способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области промысловой подготовки нефти, в частности к процессам первичного обезвоживания и дегазирования нефти.

Известен способ разделения текучей среды, в частности, нефти, газа и воды при добычи такой текучей среды из месторождений (RU 2349749 С2, МПК E21B 43/34 (2006.01), опубл. 27.06.2006), в котором текучую среду транспортируют по трубопроводу к сепаратору для гравитационного разделения, а выше по потоку от сепаратора ее подвергают воздействию сдвиговых усилий для дробления потока на капли мелкого размера специальным устройством с добавлением воды, после которого в текучую среду добавляют деэмульгатор для предотвращения повторного инвертирования фаз, при этом разделенные компоненты отводят из сепаратора раздельно через отводящие трубопроводы.

Этот способ не учитывает температуру разделяемой текучей среды, которая входит в уравнения фазового равновесия, описывающие процесс разделения жидкой и газовой фаз. Поэтому при низких значениях температуры эффективность этого способа снижается.

Известен способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин (RU 2193910 C1, МПК⁷ B01D 19/00, опубл. 10.12.2002), включающий многоступенчатое разгазирование газонефтяной смеси с компримированием отсепарированного газа, дросселированием газа из газовой скважины и ввода его через теплообменник в трубопровод сбора продукции нефтяных скважин перед входом в сепаратор первой ступени, при этом в трубопроводе создают пробково-эмульсионный или пленочно-диспергированный режим течения газонефтяной смеси.

Известен способ подготовки нефти (RU 2074953 C1, МПК⁶ E21B 43/00 опубл. 10.03 1997), включающий многоступенчатую сепарацию, при которой в поступающую на последних ступенях сепарации нефть подают выделенный на первой ступени сепарации газ, а перед отправкой на товарную обработку в нее подают выделенный в результате общей сепарации газ, причем осуществляют газирование микроскопическими пузырьками размером 0,1-0,2 мм в количестве 1-1,5% от объема поступающей жидкости.

Эти способы требуют специального устройства для газирования нефти и недостаточно учитывают температуру, при которой производится разделение фаз, что также приводит к снижению эффективности способов при понижении температуры окружающей среды, особенно при ее отрицательных значениях.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ предварительной подготовки нефти на промыслах (RU 2283680 С1, МПК B01D 19/00 (2006.01), опубл. 20.09.2006), включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды.

Данный способ за счет ввода нагретой воды непосредственно в газожидкостную смесь на входе блока сепараторов способствует повышению качества разделяющихся фаз: нефти, газа и воды, при этом давление в сепараторе поддерживается на некотором оптимальном уровне для данной категории нефти (легкая, тяжелая). Критериями эффективности этого способа являются минимальное остаточное содержание воды в нефти и минимальный расход реагента-деэмульгатора, которые обеспечиваются поддержкой давления в сепараторе для данной категории нефти (легкая, тяжелая) на некотором оптимальном уровне.

Недостатком этого способа является отсутствие в нем учета испарения части жидких углеводородов в газовую фазу, которые вместе с выделенным газом подаются на факел и являются фактической потерей товарной нефти.

Известно, что этот процесс (испарение углеводородов) ускоряется при повышении температуры, которое будет иметь место при подаче нагретой до 100°С воды в разделяемую газожидкостную смесь согласно данному способу. В эти потери попадают в основном углеводороды с 5-ю и 6-ю атомами углерода (бензиновые фракции) и выше, имеющие температуры кипения (при нормальных условиях) +27,9°С (изопентан), +36,1°С (н-пентан), +49,7°С (неогексан), +68,7°С (н-гексан) и т.д. По разным оценкам их массовая доля в отсепарированном газе может составлять (от массы добытой нефти): 1,45% (статья А. Лукин «Сжигаем деньги на факелах», EnergyLand.info. - Интернет-портал сообщества ТЭК, URL: http://www.energyland.info/analitic-show-56947 (дата обращения 02.02.2012)), 0,57% (статья В.З. Ямпольский и др. «Перспективы оптимизации установок подготовки нефти на примере компании ТНК-ВР», журнал «Нефтегазовые технологии» №8, 2009. - с.2-4, URL: http://ad.cctpu.edu.ru/2009/08_09.pdf (дата обращения 02.02 2012)). Таким образом, в денежном выражении убыток от потери товарной нефти при применении указанного способа-прототипа может превысить экономию от снижения расхода реагента-деэмульгатора. В частности, сумма приведенной в описании способа экономии составляет 240 тыс.руб. на 100 тыс.м³ нефти (RU №2283680 МПК B01D 19/00, с.6, стр.28-31). Потери от испарения жидких углеводородов в газовый поток даже в размере даже 0,5% от того же объема нефти составят примерно 567 тыс. рублей (при себестоимости добычи нефти $12 за баррель с учетом 50% обводненности и при курсе $1=30 руб.).

