RU2788491C1 - Oil dehydration and desalination method - Google Patents
Oil dehydration and desalination method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2788491C1 RU2788491C1 RU2022124151A RU2022124151A RU2788491C1 RU 2788491 C1 RU2788491 C1 RU 2788491C1 RU 2022124151 A RU2022124151 A RU 2022124151A RU 2022124151 A RU2022124151 A RU 2022124151A RU 2788491 C1 RU2788491 C1 RU 2788491C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- mixer
- emulsion
- desalting
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 title abstract description 17
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 title abstract description 17
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 title description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000011033 desalting Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 description 15
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 14
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 13
- 241001536374 Indicator indicator Species 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000005501 phase interface Effects 0.000 description 1
- 102200118166 rs16951438 Human genes 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способам обезвоживания и обессоливания нефти и может найти применение при комплексной подготовке нефти в промысловых условиях и на нефтеперерабатывающих предприятиях.The invention relates to the oil industry, in particular, to methods of dehydration and desalting of oil and can be used in the complex preparation of oil in field conditions and at oil refineries.
Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти (патент RU № 2074231, МПК С10G 33/00, В01D 17/04, опубл. 27.02.1997 г.) на нефтепромыслах и нефтеперерабатывающих заводах. Нефть подвергают гидродинамическому возмущению, пропуская ее через каналы, выполненные из гидрофобного материала, разделяя ее при этом порциями воды на чередующих вдоль каналов слои путем периодического добавления в начальный участок каналов порцию воды, и далее отстаивают.A known method of dehydration and desalting of oil (patent RU No. 2074231, IPC C10G 33/00, B01D 17/04, publ. 27.02.1997) in oil fields and refineries. Oil is subjected to hydrodynamic perturbation by passing it through channels made of hydrophobic material, separating it by portions of water into layers alternating along the channels by periodically adding a portion of water to the initial section of the channels, and then settling.
Известный способ отличается сложностью в аппаратурном исполнении и недостаточно эффективен для обессоливания нефти. Низкая эффективность, в части обессоливания нефти, обусловлена тем, что отсутствует эффективное перемешивание пресной воды и нефти, необходимое для процесса обессоливания. Предполагается, что эмульгированная дисперсная водная фаза «выносится» из объема нефтяной эмульсии на поверхность раздела фаз «эмульсия - вода» под воздействием образующихся циркуляционных токов в эмульсии при движении по вертикальным гидрофобным каналам чередующихся слоев «вода - эмульсия». Кроме того, требуется большое количество пресной (водопроводной) воды для обеспечения образования чередующихся слоев «вода - эмульсия». А дальнейший совместный транспорт такого количества жидкости до отстойников не исключает повторного эмульгирования воды в нефти.The known method is complex in hardware design and is not effective enough for oil desalting. Low efficiency, in terms of oil desalting, is due to the fact that there is no effective mixing of fresh water and oil, which is necessary for the desalting process. It is assumed that the emulsified dispersed aqueous phase is “carried out” from the volume of the oil emulsion to the “emulsion-water” phase interface under the influence of the resulting circulation currents in the emulsion when moving along vertical hydrophobic channels of alternating layers “water-emulsion”. In addition, a large amount of fresh (tap) water is required to ensure the formation of alternating water-emulsion layers. And the further joint transport of such a quantity of liquid to the settling tanks does not exclude the re-emulsification of water in oil.
