Способ внутрипромысловой подготовки нефти и средства его осуществления

 

Изобретение относится к внутрипромысловой подготовке продукции нефтяных скважин c ее разделением на нефть, газ и воду с последующей доводкой компонентов до товарных кондиций или до требований внутрипромыслового использования. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет совмещения процессов обезвоживания, дегазации и промывки нефти пресной водой. Сущность изобретения: способ основан на предварительной вакуумобработке потока продукции скважин, в ходе которой множественные микроразрывы разрушают бронирующие оболочки, происходит мгновенное обращение фаз эмульсии, погранслои не образуются. Способ осуществляют в обычных и трехфазных сепараторах, в том числе с предварительным разделением фаз и пропуском компонентов через индивидуальные сопла. Осуществляют вакуумобработку не всей эмульсии, а наиболее стойкой ее части. Используют продольное магнитное поле, промывку вакуумобработанной эмульсии пластовой и пресной водой. Используют наклонную поверхность для интенсификации разделения фаз. Проводят концевую сепарацию в трехфазных сепараторах, включающую добавку вакуумобработанного в сопле газового конденсата. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Изобретение относится к внутрипромысловой подготовке продукции нефтяных скважин, включающей ее разделение на нефть, газ и воду с последующей доводкой компонентов до товарных кондиций (нефть, газ) или до требований внутрипромыслового использования (вода, газ)

2. УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Внутрипромысловая подготовка нефти включает в себя ее дегазацию, обезвоживание и обессоливание.

Проблема сепарации нефти рассмотрена в параллельной заявке “Способ сепарации нефти на концевых сепарационных установках и средства ее обеспечения”.

Наиболее распространенный ныне способ термохимического обезвоживания нефти, включающий в себя добавку деэмульгатора, нагрев и последующее расслоение в горизонтальных или наклонных цилиндрических аппаратах (см., например, книгу Байков Н.М. и др. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды - М.: Недра, 1981, 105 с. - прототип) из-за высокой стоимости деэмульгаторов дорог, требует больших площадей под установку подготовки нефти и металлоемок. Кроме того, он породил проблему погранслоев.

Конструкция отстойников такова, что обезвоженная нефть отбирается из верхнего (поверхностного) слоя, а отделенная вода - из придонного. На границе между водой и нефтью постепенно накапливаются не разрушенная эмульсия, осколки разрушенных бронирующих оболочек, мехпримеси, образуя так называемый пограничный слой. Накапливаясь и застаревая, он может захватываться нефтью, резко ухудшая качество ее подготовки, или отводимой водой, порождая проблему ее очистки до требуемых кондиций.

Возврат уловленного в процессе очистки воды в голову процесса усугубляет проблему. Сброс же погранслоев в отдельные резервуары для ловушечных эмульсий создает проблему их утилизации. Из-за высокой обводненности и сильной загрязненности они не горят и не могут закачиваться в пласты, а попытки их разрушения (см., например, РД 39001/10 - 002-89 “Технология комплексной подготовки ловушечных нефтей и сбрасываемых вод. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 40 с.) требует индивидуальных научно-исследовательских работ и зачастую безуспешны.

Известен вывод погранслоев либо из концевого делителя фаз, либо непосредственно из отстойника (например, А.С. №2042375) и отдельная их обработка (например, по А.С. №1761187 - механическое разрушение, А.С. №1044759 - термохимическое, А.С. №1047491 - акустическое), но кардинального решения проблемы так и нет.

Идет интенсивный поиск способов разделения стойких нефтяных эмульсий путем:

- гидравлического воздействия (например, прием создания сильно развитого турбулентного режима течения при пропуске эмульсии через сопло Лаваля (патент РФ №2045982));

- пропуска эмульсии через водяной слой (“промывка” эмульсии - А.С. №189976, №528102);

- вибровоздействия с разной частотой (А.С. №957933 - 10-130 Гц, А.С. №1699494 - 500-1000 Гц, A.C. №1047491 - акустическая частота, А.С. №700163, 749399 - высокочастотное поле, а в диссертации Хакимова B.C. “Разработка технологии разрушения стойких нефтяных эмульсий высокочастотным электромагнитными полями на нефтяных промыслах” - Уфа, БГУ, 1984 г.) - сверхвысокочастотное (0,15-13 МГц);

- воздействия магнитным полем (А.С. №495040, патент РФ №2095119);

- добавкой разбавителя, например, газового конденсата (Нефтепромысловое дело, 1978, №10, стр.22-23);

- воздействия электрополем (см., например, диссертацию к.т.н. Швецова “Интенсификация процесса деэмульсации нефти использованием электрокоалесцентеров с перфорированным экраном” - Уфа, 1985, а также работу Гершуни С.М., Лейбовского М.Г. Оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти в электрическом поле. ОИ “Химическое и нефтеперерабатывающее машиностроение”. М.: ЦНИТИ Химнефтемаш, 1983, 33 с.)

Однако кардинального решения проблемы так и нет. Известные способы либо излишне дороги, либо ненадежны, либо порождают новые проблемы (например, внутритрубная деэмульсация породила ручейковую коррозию труб). Без четкого предварительного определения границ эффективности большинство технологий в одних случаях эффективны, в других - нет (например, применение труб Вентури, промывка эмульсий и др.).

Обессоливание нефти проводится либо путем промывки эмульсии пресной водой, либо (поскольку носителем солей служит вода) - углублением обезвоживания нефти. Эффективность первого способа тесно связана с дисперсностью нефтяной фазы при промывке. Поэтому он не всегда эффективен и требует большого расхода пресной воды. Второй способ подразумевает многоступенчатое обезвоживание и потому громоздок и дорог.

Уменьшение громоздкости установок подготовки нефти может быть достигнуто путем совмещения разных процессов в одном аппарате. Так, на стадии предварительного обезвоживания и сепарации нефтей появились трехфазные сепараторы. До появления последних считалось, что выделяющийся газ препятствует осаждению микрокапель воды. Случаи глубокого обезвоживания в трехфазных сепараторах показали ошибочность таких представлений. Так, на ЦПС Северо-Ореховского месторождения (СП ОАО “Соболь” - Мегион) трехфазные сепараторы обеспечивают качество обезвоживания до остаточного содержания воды менее 0,1%, При этом остаточное содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде (5-6 мг/л) достаточно даже для сброса ее в море без дополнительной очистки (имеется акт испытаний). Опыт получения чистой воды непосредственно в ходе обезвоживания нефти изложены в статье Зайцев Ю.В. и др. “Совмещение подготовки нефти и воды - основа промысловой водоподготовки” - НХ, 1972, №4, с.1.

Для совмещения процессов сепарации и очистки газов широко используют встроенные в сепаратор или выносные (со сбросом уловленной нефти в сепаратор) каплеотделители.

Обезвоживание и обессоливание совмещены при глубоком обезвоживании нефти. Способов совмещения процессов обезвоживания, дегазации и промывки нефти пресной водой нам не известны.

3. СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ.

Процессы сепарации, обезвоживания нефти и очистки пластовой воды удалось бы производить в одном аппарате, если бы не угроза дробления капель воды в процессе предварительной вакуумобработки. Из-за этой угрозы в процессе отработки технологии глубокой сепарции нефтей на полупромышленном стенде ВНИИСПТнефть в 1989 г. поступающую на стенд из нефтепромыслового трубопровода сильнообводненную (75-80% воды) нефть предварительно обезвоживали под давлением 0,2-0,25 мПа. На накопление необходимого количества обезвоженной нефти уходило 2,5-3 суток. Ход отстоя оценивался по водомерному стеклу. Но потребовалось оценить ухудшение последующего до-отстоя нефти в товарных резервуарах, и весной 1990 г. решились на набор нефтепромысловой водо-газонефтяной смеси через дестабилизатор (устройство предварительной вакуумобработки) потока. Каково же было наше удивление, когда в водомерном стекле вместо рыжей эмульсии показалась черная нефть, а следом за ней - чистейшая вода. Последующий анализ показал ускорение и углубление водоотделения более, чем в 10 раз. Погранслой, характерный для контрольных проб, после вакуумобработки не образовывался. Специальный эксперимент по откачке только что набранной обычным способом эмульсии из одной емкости в другую через дестабилизатор на входе с синхронным отбором проб на отстой на входе и выходе из него показал, что эффективность вакуумобработки сохраняется во всем диапазоне обводненности: от 99% (донный слой) до 1% (поверхностный слой). Переход на набор эмульсии с одновременным сбросом отделившейся воды позволил сократить время набора обезвоженной нефти до 4-5 часов, и в последующей эксплуатации стенда (1990-1992 гг.) набор обезвоженной нефти производился только так. Влияние вакуумобработки на качество отделяемой воды было оценено при работе очистных сооружений в Урае (ЦПС ТПП “Урайнефтегаз”. Среднесуточное содержание нефти в воде, сбрасываемой с установки подготовки нефти, составляло 6%, мгновенное -доходило до 30%. И независимо от исходного содержания нефти качество очистки было в пределах 5-6 мг/л.

Модельные эксперименты на многих ЦПС Башкирии, республики Коми, Пермской и Тюменской областей показали, что предварительная вакуумобработка способна разрушить любую эмульсию, но необходимое давление для вакуумобработки - разное: если на свежих эмульсиях и маловязких нефтях при атмосферном давлении на выходе достаточно давление на входе 0,2-0,25 МПа, то на тяжелой нефти Пермской области давление 0,5 МПа оказалось недостаточным, а чтобы разрушить застарелые обогащенные мехпримесями погранслои на ЦПС в ТПП “Урайнефтегаз” потребовалось давление в 1 МПа. Если для целей сепарации нефти на КСУ достаточно обеспечить закритический режим, то для гарантированного разрушения эмульсии нужен новый критерий.

Особенностью работы дестабилизаторов на нефтях и нефтяных эмульсиях является зависимость регистрируемого разряжения (следовательно - и степени пересыщения нефти газом) от давления на входе в дестабилизатор. Степень пересыщения нефти газом весьма сильно (экспоненциально) влияет на интенсивность зародышеобразования. По-видимому, ограничение давления на входе, необходимое для разрушения эмульсий, связано с размерами минимальных микрокапель воды и расстоянием между двумя образовавшимися зародышами. Например, последнее должно быть не больше первого. Тогда будет обеспечено разрушение борнирующих оболочек на мельчайших микрокаплях воды. Пространство в нефти, не охваченное разрывами в данный отрезок времени, под действием сил поверхностного натяжения переходит в шар - т.е. каплю. При это разорванная бронирующая оболочка переходит на поверхность образовавшейся капли. Последующие зародыши образуются уже внутри нее и капля возрастает в размерах за счет выделяющегося газа.

Интенсивность зародышеобразования зависит и от поверхностного натяжения на границе жидкость-газ, уменьшаясь, с ростом последнего так же экспоненциально. Поскольку поверхностное натяжение на границе вода-газ примерно в два раза больше, чем на границе нефть-газ, то интенсивность зародышеобразования в воде в миллионы раз меньше, чем в нефти. Поэтому при вакуумобработке эмульсии вскипает нефть, а не вода, и при обводненности эмульсии, большей чем при плотной упаковке шаров (26,6%) происходит ее обращение: вместо эмульсии “вода в нефти” образуется эмульсия типа “нефть в воде”. При этом, будучи насыщенными микропузырьками газа микрокапли нефти с перешедшем на них погранслоем быстро всплывают. При отсутствии донного слива из-за накопления воды любой объем, в который поступает эмульсия после вакуумобработки, наполняется водой, способствуя обращению фаз.

При этом насыщенные пузырьками газа, с перешедшими на них бронирующими оболочками, микрокапли нефти быстро всплывают, и погранслои не образуются.

Для модельного эксперимента с донным поступлением вакуумобработанной пробы в ограниченный объем (при статическом формировании поверхностного слоя) характерны два результата:

остаточная обводненность сформировавшегося слоя нефти либо меньше 2%, либо соответствует плотной упаковке шаров - 26,6%. Последнее - результат захвата воды всплывающими микрокаплями нефти при неохотной коалесценции последних. Он свидетельствует о том, что даже после 12-часового отстоя погранслои не переходят в водяную фазу.

Предложенная гипотеза позволяет объяснить все имеющиеся экспериментальные факты, но сложна для создания надежной математической модели, работа над которой ведется.

Многообразие условий определяет неоднозначность возможных решений. Отсюда следует многозвенная формула изобретения.

Способ внутрипромысловой подготовки нефти включает подачу исходной нефтепромысловой смеси в трехфазный сепаратор, возможно - концевой делитель фаз - КДФ, отвод продуктов разделения. Согласно изобретению подаваемая либо в сепаратор, либо в КДФ эмульсия пропускается через устройство предварительной вакуумобработки потока - дестабилизатор - в виде трубы Вентури с удлиненной горловиной в режиме:

P₁≥ P₂+P_1-2+Δ P₁

P₂≤ P_s1-Δ P₂,

где Р₁ и P₂ - давление на входе в дестабилизатор и на выходе из него;

Δ P_1-2 - потери давления на депульсаторе при работе в безразрывном режиме;

P_s1 - давление насыщения нефти газом на входе в дестабилизатор;

Δ P_1,2 - затраты давления на разрушение эмульсии, определяемые, например, экспериментально.

Такой способ пригоден, когда проблем с коалесценцией всплывающих микрокапель нет. В частности, он применим для углубления и ускорения обезвоживания действующих установок при их реконструкции.

Эффективность способа можно существенно повысить, если на отвод фаз из КДФ наложить дополнительные условия.