Задачей изобретения является снижение испарения жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) при многоступенчатой сепарации нефтегазовой смеси с подачей нагретой воды в разделяемую газожидкостную смесь.

Поставленная задача достигается тем, что способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации, включает также, как и в прототипе, закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды.

Согласно изобретению на входы всех последовательно соединенных сепараторов параллельно одновременно подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой и воду, охлажденную от 5 до 10°С, при этом температуру газожидкостной смеси на входе в первый сепаратор поддерживают от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышают от 5 до 10°С.

Известно, что наилучшее разделение нефти и воды в гравитационных сепараторах достигается, если входной поток представляет собой непрерывную водяную фазу с содержанием воды 70-80% (RU №2349749 МПК E21B 43/34, с.5, стр.25-44, с.6, стр.26-32). При прохождении газожидкостной смеси через ряд последовательно соединенных сепараторов она разделяется в каждом сепараторе на 3 потока (нефть, газ и воду), которые отводятся по раздельным трубопроводам, а на вход каждого последующего сепаратора подается поток с нефтяного выхода предыдущего сепаратора. При этом содержание воды во входном потоке каждого следующего сепаратора становится меньше оптимального значения (70-80%), что снижает качество разделения смеси на нефть и воду. Температура входного потока каждого следующего сепаратора становится меньше за счет потери энергии на испарение смеси в предыдущем сепараторе, что снижает качество разделения на жидкость и газ. Поэтому каждый следующий сепаратор при таком последовательном соединении работает менее эффективно, чем предыдущий. Чтобы снизить этот негативный эффект в способе-прототипе воду, подаваемую на вход первого сепаратора (из четырех последовательно соединенных), нагревают до максимально возможного значения 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой. Но это приводит к чрезмерному перегреву смеси в первом сепараторе и испарению большого количества углеводородов, которые при нормальных условиях являются жидкостью, что является фактически потерями товарной нефти, поскольку эти углеводороды в газовом потоке подаются на факельную установку.

При параллельной одновременной подаче в каждый сепаратор воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, и воды, охлажденной от 5 до 10°С, температуру всей газожидкостной смеси в каждом сепараторе можно поддерживать на любом значении в указанном диапазоне путем регулировки расходов нагретой и охлажденной воды. Например, снизить ее в первом сепараторе, чтобы уменьшить испарение и унос в газовый поток жидких углеводородов, и повысить во втором и последующих сепараторах, чтобы повысить их эффективность. Вода, охлажденная от 5 до 10°С, может быть получена, например, за счет компримирования и дросселирования отсепарированного газа. Конкретные значения температур газожидкостной смеси в каждом сепараторе экспериментальным или расчетным путем выбирают так, чтобы уменьшить испарение и унос в газовый поток жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) и при этом как в способе-прототипе сохранить низкое содержание воды в нефти после первичной сепарации и низкий расход реагента-деэмульгатора.

