RU2260690C1 - Method for oil dehydration - Google Patents
Method for oil dehydration Download PDFInfo
- Publication number
- RU2260690C1 RU2260690C1 RU2004132551/03A RU2004132551A RU2260690C1 RU 2260690 C1 RU2260690 C1 RU 2260690C1 RU 2004132551/03 A RU2004132551/03 A RU 2004132551/03A RU 2004132551 A RU2004132551 A RU 2004132551A RU 2260690 C1 RU2260690 C1 RU 2260690C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- wastewater
- volume
- dehydration
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 title claims description 18
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 title claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 22
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 11
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 abstract 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 2
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in oil dehydration.
Известен способ обезвоживания и обессоливания нефти 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 (патент РФ №2074231, опубл. 27.02.1997).A known method of dehydration and desalination of oil in oil fields and refineries. The oil is subjected to hydrodynamic perturbation, passing it through channels made of hydrophobic material, while dividing it in portions of water into alternating layers along the channels by periodically adding a portion of water to the initial section of the channels, and then defend (RF patent No. 2074231, publ. 02.27.1997 )
Известный способ сложен в аппаратурном исполнении и недостаточно эффективен.The known method is complicated in hardware and not efficient enough.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, включающий замер объема эмульсии из скважин, сепарацию газа, введение деэмульгатора в трубопровод, отводящий эмульсию от замерной установки к сепаратору, отделение свободной пластовой воды из отстойника и подготовку нефти путем глубокого обезвоживания и обессоливания добавлением горячей воды в эмульсию и диспергирования ее с последующим разделением и отделением фаз. Деэмульгатор вводят в два этапа по половине от норматива. Вторую половину вводят в процессе подготовки нефти при диспергировании эмульсии созданием круговой циркуляции насос-отстойником, при котором также вводят горячую воду. Подготовку нефти осуществляют не менее чем в двух отстойниках, обеспечивая непрерывное поступление эмульсии из скважин. Разделение фаз в отстойнике до и после диспергирования осуществляют в режиме теплового воздействия (патент РФ №2153382, опубл. 07.27.2000 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method of preparing oil, including measuring the volume of the emulsion from the wells, gas separation, introducing a demulsifier into the pipeline, diverting the emulsion from the metering unit to the separator, separating the free produced water from the sump and preparing the oil by deep dehydration and desalination by adding hot water into the emulsion and dispersing it, followed by separation and separation of the phases. The demulsifier is administered in two stages, half the norm. The second half is introduced in the process of oil preparation when dispersing the emulsion by creating a circular circulation pump-sump, in which hot water is also introduced. Oil preparation is carried out in at least two sedimentation tanks, providing a continuous flow of emulsion from the wells. The phase separation in the sump before and after dispersion is carried out in the heat exposure mode (RF patent No. 2153382, publ. 07.27.2000 - prototype).
Известный способ энергоемок и дорог, т.к. требует применения горячей воды и деэмульгаторов. Способ недостаточно эффективен, т.к. не позволяет в достаточной степени провести отделение воды от нефти.The known method is energy intensive and expensive, because requires the use of hot water and demulsifiers. The method is not effective enough, because does not allow to sufficiently separate the water from oil.
В изобретении решается задача повышения степени обезвоживания нефти.The invention solves the problem of increasing the degree of dehydration of oil.