Для предусматривают предварительное разделение исходной газожидкостной смеси в концевом делителе фаз и их раздельный ввод в аппарат(ы). При этом газовая фаза перед вводом в аппарат пропускается через регулируемое сопло Лаваля, водяная фаза - через дестабилизатор самофлотационной очистки, а нефтяная фаза - через дестабилизатор, работающий в вышеуказанном режиме. Пропуск газа через сопло Лаваля гарантирует вакуумобработку случайно захваченной нефти, пропуск воды через дестабилизатор углубляет ее очистку от микрокапель нефти. Поскольку условия, необходимые для разрушения эмульсии наиболее жесткие, то работа остальных сопел обеспечивается с запасом.

Кроме того:

вакуумобработке в указанном режиме подвергают не всю эмульсию, а ее наиболее стойкую часть, отбираемую либо из КДФ, либо из трехфазного сепаратора вблизи границы раздела фаз, а затем насосом пропускают через дестабилизатор в указанном режиме с возвратом вакуумобработанной эмульсии либо непосредственно в аппарат, либо через выносную предкамеру для осуществления любых воздействий, интенсифицирующих разделение фаз;

на зону интенсивного торможения потока в дестабилизаторе накладывается продольное - по линии тока - магнитное поле.

Торможение потока достигает сотен g (где g - ускорение земного тяготения). При этом микрокапли воды, освобожденные от бронирующих оболочек, подобно пассажирам в резко затормозившем автобусе, будут сталкиваться. Эффективность столкновения полярных капель воды можно многократно увеличить, упорядочив расположение зарядов микрокапель вдоль линий тока. Тогда дополнительно к инерционному сближению добавится сила электрического притяжения разных зарядов. Способ магнитной и электромагнитной обработки эмульсий известен. Но в известных нам способах магнитные силовые линии перпендикулярны потоку. Здесь же предполагается совпадение магнитных силовых линий с линиями тока, например, благодаря обмотке дестабилизатора из немагнитной стали. Отличия - и в расположении магнитного поля.

Рассмотрим теперь проблему коалесценции микрокапель нефти при больших водосодержаниях исходной эмульсии. Известно, что турбулентность усиливает коалесценцию микрокапель, но одновременно ведет и к их дроблению. Считается, что определенному уровню турбулентности соответствует определенный размер капель нефти. Эффективность коалесценции зависит и от концентрации микрокапель. Отсюда следует необходимость собрать микрокапли, а затем их протранспортировать в ограниченном турбулентном режиме. Такой способ и устройство для его осуществления имеется - это трубный наклонный водоотделитель, только здесь в отличие от прототипа нефтяная эмульсия разрушена вакуумобработкой; другое и назначение - не отбор воды, а сбор и коаленсценция вакуумобработанных микрокапель нефти. Отсюда вакуумобработанную эмульсию перед поступлением к поверхности окончательного разделения пропускают через слой отстоявшейся пластовой воды вдоль восходящей наклонной поверхности.

Предварительно промытую в пластовой воде эмульсию пропускают через слой пресной горячей воды.

При подъеме вдоль наклонной поверхности нефтяная компонента, первоначально имеющая пенную структуру коалесцирует, формируя снаряды газа. Поэтому удельная нагрузка по газу на единицу поверхности при выходе пенной структуры на поверхность выше допустимой по капле-уносу. Эти капли надо осадить. Наилучшие условия каплеосаживания формируются при турбулентном движении газа над свободной поверхностью. Кроме того, требуется оптимизация условий для осаждения сравнительно крупных капель воды, захваченных поднимающимся вдоль наклонной поверхности газонефтяным потоком. Поэтому предварительно промытая эмульсия дополнительно подвергается динамическому тонкослойному отстаиванию при стекании к поверхности окончательного раздела по наклонному лотку в режиме безнапорного движения с поверхностным турбулентном попутным потоком газа, при этом обработанный газ полностью или частично вводится над поверхностью спада при формировании безнапорного потока.

Все вышеперечисленные приемы сопровождаются углубленной дегазацией нефти. Поэтому в случае, когда возможность самотечного отбора нефти и воды решены (например, при подъеме 3-хфазных сепараторов на достаточную высоту, или при сборе товарной нефти и очищенной воды в нижерасположенные горизонтальные емкости, появляется возможность обеспечить подготовку нефти и воды в одном аппарате, включая ее дегазацию до нормируемого давления насыщенных паров.

Окончательное разделение фаз проводят под давлением 0,005 МПа.

У решения имеется следующий недостаток: снижение давление сепарации до атмосферного сопряжено с потерей нефтью части пропан-бутановых фракций, сильно сказывающейся на вязкости нефти и, следовательно, на ее обезвоживании. Этот недостаток может быть устранен известным способом разбавления нефти газовым конденсатом (см. Заринов А.Г. и др. “Способ интенсификации процесса разрушения водонефтяных эмульсий. Нефтепромысловое дело, №10, 8, 1978, с.22-23). Опасения тем более обоснованы, что способ сепарации нефти с предварительной вакуумобработкой по результатам приемосдаточных испытаний удваивает количество отбираемого газа при одновременном повышении его плотности примерно на 10% - т.е. углубленный отбор идет за счет более глубокого извлечения газов по пропан включительно. Добавка конденсата на вход дестабилизатора снизит допустимое разряжение и может ухудшить разрушение эмульсии при вакуумобработке. Добавка же в вакуумобработанную смесь сопряжена при реализации с риском повышения давления насыщения нефти газом выше допустимого предела - известно, что газовый конденсат содержит много растворенных газов, более легких, чем пропан. Ситуация поправима при подаче в эмульсию газового конденсата. При этом перед смешением с вакуумобработанной эмульсией газовый конденсат подвергается предварительной вакуумобработке в индивидуальном дестабилизаторе и вводится в поток вакуумобработанной эмульсии в виде газожидкостной смеси.

Эти приемы не только снизят вязкость водонефтяной эмульсии, но и скорректирует газоотбор в сторону более глубокого извлечения легких компонентов газа (см., например, А.С. №1326605, 1544790). Газовый конденсат получается при компримировании газов последней ступени дегазации и охлаждении его. При запуске технологии конденсата может быть мало. В последующем будет происходить его накопление в процессе рециркуляции пропан-бутановых фракций до стабилизации количества на каком-то индивидуальном для каждой нефти уровне (до 5-6% от объема нефти. НХ, 1990, №8), что достаточно для снижения вязкости в десятки раз. Высокое содержание конденсата позволит во многих случаях уменьшить температуру необходимого подогрева нефти или даже полностью погасить печи, по крайней мере, в теплое время года, а устранение гидравлических потерь на печах создаст необходимый резерв давления для вакуумобработки.