Также известен способ обезвоживания нефти (патент RU № 2439314, МПК Е21В 43/34, B01D 17/04, опубл.10.01.2012 г.), включающий диспергирование воды в нефтяной эмульсии, причем в качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1 % при температуре 5-50 °С, диспергирование осуществляют в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи водомаслорастворимого деэмульгатора, при диспергировании воду в объеме 2-15 % от объема подготавливаемой нефти направляют в нефтяную эмульсию под углом 45±5° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть направляют под слой сточной воды.Also known is a method for dehydrating oil (patent RU No. 2439314, IPC E21B 43/34, B01D 17/04, publ. the content of oil products is not more than 1% at a temperature of 5-50 ° C, dispersion is carried out in an oil pipeline with a laminar oil emulsion flow at the site of the oil pipeline after the point of supply of a water-oil-soluble demulsifier, when dispersed, water in a volume of 2-15% of the volume of oil being prepared is sent to the oil emulsion at an angle of 45 ± 5 ° to the direction of the pipeline axis through holes with a diameter of 5-15 mm, the rest is directed under the wastewater layer.
Известный способ предполагает осуществление процесса обезвоживания в ламинарном режиме движения в трубопроводе, что, несмотря на наличие диспергирующего устройства, неблагоприятно для процессов диспергирования пресной воды и дальнейшей коалесценции капель эмульгированной воды, при этом отсутствует устройство для укрупнения капель воды.The known method involves the implementation of the dehydration process in a laminar mode of movement in the pipeline, which, despite the presence of a dispersing device, is unfavorable for the processes of dispersing fresh water and further coalescence of emulsified water droplets, while there is no device for coarsening water droplets.
Наиболее близким является способ обезвоживания и обессоливания нефти (Уразов И.И., Губайдулин Ф.Р., Судыкин С.Н., Мухаметгалеев Р.Р. / Разработка и внедрение интенсифицирующих устройств для подготовки высоковязкой нефти в ПАО "Татнефть" / Экспозиция Нефть Газ. - 2016. - № 7. - С. -36-38), включающий смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме со скоростью движения водонефтяной эмульсии не менее 0,5 м/с, направление смеси в коалесцентор со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,05 м/с для укрупнения капель воды и последующее отделение в отстойном оборудовании.The closest is the method of dehydration and desalination of oil (Urazov I.I., Gubaidulin F.R., Sudykin S.N., Mukhametgaleev R.R. / Development and implementation of intensifying devices for the preparation of high-viscosity oil in PJSC Tatneft / Exposition Oil Gaz. - 2016. - No. 7. - P. -36-38), including the mixing of dehydrated oil and fresh water in the mixer in a turbulent mode with a speed of the water-oil emulsion of at least 0.5 m/s, the direction of the mixture into the coalescent at a speed movement of water-oil emulsion 0.05 m/s to enlarge water droplets and subsequent separation in settling equipment.
Недостатком является сложность выдерживания строго определенной скорости движения эмульсии в смесителе и коалесценторе, которая связана с неравномерностью поступления обезвоженной нефти, тем самым требуя дополнительный контроль. Также не представлена информация по необходимому времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе и коалесценторе.The disadvantage is the difficulty of maintaining a strictly defined speed of the emulsion in the mixer and coalescent, which is associated with the uneven flow of dehydrated oil, thereby requiring additional control. Also, no information is provided on the required processing time of the water-oil emulsion in the mixer and coalescent.
Технической задачей является эффективное осуществление обезвоживания и обессоливания нефти путем интенсивного перемешивания пресной воды и обезвоженной нефти в короткие промежутки времени.The technical problem is the effective implementation of dehydration and desalting of oil by intensive mixing of fresh water and dehydrated oil in short periods of time.
Технические задачи решаются способом обезвоживания и обессоливания нефти, включающим смешение обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе в турбулентном режиме, направление смеси в коалесцентор для укрупнения капель воды и последующее их разделение в отстойном оборудовании.Technical problems are solved by the method of dehydration and desalting of oil, including mixing of dehydrated oil and fresh water in a mixer in a turbulent mode, directing the mixture into a coalescent to coarsen water droplets and their subsequent separation in settling equipment.