Особенно это свойство предлагаемого способа играет важную роль при компенсации сезонных колебаний температуры поступающей на подготовку нефтегазовой смеси, когда ее темпе ратура может меняться от +5°С зимой до +35°С летом (RU 2 283680 С1, МПК B01D 19/00 (2006.01), опубл. 20.09.2006, с.6., стр.26-27). В предлагаемом способе эти сезонные колебания температуры нефтегазовой смеси легко компенсируются изменением расходов нагретой и охлажденной воды, позволяя поддерживать заданные постоянные температуры внутри сепараторов круглогодично и экономить унос жидких углеводородов в газовый поток.

Экономия уноса углеводородов C_{5+высшие} (углеводороды с 5-ю, 6-ю и более атомами углерода) определяется как разность суммы концентраций этих углеводородов на выходе по газу каждого сепаратора по способу-прототипу (с одинаковым значением температуры в каждом сепараторе, равным максимальной температуре в предлагаемом способе) и по предлагаемому способу (с разными значениями температуры в каждом сепараторе), взятая в процентах.

Таким образом, достигается технический результат, который заключается в снижении потерь товарной нефти при ее предварительной подготовке на промыслах при многоступенчатой сепарации за счет уменьшения испарения и уноса в газовый поток жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше).

На фиг.1 представлена схема реализации способа предварительной подготовки нефти на промысле при многоступенчатой сепарации.

В таблице 1 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,25 МПа).

В таблице 2 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,4 МПа).

В таблице 3 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,25 МПа).

В таблице 4 показан компонентный состав пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) и газа после многоступенчатой сепарации (давление на входе 0,4 МПа).

В таблице 5 показана экономия уноса углеводородов C_{5+высшие} в газовый поток при многоступенчатой сепарации пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ1, молярная масса 125 г/моль) при разных значениях температур и давлений.

В таблице 6 показана экономия уноса углеводородов C5+высшие в газовый поток при многоступенчатой сепарации пластовой нефти Самотлорского месторождения (пласт АВ4-5, молярная масса 156 г/моль) при разных значениях температур и давлений.

Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации может быть осуществлен с помощью следующей схемы. Она содержит блок сепараторов 1 (БС), состоящий из N последовательно соединенных сепараторов 2, 3, и 4 (на схеме показано три), каждый из которых снабжен комплектом датчиков давления и температуры (на схеме не показаны). Вход первого сепаратора 2 соединен через задвижку 5 с источником нефтегазовой смеси (например, нефтесборным коллектором, на схеме не показан) и через задвижку 6 - с дозатором реагента-деэмульгатора 7 (Д). Вход сепаратора 2 через индивидуальную задвижку 8 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды (на схеме не показан), а через индивидуальную задвижку 13 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Вход сепаратора 3 через индивидуальную задвижку 9 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды, а через индивидуальную задвижку 14 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Вход сепаратора 4 через индивидуальную задвижку 10 и общие задвижки 11 и 12 соединен с источником охлажденной воды, а через индивидуальную задвижку 15 и общую задвижку 16 соединен с выходом трубного теплообменника 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ).

Вход по воде трубного теплообменника 17 (ТТ) соединен через задвижки 19 и 12 с источником охлажденной воды (на схеме не показан), а вход по тепловой энергии - с выходом факельной установки 18 (ФУ). Трубный теплообменник 17(ТТ) выполнен из термостойких труб, расположенных в зоне термического воздействия факельной установки 18 (ФУ). Выходы по газу каждого сепаратора 2, 3, и 4 соединены через общий трубопровод и задвижку 20 с факельной установкой 18 (ФУ) и через задвижку 21 - с газопроводом для транспортировки и дальнейшего использования газа. Выходы по воде подтоварной каждого сепаратора 2, 3, и 4 соединены через общий трубопровод и задвижку 22 с трубопроводом для транспортировки и дальнейшего использования воды. Выход по нефти первого сепаратора 2 соединен через задвижку 23 со входом второго сепаратора 3, выход по нефти которого через задвижку 24 соединен со входом следующего сепаратора 4 (на схеме показано три сепаратора, но их количество может быть увеличено при аналогичной схеме соединения). Выход по нефти последнего сепаратора 4 блока сепараторов 1 (БС) через задвижку 25 соединен с нефтепроводом для транспортировки и дальнейшего использования подготовленной нефти.

