsion layer is formed and gradually accumulates in any technological apparatus and, in particular, in the terminal phase divider.
Механизм формирования и накопления промежуточных слоев следующий. Обработанная деэмульгатором газоводонефтяная смесь поступает в концевой делитель фаз и при слаботурбулентном и ламинированном режимах движения начинает расслаиваться на три фазы: газ нефть и воду. Капли воды с разрушенными бронирующими оболочками сливаются и осаждаются в нижней зоне аппарата, а отдельные газовые пузырьки и нефтяная фаза с заключенными в ней пузырьками газа поднимаются в верхнюю зону. Механические примеси, частицы твердых нерастворимых солей, ассоциируемые с асфальтосмолистыми и парафиновыми компонентами, не оседают в нижней зоне аппарата и не поднимаются в верхнюю зону, а концентрируются на границе раздела фаз "нефть-вода", что ведет к резкому замедлению процессов осаждения капель воды и подъема газовых пузырьков. Последние в свою очередь являются основным источником нарушения нормальных режимов сепарации газа, обезвоживания нефти, а также расслоения газоводонефтяной смеси на отдельные фазы в концевом делителе фаз. The mechanism of formation and accumulation of intermediate layers is as follows. The gas-oil mixture treated with the demulsifier enters the terminal phase divider and, under slightly turbulent and laminated modes of motion, begins to separate into three phases: gas, oil and water. Drops of water with destroyed armor shells merge and precipitate in the lower zone of the apparatus, and individual gas bubbles and the oil phase with gas bubbles enclosed in it rise to the upper zone. Mechanical impurities, particles of solid insoluble salts, associated with asphalt-resinous and paraffin components, do not settle in the lower zone of the device and do not rise in the upper zone, but concentrate at the oil-water interface, which leads to a sharp slowdown in the process of precipitation of water droplets and lifting gas bubbles. The latter, in turn, are the main source of disruption of the normal regimes of gas separation, oil dehydration, as well as the separation of the gas-oil mixture into separate phases in the terminal phase divider.
Для нейтрализации вредных последствий из-за накопления в концевом делителе фаз на границе раздела фаз "нефть-вода" стойких промежуточных слоев их отбирают и вводят в автономную массообменную секцию каплеобразователя, предварительно нагрев до температуры 50-60oC.To neutralize the harmful effects due to the accumulation in the terminal phase divider at the oil-water phase boundary of the stable intermediate layers, they are selected and introduced into the autonomous mass transfer section of the droplet formerly preheated to a temperature of 50-60 o C.
Каплеобразователь состоит из двух секций: первая - массообменная, вторая - коалесцирующая, причем диаметр труб от первой секции к второй увеличивается. В автономной массообменной секции происходит разрушение бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды и их предварительное укрупнение при высоких параметрах турблентного потока (Re ≈ 20000-30000), в коалесцирующей секции - окончательное укрупнение глобул пластовой воды и расслоение потока на нефть и воду при низких параметрах слаботурбулентного потока (Re ≈ 20000-30000). The droplet former consists of two sections: the first is mass transfer, the second is coalescing, and the diameter of the pipes increases from the first section to the second. In the autonomous mass transfer section, the shells on the formation water globules are destroyed and pre-enlarged at high turbulent flow parameters (Re ≈ 20000-30000), in the coalescing section, the final enlargement of formation water globules and oil and water stratification at low parameters of slightly turbulent flow (Re ≈ 20000-30000).
На входе в массообменную секцию подают горячую воду из расчета 20-40% к объему накоплений. При этом за счет массообменных процессов происходит разрушение бронирующих оболочек, столкновение и укрупнение глобул воды в гидрофильном слое "активной" горячей воды после ступени обезвоживания. В коалесцирующей секции каплеобразователя завершается процесс укрупнения капель и начинается переход их в отдельную свободную фазу в нижней части трубы. Более глубокое разрушение промежуточных слоев осуществляется в аппаратах ступени обезвоживания. В секционном каплеобразователе, особенно в массообменной секции, происходит интенсивное разгазирование промежуточного слоя. At the entrance to the mass transfer section serves hot water at the rate of 20-40% of the volume of accumulations. In this case, due to mass transfer processes, the shelling shells are destroyed, and water globules collide and become larger in the hydrophilic layer of “active” hot water after the dehydration stage. In the coalescing section of the droplet former, the process of enlargement of the droplets is completed and their transition to a separate free phase in the lower part of the pipe begins. A deeper destruction of the intermediate layers is carried out in the apparatus of the dehydration stage. Intensive degassing of the intermediate layer occurs in the sectional droplet former, especially in the mass transfer section.
Постоянный отбор промежуточных слоев из концевого делителя фаз и разрушение их путем гидродинамической обработки в секционном каплеобразователе позволяет интенсифицировать процесс коалесценции газовых пузырьков, диффузионный массообмен между ними и легкими компонентами нефти и резко повысить эффективность отделения газа от нефти как в концевом делителе фаз, так и в сепараторах первой, второй и горячей ступеней сепарации. The constant selection of intermediate layers from the end phase divider and their destruction by hydrodynamic processing in a sectional droplet formation unit allows one to intensify the process of coalescence of gas bubbles, diffusion mass transfer between them and light oil components and dramatically increase the efficiency of gas separation from oil both in the end phase divider and in the separators first, second and hot separation stages.