Новым является то, что процесс смешения обезвоженной нефти и пресной воды в смесителе осуществляют со скоростью движения водонефтяной эмульсии 0,4-0,6 м/с, при этом время обработки составляет 10-20 сек, а скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе выдерживают в интервале 0,02-0,06 м/с при времени обработки 125-200 сек.What is new is that the process of mixing dehydrated oil and fresh water in the mixer is carried out at a speed of movement of the water-oil emulsion of 0.4-0.6 m/s, while the processing time is 10-20 seconds, and the speed of movement of the water-oil emulsion in the coalescer is maintained at interval 0.02-0.06 m/s with a processing time of 125-200 sec.
Способ обезвоживания и обессоливания нефти осуществляют следующим образом.The method of dehydration and desalting of oil is carried out as follows.
Продукция скважин после отделения попутного нефтяного газа направляется на ступень отделения пластовой воды. Отделившуюся пластовую воду направляют на очистные сооружения и далее для закачки в систему поддержания пластового давления. Предварительно обезвоженную нефть со ступени предварительного сброса воды через блок подогрева нефти направляют на ступень горячего обезвоживания. После глубокого обезвоживания нефть направляют на ступень обессоливания, где перед ступенью обессоливания после точки подачи пресной воды располагают блок интенсифицирующих устройств - смеситель и коалесцентор.Well production after separation of associated petroleum gas is sent to the stage of formation water separation. The separated reservoir water is sent to treatment facilities and further for injection into the reservoir pressure maintenance system. Pre-dehydrated oil from the stage of preliminary water discharge through the oil heating unit is sent to the hot dehydration stage. After deep dehydration, the oil is sent to the desalination stage, where before the desalination stage after the fresh water supply point, a block of intensifying devices is located - a mixer and a coalescent.
В смесителе осуществляется эффективное диспергирование пресной промывочной воды в нефти, в коалесценторе происходит столкновение капель воды друг с другом, их слияние и укрупнение. Далее в дегидраторе ступени обессоливания под действием сил гравитации происходит быстрое осаждение воды в нижнюю часть аппарата. Таким образом, ускоряется процесс отделения воды из нефти и снижается время необходимое для отстоя нефтяной эмульсии в дегидраторе.In the mixer, effective dispersion of fresh flushing water in oil is carried out, in the coalescer, water droplets collide with each other, merge and enlarge. Further, in the dehydrator of the desalting stage, under the action of gravitational forces, water rapidly settles into the lower part of the apparatus. Thus, the process of separating water from oil is accelerated and the time required for settling the oil emulsion in the dehydrator is reduced.
Смеситель представляет собой трубное устройство расчетного диаметра и длины, заполненное насадками (например, кольцами Палля), закрепленными во фланцевом соединении смесителя, для предотвращения уноса насадок потоком жидкости используются перегородки из просечно-вытяжного листа или металлической сетки.The mixer is a pipe device of the estimated diameter and length, filled with nozzles (for example, Pall rings) fixed in the flange connection of the mixer, to prevent the nozzles from being carried away by the liquid flow, partitions made of expanded metal or metal mesh are used.
Смешивают обезвоженную нефть и пресную воду в объеме 1-10 % от объема подготавливаемой нефти в смесителе в турбулентном режиме. Водонефтяная эмульсия движется в смесителе со скоростью 0,4-0,6 м/с, при этом время обработки составляет 10 - 20 сек. Режим течения потока жидкости по трубопроводу смесителя - турбулентный, т.е. течение, при котором жидкость перемещается перемешиваясь, происходит эффективное смешение пресной воды с обезвоженной нефтью.Dry oil and fresh water are mixed in a volume of 1-10% of the volume of oil being prepared in a mixer in a turbulent mode. The water-oil emulsion moves in the mixer at a speed of 0.4-0.6 m/s, while the processing time is 10-20 seconds. The flow regime of the liquid flow through the mixer pipeline is turbulent, i.e. the flow in which the liquid moves while mixing, there is an effective mixing of fresh water with dehydrated oil.