Схема работает следующим образом. Нефтегазовую смесь от нефтедобывающих скважин и нефтесборный коллектор (на схеме не показаны) через задвижку 5 подают на вход первого сепаратора 2 блока сепараторов 1 (БС) при этом дозатором 7 (Д) через задвижку 6 в нее вводят реагент-деэмульгатор. Воду, охлажденную от 5 до 10°С подают через задвижки 12 и 11 в трубопровод для параллельной одновременной подачи во все сепараторы 2, 3, и 4 через индивидуальные задвижки 8, 9 и 10. Вода, охлажденная от 5 до 10°С, может быть получена с помощью теплообменника (на схеме не показан), например, за счет компримирования и дросселирования отсепарированного газа (RU 2193910 Cl, МПК⁷ B01D 19/00, опубл. 10.12.2002).

Эта же воду для нагрева подают через задвижки 12 и 19 в трубный теплообменник 17 (ТТ) при факельной установке 18 (ФУ). Общий расход воды с помощью задвижки 12 поддерживают на определенном расчетом или экспериментом значении исходя из того факта, что наилучшее разделение нефти и воды в гравитационных сепараторах достигается, если входной поток представляет собой непрерывную водяную фазу с содержанием воды 70-80% (RU 2349749 С2, МПК Е21В 43/34 (2006.01), опубл. 27.06.2006, с.6, стр.28). В холодный (зимний) период, когда температура нефтегазовой смеси понижается до 5°С ее нагревают путем смешивания с водой, нагретой энергией факельной установки 18 (ФУ). Нагретую воду с выхода трубного теплообменника 17 (ТТ) через общую задвижку 16 и индивидуальные задвижки 13, 14 и 15 подают на входы сепараторов 2, 3, и 4 (соответственно). Расход нагретой воды поддерживают таким образом, чтобы температура смеси, которую регистрируют датчиками температуры, входящими в комплекты датчиков каждого сепаратора 2, 3 и 4 соответствовала заданным значениям (определяют расчетным или экспериментальным путем). В жаркий (летний) период, когда температура нефтегазовой смеси повышается до 35°С, нагретую воду заменяют водой, охлажденной от 5 до 10°С, которую через общую задвижку 11 и индивидуальные задвижки 8, 9 и 10 подают на входы сепараторов 2, 3 и 4 (соответственно). Во все промежуточные сезонные периоды соотношение между количеством охлажденной и нагретой воды задают с помощью задвижек 11 и 16 и определяют по соответствию показаний комплектов датчиков температуры в каждом сепараторе 2, 3 и 4 требуемым значениям температуры для разных компонентных составов нефтегазовой смеси (определяется экспериментальным или расчетным путем). Воду подтоварную после разделения с нефтью из каждого сепаратора через задвижку 22 подают в трубопровод (на схеме не показан) для транспортировки и дальнейшего использования. Нефтяной газ, выделяемый в каждом сепараторе подается через общий трубопровод частично через задвижку 20 на факельную установку 18 (ФУ) с трубным теплообменником 17 (ТТ) и частично через задвижку 21 на газопровод (на схеме не показан) для транспортировки и дальнейшего использования. Давление в каждом сепараторе 2, 3 и 4 блока сепараторов 1 поддерживают с помощью задвижек 23 и 24 также, как и в способе-прототипе таким образом, чтобы оно обеспечивало минимальное отрицательное воздействие на добывающие скважины и уменьшалось от сепаратора к сепаратору на 0,01 Мпа. Таким образом, меняя расход воды через индивидуальные задвижки 8-10 и 13-15, можно круглогодично поддерживать заданные температуры газожидкостной смеси в каждом сепараторе независимо от температуры поступающей нефтегазовой смеси и снижать потери товарной нефти за счет уменьшения испарения и уноса в газовый поток жидких углеводородов.