На чертеже представлена схема осуществления предлагаемого способа сепарации газоводонефтяной смеси. The drawing shows a diagram of the proposed method for the separation of gas-oil mixture.
Способ осуществляется в следующей последовательности (совместно с примером конкретного выполнения). Продукция скважин со средней обводненностью 85% в количестве 11500 м3/сут по подводящему трубопроводу 1 поступает в концевой делитель фаз 2 длиной 65 м и диаметром 1,2 м, где при давлении 0,4-0,6 МПа она расслаивается на нефть, воду и газ. Предварительно продукция скважин обрабатывалась реагентом марки Доуфакс DF 70 в промысловой системе сбора и транспорта нефти из расчета 80 г/т. Послойный отбор проб нефти показал, что на конечном участке концевого делителя фаз 2 в средней зоне трубы накапливается промежуточный слой высотой порядка 2,5-3 см, в котором содержится примерно 56% воды и 9,6% от объема нефти акклюдированного газа. Отделившуюся в количестве 6000 м3/сут пластовую воду отводили из концевого делителя фаз по трубопроводу 5 на очистные сооружения, а нефть и газ по трубопроводам 3 и 4 направляли в сепаратор 1 ступени 6 и далее в сепаратор 2 ступени 8. В сепараторах 1 и 2 ступеней при давлении 0,45 и 0,3 МПа осуществлялась дальнейшая более глубокая сепарация нефти. Отделившийся газ по трубопроводам 7 и 9 направлялся на компрессорную станцию.The method is carried out in the following sequence (together with an example of a specific implementation). The production of wells with an average water cut of 85% in the amount of 11,500 m 3 / day through the supply pipe 1 enters the terminal phase divider 2 with a length of 65 m and a diameter of 1.2 m, where at a pressure of 0.4-0.6 MPa it is stratified into oil, water and gas. Pre-production of wells was treated with reagent brand Doufaks DF 70 in the field system for collecting and transporting oil at a rate of 80 g / t. Layer-by-layer oil sampling showed that in the final section of the terminal phase divider 2 in the middle zone of the pipe an intermediate layer accumulates about 2.5-3 cm high, which contains about 56% of water and 9.6% of the oil volume of the acclaimed gas. The produced water separated in the amount of 6000 m 3 / day was discharged from the terminal phase divider through pipeline 5 to the treatment facilities, and oil and gas were piped through pipelines 3 and 4 to separator 1 of stage 6 and then to separator 2 of stage 8. In separators 1 and 2 steps at a pressure of 0.45 and 0.3 MPa was carried out further deeper oil separation. The separated gas through pipelines 7 and 9 was directed to the compressor station.
Промежуточный слой по трубопроводу 11 через автономную массообменную секцию 12 и коалесцирующую секцию 15 каплеобразователя (параметры первой секции - диаметр 100 мм, длина 40 м) направляют на ступень глубокого обезвоживания 13. Активную дренажную воду после ступени обезвоживания 13 по трубопроводу 16 вводили на прием секционного каплеобразователя из расчета 20-40% к объему промежуточного слоя. В результате массообменных процессов, происходящих в каплеобразователе, газированный промежуточный слой эффективно разрушался, происходило интенсивное разгазирование этого слоя, который из аппарата 13 по трубопроводу 17 направляли на "горячую" ступень сепарации. По трубопроводу 10 отсепарированная нефть поступала на установку подготовки нефти, а по трубопроводу 14 обезвоженная нефть - на ступень обессоливания. The intermediate layer through the pipe 11 through the autonomous mass transfer section 12 and the coalescing section 15 of the droplet formation (the parameters of the first section is a diameter of 100 mm, the length is 40 m) are sent to the deep dehydration stage 13. Active drainage water after the dehydration stage 13 is introduced through the pipe 16 to the reception of the sectional droplet former from the calculation of 20-40% of the volume of the intermediate layer. As a result of mass transfer processes occurring in the droplet former, the aerated intermediate layer was effectively destroyed, and this layer was intensively degassed, which was sent from the apparatus 13 through a pipe 17 to the “hot” separation stage. Separated oil was supplied through pipeline 10 to the oil treatment unit, and dehydrated oil through pipeline 14 to the desalination stage.
При реализации предлагаемого способа сепарации газоводонефтяной смеси качество сепарации нефти в концевом делителе фаз по количеству выделившегося газа составило 25-30 м3/т против 18-20 м3/т без отбора промежуточного слоя. Средний газовый фактор нефти составил 40 м3/т.When implementing the proposed method for separating a gas-oil mixture, the quality of oil separation in the terminal phase divider by the amount of gas released was 25-30 m 3 / t versus 18-20 m 3 / t without selection of an intermediate layer. The average oil gas factor was 40 m 3 / t.