Далее поток водонефтяной эмульсии поступает в коалесцентор. Коалесцентор представляет собой трубное устройство расчетного диаметра и длины, заполненное насадками (например, кольцами Палля). При движении водонефтяной эмульсии в коалесценторе происходит столкновение мелкодиспергированных капель воды друг с другом на поверхности колец Палля, их слияние и укрупнение. Скорость движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе составляет 0,02-0,06 м/с, а время обработки - 125-200 сек. Далее осуществляют отделение воды из нефти в дегидраторе ступени обессоливания.Next, the flow of water-oil emulsion enters the coalescent. The coalescent is a pipe device of the estimated diameter and length, filled with nozzles (for example, Pall rings). When the water-oil emulsion moves in the coalescent, finely dispersed water drops collide with each other on the surface of the Pall rings, they merge and enlarge. The speed of movement of the water-oil emulsion in the coalescent is 0.02-0.06 m/s, and the processing time is 125-200 seconds. Further, water is separated from oil in the dehydrator of the desalination stage.
В таблице 1 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти при применении блока интенсифицирующих устройств - смесителя и коалесцентора в зависимости от изменения объема подачи пресной воды в диапазоне 1-10 %.Table 1 shows the results of dehydration and desalting of carboxylic oil using a block of intensifying devices - a mixer and a coalescent, depending on the change in the volume of fresh water supply in the range of 1-10%.
после дегидратора ступени обессоливания, мг/л2. Mass concentration of chloride salts
after the dehydrator of the desalination stage, mg/l
дегидратора ступени обессоливания, %3. Mass fraction of water in oil after
dehydrator of the desalination stage, %
Из таблицы 1 видно, что при подаче пресной воды в объеме от 1 до 10 % перед блоком интенсифицирующих устройств массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 42 до 252 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,11 до 0,45 %.Table 1 shows that when fresh water is supplied in a volume of 1 to 10% before the block of intensifying devices, the mass concentration of chloride salts after the dehydrator of the desalination stage is from 42 to 252 mg/l, the mass fraction of water in oil is from 0.11 to 0 .45%.
В таблице 2 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе. Результаты представлены при объеме пресной воды - 3 %.Table 2 shows the results of dehydration and desalting of carboxylic oil, depending on the change in the speed of the water-oil emulsion in the mixer. The results are presented with a volume of fresh water - 3%.
после дегидратора ступени обессоливания, мг/л3. Mass concentration of chloride salts
after the dehydrator of the desalination stage, mg/l
дегидратора ступени обессоливания, %4. Mass fraction of water in oil after
dehydrator of the desalination stage, %
Из таблицы 2 видно, что при изменении скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе в пределах от 0,3 до 0,6 м/с массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 95 до 109 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,3 до 0,34 %. При этом оптимальным диапазоном скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе является интервал 0,4-0,6 м/с, который обеспечивает массовую концентрацию хлористых солей не более 100 мг/л, что в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 отвечает требованиям 1 группы качества товарной нефти.Table 2 shows that when changing the speed of the water-oil emulsion in the mixer in the range from 0.3 to 0.6 m/s, the mass concentration of chloride salts after the dehydrator of the desalting stage is from 95 to 109 mg/l, the mass fraction of water in oil is from 0.3 to 0.34%. At the same time, the optimal range of the speed of movement of the water-oil emulsion in the mixer is the interval of 0.4-0.6 m/s, which provides a mass concentration of chloride salts of not more than 100 mg/l, which, in accordance with GOST R 51858-2002, meets the requirements of the 1st quality group commercial oil.
В таблице 3 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе. Результаты представлены при скорости движения водонефтяной эмульсии в смесителе - 0,5 м/с и объеме пресной воды - 3 %.Table 3 shows the results of dehydration and desalting of carboxylic oil depending on the change in the processing time of the water-oil emulsion in the mixer. The results are presented at the speed of movement of the water-oil emulsion in the mixer - 0.5 m/s and the volume of fresh water - 3%.