Вплотную ставится вопрос о средствах смешения вакуумобработанной эмульсии с конденсатом. Дело в том, что вакуумобработанная нефть представляет собой структуру, насыщенную пузырьками газа. При излишней турбулизации, например, при поступлении вакуумобработанной пробы в замкнутый объем падающей струей происходит тысячекратное загрязнение воды нефтью по сравнению с донным вводом, т.е. микрокапли нефти теряют газ и всплывают крайне медленно. Нам же необходимо отделить воду чистой. Поэтому вводить добавки (конденсат, пластовую или пресную воду, в т.ч. и подогретую) лучше всего непосредственно в дестабилизатор внутрь потока в области умеренных скоростей с близкими к ним скоростями. При всплытии и дальнейшем продвижении вдоль наклонной поверхности все перемешается достаточно хорошо. Отсюда следует дестабилизатор - возможно, с предкамерой и регулировочным узлом, представляющий собой сопло с конфузором, имеющим угол конусности от 60 до 120° и сопряженный радиусом R=0,2 Dr с цилиндрической горловиной диаметром Dr, длиной L=(1,5-2,5)Dr и диффузором с эффективным углом раскрытия, плавно или ступенчато изменяющимся от 6-10° до 15-20°, и выходным диаметром, обеспечивающим скорость не более 1 м/с. Согласно изобретению в области скоростей 3-5 м/с в диффузор встроена обтекаемая крестовина с центральным также обтекаемым телом, внутри которых выполнены каналы для подачи добавок со скоростью не более 5-7 м/с в попутном потоку направлении, а снаружи расположена либо кольцевая камера с отверстиями для подвода добавок, либо имеются отверстия для подачи окружающей диффузор снаружи воды при утопленном монтаже последнего.

Кольцевая камера не понадобится при подаче в качестве добавки отстоявшейся пластовой жидкости при утопленном монтаже диффузора. Такая необходимость может возникнуть при промывке малообводненных эмульсий. При скорости потока эмульсии в точке подачи добавки 3-5 м/с за счет дальнейшего перехода кинетической энергии в потенциальную создается достаточный для подачи напор и в то же время турбулентность, вызванная обтеканием устройства ввода слабая и не приводит к потере газа микрокаплями нефти. Ограничение скорости ввода добавки вызвано этими же соображениями.

Промывку эмульсии вдоль наклонной поверхности можно организовать внутри трехфазного сепаратора. Отсюда следует установка подготовки нефти, включающая предварительный отбор газа, возможно, печи нагрева эмульсии, трехфазный сепаратор, разделенный нефтепереливной перегородкой на два отсека - отстойный и нефтесливной, концевую сепарационную установку и очистители воды. Согласно изобретению трехфазный сепаратор снабжен дестабилизатором на входе эмульсии в аппарат, входной патрубок перенесен на нижнюю образующую емкости на расстояние 0,5-1 м от перегородки, над входом эмульсии в аппарат на высоте также 0,5-1 м приварен нижним концом к перегородке и стенкам емкости наклонный желоб, обращенный дном вверх, открытой стороной вниз, нижний конец которого приварен к нефтесливной перегородке и - возможно - к стенкам емкости, верхний конец желоба по верхней образующей не доходит до эллиптического днища емкости на расстоянии 0,5-1 м на высоте, на 0,1-0,2 м выше высоты верхней кромки нефтесливной перегородки для пенистых нефтей или не выше нее для непенистых, нефтеотстойный отсек трехфазного сепаратора в верхней своей части снабжен двумя рядами перегородок с шагом 1,5-2 м: один ряд с нижней кромкой на уровне верхней кромки нефтесливной перегородки, и верхней - на уровне не выше половины просвета над перегородкой, а второй ряд, смещенный относительно первого на 0,3-0,5 шага, имеет форму сегмента с нижней образующей не ниже половины просвета над перегородкой; а при выполнении концевой сепарации в трехфазном сепараторе нефтесливной отсек снабжен пространственным ступенчатым лотком, а имеющиеся очистные сооружения по очистке сбрасываемой нефти из трехфазного сепаратора воды имеют возможность перевода в режим буферных емкостей или резерва.

Поясним ограничения формулы изобретения. Расположение входа в сепаратор и нижнего конца желоба должны исключить выход эмульсии за пределы лотка: над этим участком расположен выход обезвоженной нефти, и такой выход может вызвать срыв качества подготовки нефти. Поэтому область ввода надежно изолируется, нижний конец желоба приваривается. При этом циркуляция, возникающая при вводе эмульсии, подсасывает воду со дна емкости, перекрывая возможность прорыва неотстоявшейся воды.

Ограничения, накладываемые на выход газа и нефти из желоба, обусловлены следующими соображениями. Выход снарядов газа создает возмущения на поверхности раздела нефть-газ. Они полезны для целей обезвоживания нефти. Но если нефть склонна к ценообразованию, то газ, выходя на поверхность, будет образовывать пену. После выхода он устремляется к днищу емкости, и будет гнать эту пену на стенку, способствуя ее разрушению.

Ввод верхних перегородок в отстойной зоне сепаратора многофункционален. Прежде всего, это преграда для пены и предпосылка для ее разрушения потоком газа. Во-вторых, нефть вынуждена слегка подныривать под перегородки, и создается эффект периодической встряски, что весьма полезно для обезвоживания нефти. И, наконец, газ вынужден постоянно изменять направление движения с созданием вихревых областей и величину скорости из-за разности площадей перегородок. Это способствует осаждению взвешенных в потоке мелких капелек нефти. Захваченные же при пеногашении капли нефти, занимая нижнюю часть потока газа, будут осаждаться на перегородке при резком подъеме газа вверх. Ограничения высотного расположения кромок пластин исключает поток газа без поворотов (по прямой линии).

Наконец, об изменениях в сливном отсеке. В существующих трехфазных сепараторах отстоявшаяся нефть, переливаясь через кромку перегородки, падает на свободную поверхность нефти, захватывая газ. При дальнейшем попадании нефти в концевой сепаратор ничего страшного в этом нет, скорее всего, наличие пузырьков газа даже полезно. Но в товарной нефти наличие свободного газа недопустимо. Нефтесливной отсек мал по объему, поэтому обычный лоток, гарантирующий безгазозахватный слив нефти на свободную поверхность выполнить безгазозахватный слив нефти на свободную поверхность выполнить затруднительно, в особенности, при неизбежных колебаниях уровня в нем. Изменение направления движения потока в предлагаемом варианте при перетоке нефти с продольного лотка на поперечные снижает скорость, и следовательно - газозахват, а двухэтажный спуск нефти сокращает длину лотка, встречный уклон поперечных лотков облегчает размещение и работу датчика уровня, управляющего сливом.