Задача решается тем, что в способе обезвоживания нефти, включающем диспергирование воды в нефтяной эмульсии на входе в отстойник, согласно изобретению в качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 60 мг/л и твердых взвешенных частиц не более 50 мг/л в объеме 8-15% от объема подготавливаемой нефти при температуре 5-25°С.The problem is solved in that in the method of oil dehydration, including dispersing water in an oil emulsion at the inlet of a sump, according to the invention, wastewater of the same oil deposit with an oil content of not more than 60 mg / l and suspended particulate matter of not more than 50 mg is used as water / l in the amount of 8-15% of the volume of oil being prepared at a temperature of 5-25 ° C.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) диспергирование воды в нефтяной эмульсии;1) dispersing water in an oil emulsion;
2) то же на входе в отстойник;2) the same at the entrance to the sump;
3) использование в качестве воды сточной воды той же нефтяной залежи;3) the use of wastewater of the same oil reservoir as water;
4) то же с содержанием нефтепродуктов не более 60 мг/л;4) the same with a petroleum product content of not more than 60 mg / l;
5) то же с содержанием твердых взвешенных частиц не более 50 мг/л;5) the same with a suspended solids content of not more than 50 mg / l;
6) то же в объеме 8-15% от объема подготавливаемой нефти;6) the same in the amount of 8-15% of the volume of oil being prepared;
7) то же при температуре 5-25°С.7) the same at a temperature of 5-25 ° C.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3-7 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При обезвоживании нефти стремятся добиться наибольшего удаления воды. Известные способы энергоемки и дороги, т.к. требует применения горячей воды и деэмульгаторов. Способы недостаточно эффективны, т.к. не позволяют в достаточной степени провести отделение воды от нефти.When dehydrated, oil seeks to achieve the greatest removal of water. Known methods are energy intensive and expensive, because requires the use of hot water and demulsifiers. The methods are not effective enough, because do not allow sufficient separation of water from oil.
В предложенном способе решается задача повышения степени обезвоживания нефти с минимальными энергетическими затратами. Задача решается следующим образом.The proposed method solves the problem of increasing the degree of dehydration of oil with minimal energy costs. The problem is solved as follows.
Смешивают водонефтяную эмульсию с промывочной водой и проводят обезвоживание в горизонтальных отстойниках. При этом считается, что для обезвоживания необходимо лишь дренировать воду. Проведенные исследования показали, что степень обезвоживания увеличивается, если в качестве промывочной воды используют сточную воду той же нефтяной залежи, которая обладает сродством к нефти, хорошей совместимостью и повышенной плотностью. В этом случае сточная вода способна ускорить процесс коалесценции и отделения воды от водонефтяной эмульсии.The oil-water emulsion is mixed with washing water and dehydration is carried out in horizontal settling tanks. It is believed that for dehydration it is only necessary to drain the water. Studies have shown that the degree of dehydration increases if wastewater is used as wastewater of the same oil reservoir, which has an affinity for oil, good compatibility and increased density. In this case, the wastewater can accelerate the process of coalescence and separation of water from the oil-water emulsion.
Для лучшего совмещения сточной воды и водонефтяной эмульсии смешение осуществляют в линии входа в горизонтальные отстойники диспергированием сточной воды. Объем сточной воды подобран оптимальным 8-15% от объема подготавливаемой нефти. Температура процесса составляет 5-25°С. Наилучшие результаты достигаются при использовании сточной воды, содержащей не более 60 мг/л нефтепродуктов и не более 50 мг/л твердых взвешенных частиц. Объем одного отстойника составляет 200 м3. Расход водонефтяной эмульсии с диспергированной сточной водой в отстойник составляет 1000-1200 м3/сут.To better combine wastewater and oil-water emulsion, the mixing is carried out in the line of entry into the horizontal settlers by dispersing the wastewater. The volume of wastewater is optimally selected 8-15% of the volume of oil being prepared. The temperature of the process is 5-25 ° C. The best results are achieved when using wastewater containing not more than 60 mg / l of petroleum products and not more than 50 mg / l of suspended solids. The volume of one sump is 200 m 3 . The flow of oil-water emulsion with dispersed wastewater into the sump is 1000-1200 m 3 / day.