после дегидратора ступени обессоливания, мг/л4. Mass concentration of chloride salts
after the dehydrator of the desalination stage, mg/l
дегидратора ступени обессоливания, %5. Mass fraction of water in oil after
dehydrator of the desalination stage, %
Из таблицы 3 видно, что при изменении времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе от 5 до 20 сек массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 93 до 108 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,31 до 0,36 %. При этом оптимальным диапазоном времени обработки водонефтяной эмульсии в смесителе является интервал 10-20 сек, который обеспечивает массовую концентрацию хлористых солей не более 100 мг/л.From table 3 it can be seen that when the processing time of the water-oil emulsion in the mixer is changed from 5 to 20 seconds, the mass concentration of chloride salts after the dehydrator of the desalination stage is from 93 to 108 mg/l, the mass fraction of water in oil is from 0.31 to 0.36 %. At the same time, the optimal time range for processing the water-oil emulsion in the mixer is the interval of 10-20 seconds, which provides a mass concentration of chloride salts of not more than 100 mg/l.
В таблице 4 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе. Результаты представлены при объеме пресной воды - 3 %.Table 4 shows the results of dehydration and desalting of carboxylic oil depending on the change in the speed of the water-oil emulsion in the coalescent. The results are presented with a volume of fresh water - 3%.
после дегидратора ступени обессоливания, мг/л3. Mass concentration of chloride salts
after the dehydrator of the desalination stage, mg/l
дегидратора ступени обессоливания, %4. Mass fraction of water in oil after
dehydrator of the desalination stage, %
При изменении скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе от 0,01 до 0,06 м/с массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 96 до 100 мг/л (см. таблицу 4), массовая доля воды в нефти - от 0,29 до 0,3 %. При этом оптимальным диапазоном скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе является интервал 0,02-0,06 м/с, т.к. снижение скорости до 0,01 м/с никак не влияет на качество подготовленной нефти.When changing the speed of the water-oil emulsion in the coalescent from 0.01 to 0.06 m/s, the mass concentration of chloride salts after the dehydrator of the desalting stage is from 96 to 100 mg/l (see Table 4), the mass fraction of water in oil is from 0 .29 to 0.3%. In this case, the optimal range of the speed of movement of the water-oil emulsion in the coalescent is the interval of 0.02-0.06 m/s, because reducing the speed to 0.01 m/s does not affect the quality of the treated oil.
В таблице 5 приведены результаты обезвоживания и обессоливания карбоновой нефти в зависимости от изменения времени обработки водонефтяной эмульсии в коалесценторе. Результаты представлены при скорости движения водонефтяной эмульсии в коалесценторе - 0,04 м/с и объеме пресной воды - 3 %.Table 5 shows the results of dehydration and desalting of carboxylic oil depending on the change in the processing time of the water-oil emulsion in the coalescent. The results are presented at the speed of movement of the water-oil emulsion in the coalescent - 0.04 m/s and the volume of fresh water - 3%.
При изменении времени обработки водонефтяной эмульсии в коалесценторе от 50 до 200 сек (см. таблицу 5) массовая концентрация хлористых солей после дегидратора ступени обессоливания составляет от 94 до 107 мг/л, массовая доля воды в нефти - от 0,28 до 0,34 %. При этом оптимальным диапазоном времени обработки водонефтяной эмульсии в коалесценторе является интервал 125-200 сек, который обеспечивает массовую концентрацию хлористых солей не более 100 мг/л.When changing the processing time of the water-oil emulsion in the coalescer from 50 to 200 sec (see Table 5), the mass concentration of chloride salts after the dehydrator of the desalting stage is from 94 to 107 mg/l, the mass fraction of water in oil is from 0.28 to 0.34 %. At the same time, the optimal range of processing time for the oil-water emulsion in the coalescent is the interval of 125-200 seconds, which provides a mass concentration of chloride salts of not more than 100 mg/l.