У трехфазного сепаратора имеется недостаток - невозможность управления динамическим отстоем воды путем изменения угла наклона поверхности из-за более важных условий ввода в наклонную участок и вывода из него. Кроме того, совместить обезвоживание нефти и ее промывку пресной водой в одном аппарате емкостного типа практически невозможно, а вот в динамических условиях, когда скорость диффузионного смешения меньше скорости подаваемой воды - можно. В точности так же, как с растворенными солями, дело обстоит и с температурой. Но прежде, чем подавать горячую пресную воду, надо вывести как можно больше соленой пластовой воды. Следовательно, отвод пластовой воды необходимо выполнить в противотоке с поднимающейся нефтью, как это производится в трубных наклонных водоотделителях при предварительном сбросе воды. Поэтому трехфазному сепаратору емкостного типа должен предшествовать участок подъема эмульсии к нему типа трубного наклонного устройства предварительного сброса воды, только вместо участка спуска газа и нефти, порождающего колебания давления из-за образования снарядов газа, здесь будет вход в емкость. Необходимость частичного обезвоживания нефти перед смешением с пресной подогретой водой требует организации попутного отвода выделившейся пластовой воды. При этом возникает проблема, куда ее отводить: для закачки в пласт требуется секция доотстоя значительного объема, то есть увеличение длины предкамеры, что может кратно увеличить площадь под установку в целом; подача же ее на доочистку в трехфазный сепаратор требует поднять конец наклонного участка выше уровня нефти в этом сепараторе для компенсации облегчения веса столба жидкости в наклонной части за счет наличия газонефтяной смеси и участка с более легкой пресной водой по сравнению с практически чистой пластовой водой на пути в трехфазный сепаратор. Спуск нефти в трехфазный сепаратор можно осуществить через систему двух наклонных лотков, как это предложено в параллельной заявке “Способ самофлотационной очистки пластовой воды и средства для его осуществления”.

У наклонных водоотделителей с противоположным направлением движения воды и газонефтяной фазы максимальная скорость обратного движения воды наблюдается в области ввода продукции скважин в трубный водоотделитель, что создает угрозу захвата вводимой нефти водой. Ее можно уменьшить, если выполнить лупинг вокруг места ввода, подсоединив его верхним концом на нижней образующей наклонной трубы, и нижним - на верхней. Для доочистки сбрасываемой по лупингу воды последний наклонен в ту же сторону, что и водоотделитель. Захват вводимой нефти отводимой водой можно дополнительно уменьшить, если выполнить ввод вакуумобработанной эмульсии через вертикальный патрубок, входящий внутрь секции водоотделителя, наклоненной под углом около 45° к горизонту, и вдающийся внутрь вводной секции выше ее оси симметрии. При этом конец патрубка имеет косой срез, параллельный образующей секции.

Отсюда наклонный участок движения вводимой вакуумобработанной эмульсии вынесен за пределы трехфазного сепаратора и выполнен в виде трубного наклонного водоотделителя, соединенного в верхней своей части с сепаратором через систему из двух наклонных лотков, вход продукции в трехфазный сепаратор выполнен в верхней части эллиптического днища через два патрубка большого диаметра, а сам наклонный водоотделитель выполнен с входной секцией, наклоненной под углом к горизонту около 45°, и снабжен лупингом вокруг области ввода; при этом наклонный водоотделитель в нижней своей части снабжен секцией доотстоя воды с малым наклоном к горизонту, а в верхней - при подготовке товарной нефти - подводом пресной подогретой воды.

ПРИМЕР ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Первый пункт формулы изобретения не накладывает особых требований на аппарат, необходимых для обезвоживания нефти, и описанный способ может реализоваться как на входе в аппараты, приспособленные для вывода отделившейся воды, так и (при времени пребывания в аппарате менее 20 мин) в случаях, когда отстойная аппаратура расположена в пределах досягаемости за 0,5 часа (время гарантированного сохранения эффекта). То есть частично обезвоживающий эффект вакуумобработки будет сохраняться, если за сепаратором, не предусмотренным для вывода воды, будет отстойник, например - резервуар. Главное в этом пункте - режим вакуумобработки.

Для определения предельно допустимых давлений на входе и выходе дестабилизатора необходимо определение трех величин.

Для заданной эмульсии эти величины могут быть найдены экспериментально при испытаниях модели дестабилизатора. Разработана программа проведения исследований, состоящая из трех этапов:

- проверка автомодельности режима и определение величины Δ P_1-2;

- проверка достаточности режима запирания и определение величины Δ Р₂;

- определение поправки Δ Р₁.

Разработана экспериментальная установка для проведения модельных исследований. Но эти сведения составляют ноу-хау и публикация их крайне не желательна.

Второй пункт формулы изобретения (при наличии КДФ) позволяет стабилизировать давление на входе в дестабилизаторы и полностью использовать преимущества самофлотационной очистки воды. Здесь важен экспериментальный факт, что для разбивки эмульсии требуется самое высокое давление на входе. При этом газовое сопло, как правило, работает в режиме звукового запирания канала, обеспечивая независимость давления на входе от колебаний противодавления, и заодно подвергая вакуумобработке захваченную нефть. Разряжение в горловине водяного сопла будет, как правило, больше, чем в горловине сопла для разбивки эмульсии, а это обеспечивает более тонкую очистку пластовой воды, и, наконец, способ разгрузит эмульсионное сопло и обеспечивает возможность изменять степень обводненности эмульсии. Реализация этого способа потребует оптимального ввода составляющих исходного потока в аппарат. Так как в КДФ прилегающий к поверхности раздела газ-нефть слой нефти практически обезвожен, газ лучше всего вводить в месте формирования свободной поверхности жидкости для его очистки от взвешенных микрокапель нефти. Исключение составляют случаи аномально малого количества растворенного газа в нефти (наблюдается, если газ состоит в основном из метана и этана), когда условия предварительного обезвоживания при подъеме к аппарату могут потребовать частичного ввода газа на участке подъема нефти для увеличения скорости, и, следовательно, снижения толщины слоя поднимающейся нефти. И, наконец, вакуумобработанную воду лучше всего вводить в начало участка движения отделенной воды, а если это невозможно (например, при подаче эмульсии под наклонный желоб внутри емкости), то вместе с вакуумобработанной эмульсией.

Третий способ, предполагающий вакуумобработку наиболее стойкой части эмульсии, при реализации требует решения вопроса о промежуточной обработке и месте ввода вакуумобработанной эмульсии. Здесь возможны следующие варианты:

- вакуумобработанная эмульсия подается в поток сырья, поступающего на обезвоживание, непосредственно перед входом в аппарат;

- вакуумобработанная эмульсия подается непосредственно в аппарат в водяной слой (для промывки) в области ввода в аппарат основной части эмульсии;

- вакуумобработанная эмульсия смешивается с растворителем (конденсатом) или подогретой водой, промывается при продвижении к предкамере, расположенной выше трехфазного сепаратора в непосредственной близости от него, разделяется на фазы, а затем (возможно, через гидравлические затворы) каждая из фаз подается в 3-х фазный сепаратор. При этом возможен и известный вариант подачи выделившейся нефтяной фазы - в слой воды, а водяной - в слой нефти.

- Обезвоженная в выносной камере нефть полностью или частично малыми дозами закачивается в товарную нефть для предотвращения накопления погранслоев или в печь для сжигания.

Выбор варианта индивидуален и должен производиться в каждом конкретном случае на основе модельных испытаний.