Технологическая эффективность способа оценена следующим образом. На основе уравнений фазового равновесия с использованием констант равновесия по методике, утвержденной СибНИИНП (СТО 51.00021-84) составлена программа расчета на ЭВМ процесса многоступенчатой сепарации нефти. В качестве примера приведены результаты расчета по Самотлорскому месторождению для более легкой (таблицы 1, 2) и более тяжелой нефти (таблица 3, 4) с разными давлениями на входе в блок сепараторов, указанными в способе-прототипе (0,25 МПа и 0,4 МПа). Расчеты проводились по способу-прототипу (примеры 1, 3, 5, 7) и по предлагаемому способу (примеры 2, 4, 6, 8). По способу-прототипу температура нефтегазовой смеси задавалась 30°С на входах всех трех сепараторов (количество сепараторов можно увеличить до 4-х, как в способе-прототипе, но из расчетов видно, что основная экономия достигается в первых двух сепараторах, а последующие сепараторы оказывают незначительное влияние на процесс сепарации). По предлагаемому способу температура на входе первого, второго и третьего сепараторов задавалась 10, 20 и 30°С (соответственно), поддерживать которые позволяет предлагаемый способ за счет регулировки расходов охлажденной и нагретой воды, подаваемых в каждый сепаратор. Давление в расчетах по предлагаемому способу задавалось также как и по способу-прототипу. Как видно из таблиц 1-4, унос в газовый поток углеводородов C_5+высш (строка 11 таблиц) снижается существенно в первом и втором сепараторах, что составляет около 40 и 20% соответственно (строка 13 таблиц). В 7-ми случаях из 8-ми зафиксировано незначительное повышение уноса и в третьем сепараторе, которое не оказывает заметного влияния на общую экономию.

В таблицах 5 и 6 приведены результаты аналогичных расчетов экономии уноса в газовый поток C_5+высш Для других значений температур на входах сепараторов. При этом температура в первом сепараторе задавалась от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышали от 5 до 10°С. Как видно из таблиц, при некоторых значениях температур на третьей ступени сепарации наблюдается отрицательная экономия (унос углеводородов C_5+высш возрастает), но она вполне компенсируется положительной экономией уноса на второй ступени сепарации, а значительная экономия уноса на первой ступени сепарации дает в целом положительный эффект предлагаемого способа во всех рассмотренных случаях.

Таким образом, заявленные условия предварительной подготовки нефти на промыслах в рассмотренном примере позволяют уменьшить содержание в газовом потоке на выходе сепараторов жидких (при нормальных условиях) углеводородов с 5-ю и 6-ю атомами углерода (и выше) на 20-60%.

Таблица 1 Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации   Пример 1 (по прототипу) Пример 2 (по предлагаемому способу) №   Пластовая нефть, моль.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% 1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень 0,25 МПа, T=30°С 0,24 МПа, T=30°С 0,23 МПа, T=30°С 0,25 МПа, T=10°С 0,24 МПа, T=20°С 0,23 МПа, Т=30°С   1 2 3 4 5 7 8 9 1 Двуокись углерода 0,09 0,36 0,65 0,67 0,41 0,58 0,59 2 Азот 0,45 1,18 0,00 0,00 1,36 0,00 0,00 3 Метан 33,72 50,19 49,70 48,36 57.81 49,71 40,24 4 Этан 1,68 4,37 4,54 4,66 4,91 5,10 5,07 5 Пропан 4,79 15,18 15,59 16,01 15,16 17,81 20,17 6 Изобутан 1,69 4,35 4,47 4,59 3,19 4,21 5,34 7 Н-бутан 4,40 13,45 13,84 14,21 10,73 13,94 17,39 8 Изопентан 1,89 2,69 2,77 2,84 1,53 2,13 2,83 9 Н-пентан 2,66 4,64 4,77 4,90 2,81 3,84 5,03 10 C_{6+высшие} 48,63 3,59 3,67 3,76 2,09 2,68 3,34 11 В том числе C_{5+высшие}   10,92 11,21 11,50 6,43 8,65 11,20 12 Газовый фактор, м³/т   92,097 0,054 0,069 86,01 0,17 0,21 13 Экономия уноса C_{5+высшие}, %         41,12 22,84 2,61