Таким образом, использование предлагаемого способа сепарации газоводонефтяной смеси с отбором промежуточного слоя из концевого делителя фаз и последующей обработкой его в секционном каплеобразователе позволят повысить качество сепарации в концевом делителе фаз в 1,3 раза и соответственно увеличить производительность блока сепарации в 1,5 раза. Thus, the use of the proposed method for separating the gas-oil mixture with the selection of the intermediate layer from the end phase divider and its subsequent processing in the section droplet separator will improve the quality of separation in the end phase divider by 1.3 times and, accordingly, increase the performance of the separation unit by 1.5 times.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99125688A RU2177359C2 (en) | 1999-11-30 | 1999-11-30 | Gas-water-oil separation method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99125688A RU2177359C2 (en) | 1999-11-30 | 1999-11-30 | Gas-water-oil separation method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99125688A RU99125688A (en) | 2001-10-27 |
| RU2177359C2 true RU2177359C2 (en) | 2001-12-27 |
Family
ID=20227794
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99125688A RU2177359C2 (en) | 1999-11-30 | 1999-11-30 | Gas-water-oil separation method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2177359C2 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4200550A (en) * | 1977-04-20 | 1980-04-29 | Compagnie Francaise De Raffinage | Process and apparatus for desalting crude petroleum |
| SU986448A1 (en) * | 1981-07-23 | 1983-01-07 | Предприятие П/Я М-5478 | Installation for preparing oil, gas and water |
| SU1468912A1 (en) * | 1987-04-13 | 1989-03-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of dehydrating oil |
| SU701136A1 (en) * | 1977-04-20 | 1996-03-27 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов | Method of breaking down intermediate emulsion layer |
| RU2090239C1 (en) * | 1994-05-11 | 1997-09-20 | Научно-технический центр "Экотех" | Method of separating gas-water-oil mixture |
-
1999
- 1999-11-30 RU RU99125688A patent/RU2177359C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4200550A (en) * | 1977-04-20 | 1980-04-29 | Compagnie Francaise De Raffinage | Process and apparatus for desalting crude petroleum |
| SU701136A1 (en) * | 1977-04-20 | 1996-03-27 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов | Method of breaking down intermediate emulsion layer |
| SU986448A1 (en) * | 1981-07-23 | 1983-01-07 | Предприятие П/Я М-5478 | Installation for preparing oil, gas and water |
| SU1468912A1 (en) * | 1987-04-13 | 1989-03-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of dehydrating oil |
| RU2090239C1 (en) * | 1994-05-11 | 1997-09-20 | Научно-технический центр "Экотех" | Method of separating gas-water-oil mixture |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ТРОНОВ В.П. Промысловая подготовка нефти. - М.: Недра, 1977, с.129. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6132494A (en) | Process and means for separation of a well production stream | |
| EP1861580B1 (en) | Pipe separator inlet | |
| US8137547B2 (en) | Fluid treatment tank and a well fluid processing system comprising such a tank | |
| CN104685154B (en) | Multi-phase separation system | |
| NO171096B (en) | PROCEDURE AND APPARATUS FOR AGITIZING A LIQUID SYSTEM | |
| CA2478269A1 (en) | Device and method for treating a gas/liquid mixture | |
| RU2135886C1 (en) | Method of device for preliminary disposal of water in gathering systems of oil production wells | |
| US8092692B2 (en) | Apparatus and method for separating immiscible fluid components | |
| CN104944619A (en) | Method for degreasing electro-desalted sewage in heavy crude oil processing process | |
| US5965021A (en) | Hydrocyclone | |
| RU2177359C2 (en) | Gas-water-oil separation method | |
| RU2098714C1 (en) | Method of transportation of gas-water-oil mixture by means of multi-phase pump | |
| RU2090239C1 (en) | Method of separating gas-water-oil mixture | |
| RU2238403C2 (en) | Method for oil preparation and means for realization of said method | |
| CN210140556U (en) | High-efficient dewatering device of ageing crude oil vacuum flash distillation | |
| RU2293843C2 (en) | Method for preparing aerated water for forcing into bed pressure support system and technological complex for realization of said method | |
| EP0605322A1 (en) | Process for the dehydration and/or desalinization and simultaneous fractioning of a petroleum oilfild effluent | |
| RU2171702C2 (en) | Gas-water-oil mixture separation process | |
| US10995300B2 (en) | Process and system for enhancing recovery of essential oil | |
| CN207986851U (en) | Electric desalting apparatus cuts out oil-containing sewage treatment system | |
| SU1737223A1 (en) | Method of transport of high viscosity crude oil jointly with casing-head gas and seam water | |
| CN205774346U (en) | High water-content crude oil dehydration piece-rate system | |
| RU2003921C1 (en) | Gear for piping and separating products | |
| RU2283681C1 (en) | Oil preconditioning plant | |
| SU1560262A1 (en) | Method of catching petroleum from the flow of stratal water |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071201 |