В результате удается довести содержание воды в нефти до требуемого показателя на выходе из горизонтальных отстойников. Достигаемая степень обезвоживания позволяет отключить и вывести в резерв несколько емкостей объемом 200 м3, что дает существенную экономию на электроэнергии, обслуживании (ремонт, чистка и т.д.) и увеличении срока службы этих аппаратов. Подача сточной воды исключает попадание в установку свободного кислорода, тем самым значительно замедляется скорость коррозии оборудования и запорной арматуры. Позволяет значительно снизить расходы электроэнергии на перекачку до установки подготовки нефти вследствие глубокого обезвоживания нефти до уровня менее 1%. Позволяет сэкономить топливный газ и пар, используемые на установке для подогрева водонефтяной эмульсии. Процесс отделения воды от нефти при промывке сточной водой идет быстрее, чем без подачи воды, или чем при подаче пресной воды.As a result, it is possible to bring the water content in oil to the required value at the outlet of horizontal settlers. The achieved degree of dewatering allows you to disconnect and put into reserve several tanks with a volume of 200 m 3 , which gives significant savings on electricity, maintenance (repair, cleaning, etc.) and increase the service life of these devices. The wastewater supply prevents free oxygen from entering the unit, thereby significantly slowing down the corrosion rate of equipment and valves. It allows you to significantly reduce the cost of electricity for pumping to the installation of oil treatment due to deep dehydration of oil to less than 1%. Saves fuel gas and steam used in the installation for heating oil-water emulsions. The process of separating water from oil during washing with waste water is faster than without supplying water, or than when supplying fresh water.
При увеличении объема подачи сточной воды выше 15% процесс обезвоживания значительно ухудшается. Подачу сточной воды следует производить в поток водонефтяной эмульсии после перекачивающих насосов. Подача на прием насоса приводит к образованию трудноразрушаемой мелкодисперсной эмульсии. При снижении объема подачи сточной воды ниже 8% процесс обезвоживания значительно замедляется. При диспергировании сточной воды в водонефтяной эмульсии осуществляется эффект дождя, ускоряется процесс коалесценции (слияния капель воды), т.к. быстро идет рост массы капель, диспергированных в нефти, и интенсивное осаждение их под действием сил гравитации. Сточная вода содержит остатки водорастворимых деэмульгаторов, которые способствуют увеличению скорости разделения водонефтяной эмульсии и увеличению глубины обезвоживания нефти.With an increase in the volume of wastewater supply above 15%, the dehydration process deteriorates significantly. Wastewater should be supplied to the oil-water emulsion stream after the transfer pumps. Submission to the pump leads to the formation of an intractable finely dispersed emulsion. With a decrease in the volume of wastewater supply below 8%, the dehydration process slows down significantly. When the wastewater is dispersed in the oil-water emulsion, the rain effect is carried out, the process of coalescence (the merging of water droplets) is accelerated, because rapidly growing mass of droplets dispersed in oil, and their intense deposition under the influence of gravity. Wastewater contains residues of water-soluble demulsifiers, which contribute to an increase in the rate of separation of water-oil emulsions and an increase in the depth of oil dehydration.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Опытно-промышленные испытания способа проводились в НГДУ \Азнакаевскнефть\ на Бирючевском центральном пункте сбора высокосернистой нефти Ромашкинского месторождения. Объект имеет три горизонтальных отстойника объемом 200 м3 каждый, соединенных параллельно. Установка позволяет провести обезвоживание 1500 т водонефтяной эмульсии в сутки (800 т/сут нефти). Производят подачу сточной воды Ромашкинского месторождения плотностью 1012 кг/м3 через диспергатор в линию входа водонефтяной эмульсии в горизонтальные отстойники.Pilot industrial tests of the method were carried out in NGDU \ Aznakaevskneft \ at the Biryuchevsky central collection point of high-sulfur oil Romashkinskoye field. The facility has three horizontal sumps of 200 m 3 each, connected in parallel. The installation allows dewatering of 1,500 tons of oil-water emulsion per day (800 tons / day of oil). Wastewater is supplied from the Romashkinskoye field with a density of 1012 kg / m 3 through a dispersant to the line of water-oil emulsion entering the horizontal settling tanks.