после дегидратора ступени обессоливания, мг/л4. Mass concentration of chloride salts
after the dehydrator of the desalination stage, mg/l
дегидратора ступени обессоливания, %5. Mass fraction of water in oil after
dehydrator of the desalination stage, %
Таким образом предлагаемый способ позволяет эффективно осуществлять процесс обезвоживания и обессоливания нефти путем интенсивного перемешивания пресной воды и обезвоженной нефти в короткие промежутки времени.Thus, the proposed method allows you to effectively carry out the process of dehydration and desalting of oil by intensive mixing of fresh water and dehydrated oil in short periods of time.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2788491C1 true RU2788491C1 (en) | 2023-01-20 |
Family
ID=
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN100460485C (en) * | 2006-06-22 | 2009-02-11 | 桑玉元 | Efficient crude-oil dewatering treating system and treatment |
| RU2439314C1 (en) * | 2011-03-15 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В. Д. Шашина | Oil dehydration method |
| RU2694550C1 (en) * | 2019-03-11 | 2019-07-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тихоокеанский государственный университет" | Method of oil dehydration and desalination |
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN100460485C (en) * | 2006-06-22 | 2009-02-11 | 桑玉元 | Efficient crude-oil dewatering treating system and treatment |
| RU2439314C1 (en) * | 2011-03-15 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В. Д. Шашина | Oil dehydration method |
| RU2694550C1 (en) * | 2019-03-11 | 2019-07-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тихоокеанский государственный университет" | Method of oil dehydration and desalination |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| И.И. УРАЗОВ И ДР. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ИНТЕНСИФИЦИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ В ПАО "ТАТНЕФТЬ". ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ. 2016. N7 (53). * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1313836C (en) | Method and apparatus for treatment of oil contaminated sludge | |
| Al-Otaibi et al. | Experimental investigation of crude oil desalting and dehydration | |
| US10927309B2 (en) | Conserving fresh wash water usage in desalting crude oil | |
| Hadi et al. | A review of petroleum emulsification types, formation factors, and demulsification methods | |
| RU2741599C2 (en) | Methods of separating at least one emulsion by applying electric field and device for realizing said method | |
| US4895641A (en) | Method of desalting crude oil | |
| RU2788491C1 (en) | Oil dehydration and desalination method | |
| WO2008117005A1 (en) | Process for separation of water from slop mud | |
| Kajitvichyanukul et al. | Oil water separation | |
| RU2386663C1 (en) | Treatment method of oil emulsion of interlayers of capacitive equipment of preparation of oil and water | |
| Zulfiqar et al. | Principles of oil-water separation strategies | |
| Moosai et al. | Oily wastewater cleanup by gas flotation | |
| Rajamanickam | Technologies Involved in the Demulsification of Crude Oil | |
| RU2133765C1 (en) | Method of dehydrating and desalting of water-oil emulsion | |
| RU2439314C1 (en) | Oil dehydration method | |
| US20160046876A1 (en) | Sequential mixing process for improved desalting | |
| RU2057162C1 (en) | Method of treatment of stable petroleum emulsions containing impurities | |
| RU2330060C1 (en) | Method of processing high-viscosity oil | |
| SU883151A1 (en) | Method of dehydration and desalinization of highly viscous oils | |
| SU808096A1 (en) | Device for dewatering and desalinization of petroleum | |
| Chiam et al. | Separation of stable oil/water emulsion by using commercial microfiltration polyvinylidene fluoride membranes | |
| Al-Gburi | Demulsification of water/crude oil emulsions using functionalised PolyHIPEs in an electrostatic field | |
| RU2230771C2 (en) | Method of desalting and dehydrating heavy viscous crude oil and trapped petroleum product | |
| Fazullin et al. | Coalescence of water-oil emulsions on thin-layered PVC plates | |
| RU2695732C2 (en) | Method for preparation of hydrocarbon phase of waste invert-emulsion drilling mud as base for preparation of process fluids used in drilling and development of wells |