Таблица 2 Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации   Пример 3 (по прототипу) Пример 4 (по предлагаемому способу) №   Пластовая нефть, моль, % Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% 1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень 0,4 МПа, T=30°С 0,39 МПа, T=30°С 0,38 МПа, T=30°С 0,4 МПа, Т=10°C 0,39 МПа, T=20°С 0,38 МПа, T=30°С   1 2 3 4 5 7 8 9 1 Двуокись углерода 0,09 0,39 0,43 0,44 0,44 0,39 0,40 2 Азот 0,45 1,32 2,33 2,43 1,51 1,78 1,76 3 Метан 33,72 55,93 54,44 53,61 63,83 56,19 48,19 4 Этан 1,68 4,65 4,67 4,76 5,10 5,30 5,41 5 Пропан 4,79 14,64 14,80 15,05 13,72 16,08 18,40 6 Изобутан 1,69 3,58 3,63 3,69 2,42 3,19 4,08 7 Н-бутан 4,40 11,57 11,72 11,91 8,46 10,99 13,82 8 Изопентан 1,89 1,97 1,99 2,02 1,08 1,50 2,01 9 Н-пентан 2,66 3,47 3,50 3,56 2,00 2,72 3,60 10 C_{6+высшие} 48,63 2,48 2,49 2,53 1,44 1,86 2,33 11 В том числе C_{5+высшие}   7,92 7,98 8,11 4,52 6,08 7,94 12 Газовый фактор, м³/т   86,48 0,081 0,065 81,16 0,256 0,26 13 Экономия уноса C_{5+высшие}, %         42,93 23,81 2,10

Таблица 3 Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации   Пример 5 (по прототипу) Пример 6 (по предлагаемому способу) №   Пластовая нефть, моль.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% 1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень 0,25 МПа, T=30°С 0,24 МПа, T=30°С 0,23 МПа, T=30°С 0,25 МПа, T=10°С 0,24 МПа, T=20°С 0,23 МПа, Т=30°С   1 2 3 4 5 7 8 9 1 Двуокись углерода 0,47 2,70 2,41 2,48 2,90 2,88 3,11 2 Азот 0,08 0,31 0,00 0,00 0,34 0,00 0,00 3 Метан 32,73 72,17 71,95 71,04 78,39 73,28 66,60 4 Этан 0,55 2,07 2,09 2,16 2,18 2,33 2,52 5 Пропан 1,2 5,18 5,36 5,54 4,82 5,89 7,03 6 Изобутан 1,26 3,99 4,14 4,28 2,73 3,76 5,01 7 Н-бутан 1,33 5,16 5,37 5,54 3,81 5,16 6,75 8 Изопентан 1,45 2,34 2,42 2,50 1,29 1,87 2,60 9 Н-пентан 0,9 1,81 1,87 1,93 1,05 1,50 2,06 10 C_{6+высшие} 60,03 4,27 4,39 4,53 2,49 3,33 4,32 11 В том числе C_{5+высшие}   8,42 8,68 8,96 4,83 6,70 8,98 12 Газовый фактор, м³/т   57,96 0,039 0,05 56,224 0,110 0,116 13 Экономия уноса C_{5+высшие}, %         42,64 22,81 -0,22