Обводненность водонефтяной эмульсии в линии входа в горизонтальные отстойники составляет до 10%, температура - от 5 до 25°С. Расход сточной воды составляет от 2 до 4 м3/ч, что эквивалентно 8-15% от объема подготавливаемой нефти. В качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 60 мг/л и твердых взвешенных частиц не более 50 мг/л. В результате промывки нефти исследуемым методом было достигнуто обезвоживание до требуемого содержания воды менее 1% после горизонтальных отстойников.The water content of the oil-water emulsion in the entrance line to the horizontal settling tanks is up to 10%, and the temperature is from 5 to 25 ° С. Wastewater consumption is from 2 to 4 m 3 / h, which is equivalent to 8-15% of the volume of oil being prepared. Wastewater of the same oil pool with a petroleum content of not more than 60 mg / L and suspended solids of not more than 50 mg / L is used as water. As a result of washing the oil with the studied method, dehydration was achieved to the required water content of less than 1% after horizontal settling tanks.
При отсутствии подачи сточной воды содержание остаточной воды в нефти на выходе с установки 4-10%, т.е. не достигается степень обезвоживания, удовлетворяющая качеству подготовки нефти до III группы по ГОСТ Р 51858-2002 (по содержанию хлористых солей до 900 мг/л и обводненностью не более 1%).In the absence of wastewater supply, the residual water content in oil at the outlet of the installation is 4-10%, i.e. the degree of dehydration is not achieved, which satisfies the quality of oil preparation up to group III according to GOST R 51858-2002 (according to the content of chloride salts up to 900 mg / l and water cut not more than 1%).
Применение предложенного способа позволит повысить степень обезвоживания нефти.The application of the proposed method will increase the degree of dehydration of oil.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004132551/03A RU2260690C1 (en) | 2004-11-10 | 2004-11-10 | Method for oil dehydration |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004132551/03A RU2260690C1 (en) | 2004-11-10 | 2004-11-10 | Method for oil dehydration |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2260690C1 true RU2260690C1 (en) | 2005-09-20 |
Family
ID=35849044
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004132551/03A RU2260690C1 (en) | 2004-11-10 | 2004-11-10 | Method for oil dehydration |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2260690C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2439314C1 (en) * | 2011-03-15 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В. Д. Шашина | Oil dehydration method |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU584869A1 (en) * | 1976-08-01 | 1977-12-25 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности | Apparatus for joint pretreatment of oil and water |
| SU1085940A1 (en) * | 1982-08-11 | 1984-04-15 | Ленинградский Ордена Октябрьской Революции И Ордена Трудового Красного Знамени Инженерно-Строительный Институт | Method for purifying waste liquors from petroleum products |
| SU1103879A1 (en) * | 1983-01-17 | 1984-07-23 | Организация П/Я А-3780 | Arrangement for separating petroleum-water emulsions |
| SU1233900A1 (en) * | 1984-09-01 | 1986-05-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Apparatus for dehydration of petroleum |
| US4842738A (en) * | 1988-04-29 | 1989-06-27 | Greenspan Harvey P | Centrifuge device |
| SU1502045A1 (en) * | 1987-10-06 | 1989-08-23 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Method of dewatering oil/water emulsion |
| EP0457951A1 (en) * | 1988-12-07 | 1991-11-27 | Ossenkop Maschinenbau | Device for the flow separation of oil from water with flow in meander form |
| RU2090238C1 (en) * | 1994-09-28 | 1997-09-20 | Черек Алексей Михайлович | Method of treating crude oil at oil fields |
| RU2094083C1 (en) * | 1996-08-20 | 1997-10-27 | Зобов Александр Михайлович | Device for separation of emulsions |
| RU2153382C1 (en) * | 1999-05-24 | 2000-07-27 | Закрытое акционерное общество "Западно-Уральская нефтяная компания" | Crude oil collection and treatment method |