Техническая возможность осуществления магнитной обработки (четвертый пункт) не вызывает сомнений. В настоящее время подготовлена стеклянная модель дестабилизатора и найден кольцевой магнит, одеваемый на модель. Предполагается оценка влияния магнитного поля на прочность эмульсии и ее обезвоживание при первой возможности. После исследования влияния постоянного магнитного поля планируется на модель намотать обмотку и испытать влияние интенсивности различных магнитных полей на обезвоживание. Результаты испытаний будут присланы вам в ходе рассмотрения заявки.

В основе пятого способа лежит эксперимент, проведенный с 11 по 19 октября 2000 г. на ДНС №89 НГДУ “Уфанефть” АНК “Башнефть”, который показал, что вакуумобработка ускоряет обезвоживание нефти примерно в 1,5 раза по сравнению с дросселированием, а дополнительная промывка ускоряет обезвоживание еще в 2-3 раза.

Необходимость предварительного достаточно глубокого обезвоживания соленой пластовой воды требует стабилизации фронта пластовой воды в пространстве, что в условиях переменности количества выделяющейся воды требует регулирования ее стока. При этом самонастраивающаяся технология из-за зависимости давления в месте отвода воды от переменного газовыделения практически исключена. Следовательно, необходимо регулирование отвода воды. Но тогда встает проблема источника управляющего сигнала. Пластовая вода отличается от подаваемой пресной плотностью и температурой. Но границы их раздела по свойствам не может быть четкой из-за диффузии. Причем из-за вихрей, сопровождающих прохождение снарядов газа, возможна и турбулентная диффузия. Обеспечить наличие области, занятой только пресной водой, в этих условиях можно, обеспечив поступление пресной воды со скоростью, не меньшей скорости турбулентной диффузии, но отток пресной воды в соленую создает угрозу прорыва вслед за ней и нефти, что недопустимо: нефть должна уходить из наклонного участка на подложке пресной воды. Нам неизвестно ни теоретическое, ни экспериментальное решение этой проблемы. В то же время проблема отмывки нефтей от кристаллической соли на некоторых месторождениях, приуроченных к соляным пластам, стоит очень остро. В настоящее время ведутся переговоры с институтом ЮганскНИПИнефть, заинтересованном в решении проблемы, об организации таких исследований. Пока же предполагается установка трех комплектов датчиков плотности и температуры: ниже места подачи пресной воды, выше него и перед поступлением нефти и воды на наклонный лоток со стороны подъема для управления отводом воды.

Динамический отстой нефти со спуском по лотку производился во время испытаний в ЦПС ТПП “Урайнефтегаз” технологии самофлотационной очистки воды, непосредственно сбрасываемой с установок подготовки нефти. Из-за сильной загрязненности мехпримесями нефть, собираемая со всего региона многими дожимными насосными станциями, подготавливается лишь при постоянном сбросе из отстойников вместе с водой 6% нефти среднесуточно. Мгновенное содержание нефти в воде доходило до 30%. Ко на всех режимах, независимо от начального загрязнения, вода после очистки оставалась чистой (5-6 мг/л остаточных нефтепродуктов). Анализ отбираемой нефти на остаточное водосодержание не проводился.

Изобретения предлагает использовать трехфазный сепаратор в качестве КСУ. Технических проблем такого перевода нет, за исключением двух моментов, о которых сообщалось раньше:

- проблема доставки разделенных нефти и воды решается на малых месторождениях без проблем путем самотечного сброса в буферные емкости с последующей откачкой из них потребителям напрямую или через наземные резервуары. На удаленных месторождениях бывает целесообразным использовать выделяющийся газ в качестве топлива для электростанций. Несколько повышенное расположение трехфазных сепараторов полезно для целей предварительной подготовки продукции скважин к разделению при прохождении трубного водоотделителя на пути к сепаратору.

Проблема ухудшения водоотделения из-за потери пропан-бутановых фракций частично решается при прохождении процесса укрупнения капель при совместном движении газа и нефти вдоль наклонной поверхности.

Изобретение предполагает подачу конденсата в вакуумобработанную эмульсию с предварительной вакуумобработкой в индивидуальном дестабилизаторе. Способ усиливает действие известных способов подачи конденсата для повышения качества сепарации (А.С. №1326605) и обезвоживания нефти (Зарипов А.Г. и др. Способ интенсификации процесса разрушения водонефтяных эмульсий. Нефтепромысловое дело, №10, 1978, с.22-23) за счет повышения содержания необходимых фракций в процессе рециркуляции и за счет повышения поверхности массообмена при введении вскипающего конденсата.

Дело в том, что при достижении равновесия количество компонента, остающегося в нефти, пропорционально количеству компонента в системе. Искусственный ввод пропан-бутановых фракций увеличивает количество тяжелых газов в системе и, следовательно, и в жидкой фазе. При рециркуляции система обогащается количеством циркулирующих компонентов при сохранении общего баланса.

Дестабилизатор для обезвоживания нефти вследствие высокого газосодержания проходящей через него жидкости должен иметь угол расхождения диффузора больше, чем для самофлотационной очистки воды, но (чтобы уменьшить снарядообразование) меньше, по крайней мере, на выходе, чем дестабилизатор для КСУ. Поскольку потери энергии на вихреобразование пропорциональны квадрату скорости, весьма желательно осуществить попутный ввод добавок и перемешать их, сохранив насыщение газом микрокапель нефти без увеличения скорости потока. Это требует по мере увеличения стеснения площади проходного сечения диффузора крестовины с центральным телом соответствующего расширения наружных стенок канала. Условие безотрывного течения ограничивает угол расхождения стенок. Поэтому стеснение потока должно изменяться достаточно плавно. Это можно обеспечить, выполнив фронтальную часть центрального тела в виде острой пики и расположив ребра крестовины под острым углом навстречу набегающему потоку. Известно, что отрыв пограничного слоя в соплах Вентури порождает колебания и сопровождается образованием снарядов газа (см., например, книгу Пилипенко В.В. Кавитационные автоколебания. - Киев: НД, 1989, 316 с.), что недопустимо в нашем случае. Поэтому к профелированию стенок канала необходимо относиться весьма ответственно. Наличие наружной конусности открывает возможность выполнить крестовину без наружного обода, а затем, вставив ее в соответствующие гнезда, пропаять (обварить) снаружи. После припайки ребер снаружи сваривается кольцевая камера.

Пример конструктивного выполнения трехфазного сепаратора приведен на фиг.1-3. В цилиндрической горизонтальной емкости 1 имеется обычная для трехфазных сепараторов перегородка 2 высотой, соответствующей максимуму пропускной способности незаполненного трубопровода. Она делит сепаратор на два отсека - отстойный и сливной. Отстойный отсек в донной своей части снабжен двумя патрубками: водосливным около сферического днища и приема вакуумобработанной эмульсии около перегородки. Над приемным патрубком расположен наклонный открытый снизу желоб 3 с длиной во всю длину отстойной секции. Его профиль виден на виде по стрелке А. В верхней части отстойной секции расположено два ряда перегородок: верхний ряд с перегородками сегментной формы 4, и нижний 5, профиль которого виден на сечениях.