Таблица 4 Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации   Пример 7 (по прототипу) Пример 8 (по предлагаемому способу) №   Пластовая нефть, моль, % Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% Газ после многоступенчатой сепарации, мас.% 1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень 0,4 МПа, T=30°С 0,39 МПа, T=30°С 0,38 МПа, T=30°С 0,4 МПа, T=10°С 0,39 МПа, T=20°С 0,38 МПа, T=30°С   1 2 3 4 5 7 8 9 1 Двуокись углерода 0,47 0,39 0,43 0,44 0,44 0,39 0,40 2 Азот 0,08 1,32 2,33 2,43 1,51 1,78 1,76 3 Метан 32,73 55,93 54,44 53,61 63,83 56,19 48,19 4 Этан 0,55 4,65 4,67 4,76 5,10 5,30 5,41 5 Пропан 1,2 14,64 14,80 15,05 13,72 16,08 18,40 6 Изобутан 1,26 3,58 3,63 3,69 2,42 3,19 4,08 7 Н-бутан 1,33 11,57 11,72 11,91 8,46 10,99 13,82 8 Изопентан 1,45 1,97 1,99 2,02 1,08 1,50 2,01 9 Н-пентан 0,9 3,47 3,50 3,56 2,00 2,72 3,60 10 C_{6+высшие} 60,03 2,48 2,49 2,53 1,44 1,86 2,33 11 В том числе C_{5+высшие}   7,92 7,98 8,11 4,52 6,08 7,94 12 Газовый фактор, м³/т   86,48 0,081 0,065 81,16 0,256 0,26   Экономия уноса С_{5+высшие}, %         43,92 24,17 0,32

Таблица 5 Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации   Экономия уноса, % № Температура на входе в первый сепаратор, °С Повышение температуры от сепаратора к сепаратору, °С Давление на входе 0,25 Мпа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа Давление на входе 0,4 МПа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа 1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень   1 2 3 4 5 7 8 9 1 10 10 41,12 22,84 2,61 42,93 23,81 2,10 2 10 5 41,12 32,20 22,87 42,93 33,58 24,04 3 10 7,5 41,12 27,56 13,04 42,93 28,82 13,44 4 15 10 31,87 12,04 -9,48 33,71 12,66 -10,60 5 15 5 31,87 22,12 12,09 33,71 23,43 12,82 6 15 7,5 31,87 17,13 1,57 33,71 18,05 1,48 7 12,5 10 36,54 17,40 -3,30 33,38 18,42 -4,07 8 12,5 5 36,54 27,21 17,74 33,38 28,57 18,50 9 12,5 7,5 36,54 22,48 7,39 33,38 23,68 7,52

Таблица 6 Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации   Экономия уноса, % № Температура на входе в первый сепаратор, °С Повышение температуры от сепаратора к сепаратору, °С Давление на входе 0,25 Мпа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа Давление на входе 0,4 МПа, давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа 1 ступень 2 ступень 3 ступень 1 ступень 2 ступень 3 ступень   1 2 3 4 5 7 8 9 1 10 10 42,64 22,81 -0,22 43,92 24,17 0,32 2 10 5 42,64 33,29 22,99 43,92 34,60 24,35 3 10 7,5 42,64 28,11 11,72 43,92 29,64 12,99 4 15 10 33,37 11,98 -13,06 34,63 12,58 -13,74 5 15 5 33,37 23,04 11,94 34,63 24,17 12,82 6 15 7,5 33,37 17,63 -0,11 34,63 18,54 0,16 7 12,5 10 38,24 17,51 -6,47 39,36 18,54 -6,33 8 12,5 5 38,24 28,23 17,52 39,36 29,64 18,67 9 12,5 7,5 38,24 23,04 6,03 39,36 24,17 6,82

Способ предварительной подготовки нефти на промыслах при многоступенчатой сепарации, включающий закачку реагента-деэмульгатора в трубопровод, подачу на вход первого сепаратора воды, нагретой до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, процесс сепарации газожидкостной смеси в блоке последовательно соединенных сепараторов в присутствии реагента-деэмульгатора и воды, при этом давление на входе блока сепараторов поддерживают от 0,25 до 0,4 МПа, а давление от сепаратора к сепаратору понижают на 0,01 МПа, транспортирование разделенных нефти, газа и воды, отличающийся тем, что на входы всех последовательно соединенных сепараторов параллельно одновременно подают воду, нагретую до 100°С тепловой энергией, выделяемой факельной установкой, и воду, охлажденную от 5 до 10°С, при этом температуру газожидкостной смеси на входе в первый сепаратор поддерживают от 10 до 15°С, а температуру от сепаратора к сепаратору повышают от 5 до 10°С.