-
2004
- 2004-11-10 RU RU2004132551/03A patent/RU2260690C1/en active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU584869A1 (en) * | 1976-08-01 | 1977-12-25 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности | Apparatus for joint pretreatment of oil and water |
| SU1085940A1 (en) * | 1982-08-11 | 1984-04-15 | Ленинградский Ордена Октябрьской Революции И Ордена Трудового Красного Знамени Инженерно-Строительный Институт | Method for purifying waste liquors from petroleum products |
| SU1103879A1 (en) * | 1983-01-17 | 1984-07-23 | Организация П/Я А-3780 | Arrangement for separating petroleum-water emulsions |
| SU1233900A1 (en) * | 1984-09-01 | 1986-05-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Apparatus for dehydration of petroleum |
| SU1502045A1 (en) * | 1987-10-06 | 1989-08-23 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Method of dewatering oil/water emulsion |
| US4842738A (en) * | 1988-04-29 | 1989-06-27 | Greenspan Harvey P | Centrifuge device |
| EP0457951A1 (en) * | 1988-12-07 | 1991-11-27 | Ossenkop Maschinenbau | Device for the flow separation of oil from water with flow in meander form |
| RU2090238C1 (en) * | 1994-09-28 | 1997-09-20 | Черек Алексей Михайлович | Method of treating crude oil at oil fields |
| RU2094083C1 (en) * | 1996-08-20 | 1997-10-27 | Зобов Александр Михайлович | Device for separation of emulsions |
| RU2153382C1 (en) * | 1999-05-24 | 2000-07-27 | Закрытое акционерное общество "Западно-Уральская нефтяная компания" | Crude oil collection and treatment method |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ВАСИЛЕНКО И.Н. и др. Очистка сточных вод нефтеперерабатывающих заводов от эмульгированных нефтепродуктов электрокоагуляцией и электрофлотацией. - М.: Нефтепереработка и нефтехимия, 1973, вып. 9, с. 52-56. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2439314C1 (en) * | 2011-03-15 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В. Д. Шашина | Oil dehydration method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101486515B (en) | Oily wastewater treatment method and whole set apparatus thereof | |
| US20200238198A1 (en) | Slop oil Treating Device | |
| CN109970295B (en) | Dirty oil sludge treatment equipment and process | |
| CN104944619B (en) | Electric Desalting Wastewater deoiling method in heavy crude process | |
| CN102949866A (en) | Oil removal method for petrochemical emulsified process water | |
| CN102226100B (en) | Method and apparatus for high-efficient crude oil desalination / dehydration | |
| RU2196902C1 (en) | Method of and plant for processing of diesel fuel | |
| CN201272722Y (en) | Oil-contained wastewater treatment outfit | |
| CN104291542B (en) | Silt displacement reclaimer and method at the bottom of a kind of Plates of Oil Storage Tank | |
| RU2045982C1 (en) | Well production preparation plant | |
| CN205258190U (en) | Oily sewage biochemical treatment system | |
| RU2260690C1 (en) | Method for oil dehydration | |
| RU2153382C1 (en) | Crude oil collection and treatment method | |
| Ebrahiem et al. | Produced water treatment design methods in the gas plant: optimization and controlling | |
| CN220745797U (en) | Electrostatic coalescence separator for separating liquid, water and impurity in crude oil extraction | |
| RU2135255C1 (en) | Plant to prepare oil and water at production sites | |
| RU122304U1 (en) | SYSTEM OF COLLECTION, TRANSPORT AND PREPARATION OF OIL, GAS AND WATER | |
| RU2439314C1 (en) | Oil dehydration method | |
| NO120984B (en) | ||
| CN102140368B (en) | Heavy dirty oil recycling process | |
| CN101492217A (en) | Apparatus and method for treating water containing white oil stain | |
| RU2189846C1 (en) | Method of joint collection and treatment of crude oil before processing and utilization of oil-containing slimes | |
| RU2501944C1 (en) | Method for oil treatment and utilisation of associated gas | |
| CN112390507A (en) | Deoiling, desanding and dewatering device and method for light oil sludge of oil field | |
| CN220665221U (en) | Integrated device for separating crude oil produced liquid by electrostatic coalescence |