Наличие нефтесливной перегородки гарантирует постоянство уровня в отстойной секции, но создает угрозу застаревания промежуточного слоя, поэтому для возможности контроля и удаления застарелого слоя предусмотрен патрубок с пробоотборным вентилем. Патрубок сообщается с дренажной емкостью линией с двумя задвижками для обеспечения возможности удаления участка между ними и присоединения передвижного насосного агрегата для вакуумобработки погранслоя. На верхней образующей емкости вблизи перегородки расположен патрубок отвода газа с каплеотделителем.

Если трехфазный сепаратор в технологической цепи связан на выходе нефти с КСУ, то в нефтесливном отсеке кроме датчика уровня нефти и нефтесливного патрубка ничего нет. Если же трехфазный сепаратор используется в качестве КСУ (на фиг.1 изображен этот вариант), то кроме них для предотвращения захвата свободного газа стекающей струей он снабжен системой трех лотков: продольного 6 и двух симметричных друг другу поперечных 7. Поперечные лотки верхними своими кромками сварены, т.е. образуют пространственный угол с ребром, наклоненным к горизонту навстречу потоку нефти, стекающему с продольного лотка. Наклон должен полностью затормозить поток и исключить падение нефти с внешней кромки лотка. Все лотки в нижней своей части выполнены с лапами-опорами, между которыми имеется вырез для прохождения нефти. Продольный лоток нижней кромкой опирается на поперечные лотки. Вырез в нем выполнен так, чтобы нефть могла растекаться и под него. Поперечные лотки лапами опираются на обечайку емкости. При этом верхняя лапа расположена в районе горизонтального диаметра емкости, нижняя - ниже него. Между лапами вырезана щель, направляющая стекающую нефть на нижнюю половину стенки емкости, так, чтобы свободное падение на поверхность нефти исключалось при любом уровне в нефтесливном отсеке.

На затопленном водой выходе дестабилизатора вакуумобработанная эмульсия представляет собой либо пену, либо микрокапли нефти, насыщенной пузырьками газа. Поскольку эффективность промывки напрямую связана с дисперсностью промываемой нефти, для предотвращения укрупнения микрокапель нефти дестабилизатор следует располагать как можно ближе к входному патрубку, желательно на задвижке, установленной непосредственно на выходной патрубок емкости, которая для возможности монтажа и обслуживания дестабилизатора должна быть приподнята на соответствующую величину. Факел вакуумобработанной эмульсии, толкая перед собой воду, отклоняется вдоль наклонной поверхности, и, будучи много легче окружающей воды, прижимается к ней и устремляется вверх. Попавшие в воду микрокапли воды, раздетые от бронирующих оболочек, тут же сливаются с окружающей водой. Захваченная при подъеме вода в процессе движения укрупняется и вытесняется наружу. Пенная структура силами трения разрушается, образуя сплошную нефтяную фазу, насыщенную укрупняющимися пузырями газа. Захваченная потоком вода, попадая в нефтяной слой, дробится на крупные капли, которые быстро оседают, фильтруясь через слой нефти.

При прорыве снарядов газа через свободную поверхность нефти захватываются сравнительно крупные капли нефти, которые при извилистом движении газа между перегородками с переменной скоростью быстро осядут. Образовавшаяся пена первой же перегородкой будет задерживаться (а при прорыве через верх - то и следующими), и разрушается потоком газа и дождеванием при падении крупных капель нефти. Каждый прорыв снаряда будет сопровождаться волнообразованием на поверхности, способствующим быстрому осаждению оставшихся капель воды. При своем движении к нефтесливному порогу верхний слой нефти будет вынужден подныривать под перегородки, очищаясь и от более мелких капель, пока на поверхности не окажется практически безводная нефть, которая будет переливаться через порог в нефтесливной отсек. При переливе по лотку нефть растекается сравнительно тонким слоем и будет освобождаться от микропузырьков свободного газа. Остаточная загрязненность газа каплями нефти будет устранена каплеотделителем на выходе газа из емкости.

При испытании технологии самофлотационной очистки вода была загрязнена погранслоями. Именно поэтому приходилось применять меры против конвективного захвата загрязнений очищаемой водой. Здесь же она изначально находилась в свежей нефти и загрязнена ею. Опыт двухлетней эксплуатации полупромышленного стенда в ВНИИСПТнефть показывает, что несмотря на прорывы снарядов газа вода оставалась визуально абсолютно чистой уже после образования донного слоя 15-20 см. Опыт эксплуатации трехфазных сепараторов на Северо-Ореховском месторождении (ЗАО СП “Соболь”) показывает, что вода остается совершенно чистой (остаточное содержание нефтепродуктов на уровне 5-6 мг/л) при любых уровнях взлива.

В варианте выполнения установки подготовки нефти с выносным трубным водоотделителем и попутной промывкой эмульсии пресной водой появляется возможность индивидуальной оптимизации установки подготовки нефти для конкретного месторождения. Дело в том, что толщина слоя нефти и режим ее движения будет зависеть от наклона секции, скорость обратного движения воды - от обводненности нефти и ее диаметра, длина секции определяет время пребывания в данном режиме.

Так, секция доотстоя воды I (см. фиг.4-6) имеет угол наклона образующей, исключающий захват отстоявшейся нефти водой и обеспечивающий своевременное удаление нефти при ее всплытии.

Секция II (вводная) благодаря большому углу наклона к горизонту и высокому патрубку ввода позволяет избежать засорения очищенной воды, как благодаря созданию условий беззахватного ее прохождения по донной части участка, так и предотвращению накопления вводимой нефти при ее эвакуации.

Кроме того, в тыльной своей части нефтяной поток создает местное снижение давления, способствующее уносу и загрязнений, вводимых вместе с байпасируемой водой, ввод которой расположен несколько ниже.

Секция III - секция обезвоживания нефти. Так как при продвижении по этой секции микрокапель нефти происходит коалесценция, следует по возможности сократить длину этого участка. Байпас подключается при обезвоживании нефти примерно наполовину, а его диаметр выбирается из условия неопрокидывания процесса доочистки воды.

Секция IV - секция промывки эмульсии пресной водой. Идеальный баланс для этой секции - половина вводимой пресной воды спускается вниз и смешивается с пластовой водой, половина поступает вместе с выделившейся нефтью в трехфазный сепаратор. Эта секция заканчивается поперечиной 8 - поперечным отрезком трубы с диаметром большим, чем водоотделитель. Симметрично вводу на минимальном расстоянии от него в поперечину вварены два наклонных лотка 9, плавно переходящие в трубопроводы неполного заполнения, соединенные с емкостью трехфазного сепаратора. В последнем могут быть сохранены поперечины, перегородка и система лотков безгазозахватного спуска нефти, рассмотренные в предыдущем пункте. Изменяется расположение патрубков отстойного отсека: вместо патрубка ввода сырья размещен патрубок очищенной воды; ввод же продукции осуществляется через два патрубка большого диаметра в верхней половине сферического днища. Наклоненная к сепаратору часть системы запроектирована так, чтобы за исключением участка с плоским днищем турбулентность не превышала критической сточки зрения дробления капель.

Поскольку при реализации изобретения любая микрокапля нефти вскипает, возрастая в объеме пропорционально ее газосодержанию без возрастания веса, а пластовая вода сохраняет свою плотность, движущая сила процесса разделения сред здесь гораздо больше, чем у прототипов. Это предопределяет интенсификацию и повышение качества разделения. Кроме того, переход бронирующих оболочек на всплывающие микрокапли нефти существенно снижает вероятность образования погранслоев или, по крайней мере, существенно замедляет темп их роста. Одновременное углубление дегазации создает предпосылки для существенного сокращения технологической цепи установок подготовки нефти.

Формула изобретения

1. Способ внутрипромысловой подготовки нефти, включающий подачу исходной нефтепромысловой смеси в трехфазный сепаратор или в трехфазный сепаратор через концевой делитель фаз – КДФ, отвод продуктов разделения – нефтяной фазы, газовой фазы и водяной фазы, отличающийся тем, что подаваемую либо в трехфазный сепаратор, либо в КДФ эмульсию или отбираемую из сепаратора или КДФ эмульсию или нефтяную фазу пропускают через устройство вакуумобработки потока – дестабилизатор в виде трубки Вентури с удлиненной горловиной в режиме

Р₁≥ Р₂+P_1-2+Δ P₁,

Р₂≤ P_s1-Δ Р₂,

где Р₁ и P₂ - давление на входе в дестабилизатор и на выходе из него;

P_1-2 - потери давления на дестабилизаторе при работе в безразрывном режиме;

P_s1 - давление насыщения нефти газом на входе в дестабилизатор;

Δ Р_1,2 - затраты давления на разрушение эмульсии или нефтяной фазы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что газовую фазу пропускают через регулируемое сопло Лаваля, а водяную фазу – через дестабилизатор самофлотационной очистки.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что эмульсию из КДФ или трехфазного сепаратора отбирают вблизи границы раздела фаз, затем насосом пропускают через дестабилизатор.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что на зону интенсивного торможения потока в дестабилизаторе накладывают продольное, по линии тока, магнитное поле.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработанную вакуумом эмульсию перед поступлением к поверхности окончательного разделения пропускают через слой отстоявшейся пластовой воды вдоль восходящей наклонной поверхности.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что предварительно промытую в пластовой воде эмульсию пропускают через слой пресной горячей воды.

7. Способ по п.5 или 6, отличающийся тем, что предварительно промытую эмульсию дополнительно подвергают динамическому тонкослойному отстаиванию при стекании к поверхности окончательного раздела по наклонному лотку в режиме безнапорного движения с поверхностным турбулентным попутным потоком газа, при этом газ пропускают через регулируемое сопло Лаваля и полностью или частично вводят над поверхностью спада при формировании безнапорного потока.

8. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что окончательное разделение фаз проводят под давлением 0,005 МПа.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в эмульсию, обработанную вакуумом, подают газовый конденсат, при этом перед смешением с эмульсией газовый конденсат подвергают предварительной вакуумобработке в индивидуальном дестабилизаторе и вводят его в поток эмульсии в виде газожидкостной смеси.

10. Дестабилизатор, представляющий собой сопло с конфузором, имеющим угол конусности от 60 до 120° , и сопряженный радиусом R=0,2Dr с цилиндрической горловиной диаметром Dr, длиной L=(1,5-2,5)Dr, и диффузором с эффективным углом раскрытия, плавно или ступенчато изменяющимся от 6-10° до 15-20° , и выходным диаметром, обеспечивающим скорость не более 1 м/с, отличающийся тем, что в области скоростей 3-5 м/с в диффузор встроена обтекаемая крестовина с центральным также обтекаемым телом, внутри которых выполнены каналы для подачи добавок со скоростью не более 5-7 м/с в попутном потоку направлении, а снаружи расположена кольцевая камера с отверстиями для подвода добавок.

11. Дестабилизатор по п.10, отличающийся тем, что он имеет предкамеру и регулировочный узел.

12. Установка подготовки нефти, включающая узел предварительного отбора газа, трехфазный сепаратор, разделенный нефтепереливной перегородкой на два отсека - отстойный и нефтесливной, концевую сепарационную установку и очистители воды, отличающаяся тем, что трехфазный сепаратор снабжен дестабилизатором на входе эмульсии в аппарат, входной патрубок перенесен на нижнюю образующую емкости на расстояние 0,5-1 м от перегородки, над входом эмульсии в аппарат на высоте также 0,5-1 м приварен нижним концом к перегородке и стенкам емкости наклонный желоб, обращенный дном вверх, открытой стороной вниз, нижний конец которого приварен к нефтесливной перегородке, верхний конец желоба по верхней образующей не доходит до эллиптического днища емкости на расстояние 0,5-1 м по высоте, на 0,1-0,2 м выше высоты верхней кромки нефтесливной перегородки или не выше нее, нефтеотстойный отсек трехфазного сепаратора в верхней своей части снабжен двумя рядами перегородок с шагом 1,5-2 м: один ряд с нижней кромкой на уровне верхней кромки нефтесливной перегородки, и верхней - на уровне не выше половины просвета над перегородкой, а второй ряд, смещенный относительно первого на 0,3-0,5 шага, имеет форму сегмента с нижней образующей не ниже половины просвета над перегородкой.

13. Установка по п.12, отличающаяся тем, что при выполнении концевой сепарации в трехфазном сепараторе нефтесливной отсек снабжен пространственным ступенчатым лотком, а имеющиеся очистные сооружения по очистке сбрасываемых из трехфазного сепаратора нефти и воды имеют возможность перевода в режим буферных емкостей или резерва.

14. Установка по п.12, отличающаяся тем, что она имеет печи нагрева эмульсии, а наклонный желоб приварен нижним концом к нефтесливной перегородке и стенкам емкости.

15. Установка по п.12, отличающаяся тем, что наклонный участок движения вводимой эмульсии, обработанной вакуумом, вынесен за пределы трехфазного сепаратора и выполнен в виде трубного наклонного водоотделителя, соединенного в верхней своей части с сепаратором через систему из двух наклонных лотков, вход продукции в трехфазный сепаратор выполнен в верхней части эллиптического днища через два патрубка большого диаметра, а сам наклонный водоотделитель выполнен с входной секцией, наклоненной под углом к горизонту около 45° , и снабжен лупингом вокруг области ввода, при этом наклонный водоотделитель в нижней своей части снабжен секцией доотстоя воды с малым наклоном к горизонту, а в верхней - подводом пресной подогретой воды.

РИСУНКИРисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6