EA014250B1 - Способ разделения смеси и установка для разделения смеси, содержащей воду, нефть и газ - Google Patents

Abstract

В смесь, которая была отделена от потока, выходящего из нефтяной скважины, и содержит воду, нефть и газ, вводят текучую среду. Смесь, содержащую текучую среду, подают в сепаратор (3), где она разделяется на водную фазу и фазу нефть/текучая среда. Очищенную водную фазу отводят из указанного сепаратора (3) через выходной патрубок для воды. Фазу нефть/текучая среда разделяют на следующей стадии разделения на нефтяную фазу и газовую фазу, из каковой газовой фазы текучую среду извлекают на стадии конденсации и рециркулируют на стадию добавления в смесь. Сепаратор представляет собой сепаратор жидкость-жидкость-газ (3), давление в котором соответствует диапазону от 0,5 до 25 бар, в нем смесь, содержащая указанную текучую среду, разделяется на указанную водную фазу и фазу нефть/газ.

Description

Настоящее изобретение относится к способу разделения смеси, способ включает стадии добавления в данную смесь текучей среды; подачи смеси, содержащей указанную текучую среду в сепаратор через входной патрубок; разделения смеси, содержащей указанную текучую среду, в сепараторе на водную фазу и фазу нефть/текучая среда; отведения водной фазы из указанного сепаратора через выходной патрубок для воды и фазы нефть/текучая среда через по меньшей мере один выходной патрубок для фазы нефть/текучая среда; разделения на отдельной стадии фазы нефть/текучая среда на нефтяную фазу и газовую фазу, из каковой газовой фазы текучую среду извлекают на стадии конденсации и рециркулируют на стадию добавления в смесь.

Способ такого типа описан в СВ 1364942, направленном на обезмасливание и обезвоживание кислых гудронов при помощи легких углеводородов. Такой гудрон образуется при нефтепереработке и содержит отстой резервуаров, химические отходы, эмульсии, образующиеся с течением времени продукты коррозии катализатора, воду и нефть. Кислые гудроны приводят в соприкосновение с легкими углеводородами с целью отделения нефтяной фазы от твердой фазы и твердой фазы с водой. Сепаратор воздействует на фазы, которые являются либо твердыми, либо жидкими, а текучую среду, добавляемую к смеси, поддерживают в жидком состоянии до завершающей стадии разделения, на которой текучую среду нагревают до температуры порядка 135-199°С и дают ей возможность отделиться от нефти в ректификационной колонне. Этот способ является энергоемким и не подходит для смесей с большим содержанием воды.

В документе ЕР 0963228 В1 описан способ экстрагирования из воды диспергированных и растворенных в ней загрязняющих углеводородов. Текучую среду вводят в загрязненную углеводородами воду до обработки воды в гидроциклоне. Текучая среда представляет собой конденсат природного газа, в ходе технологического процесса ее поддерживают в жидком состоянии так, чтобы углеводороды и текучая среда образовывали единую жидкую фазу. Следовательно, данный технологический процесс нужно проводить при высоком давлении, по меньшей мере 30 бар или более. По сравнению с предложенными ранее способами, способ, описанный в документе ЕР 0963228 В1, пригоден для обработки большего количества загрязненной воды и очистки сбрасываемой воды, содержание примесей в которой не должно превышать 40 частей на миллион.

Целью настоящего изобретения является обеспечение способа и установки, способствующих снижению выброса в окружающую среду нефти, при этом очистка не требует относительно большого количества энергии.

В связи с этим соответствующий настоящему изобретению способ отличается тем, что указанная смесь, отделенная от потока нефтепродуктов, содержит воду, нефть и газ, и что указанный сепаратор представляет собой сепаратор жидкость-жидкость-газ, давление в котором составляет от 0,5 бар до 25 бар, и в котором смесь, содержащая указанную текучую среду, разделяется на указанную водную фазу и фазу нефть/газ.

При добыче нефти и газа в выходящем из скважины потоке содержатся вода, нефть и газ, и этот поток обычно подвергают начальному разделению, в результате которого получают фазу нефть/газ и смесь, содержащую воду, нефть и газ. Такую смесь, характеризующуюся высоким содержанием воды и содержанием нефти до 1500 частей на миллион, нельзя сбросить в окружающую среду без дальнейшего разделения или очистки. Оказалось, что способ введения в смесь сжиженной текучей среды с целью отделения нефти в составе смеси типа жидкость-жидкость нефти и текучей среды хорошо подходит для разделения смесей с высоким содержанием воды. А рециркуляция текучей среды до сброса очищенной воды в природные резервуары является очевидным экологическим преимуществом и потому, что текучая среда не попадает в больших количествах в окружающую среду, и потому, что не расходуются средства на добавление свежей текучей среды. Благодаря настоящему изобретению возможна очистка образующейся при добыче нефти и газа загрязненной воды до уровня, когда содержание примесей в форме нефти близко к нулю или, по меньшей мере, является низким, 10 или 5 частей на миллион.

Некоторые преимущества достигаются благодаря использованию сепаратора жидкость-жидкостьгаз, давление в котором составляет от 0,5 бар до 25 бар. В сепараторе жидкость-жидкость-газ значительная, по меньшей мере, часть сжиженной текучей среды, добавленная в смесь, переходит в газообразное состояние и отделяется от жидких фаз. Часть текучей среды, отделившаяся в сепараторе жидкостьжидкость-газ в виде газа, уже не требует нагревания для отделения ее от нефти, таким образом, на стадии разделения фазы нефть/текучая среда происходит экономия энергии по сравнению со способом, соответствующим известному уровню техники. Давление в диапазоне от 0,5 бар до 25 бар обеспечивает отделение от смеси природного газа и, кроме того, дает дополнительное преимущество, когда текучую среду, добавляемую в смесь, подбирают из углеводородов С₁-С₈, которые имеют сродство к нефти и могут выпариваться из смеси при давлении в сепараторе жидкость-жидкость-газ менее 25 бар. Водная фаза, отводимая через выходной патрубок для воды сепаратора жидкость-жидкость-газ, несомненно, может содержать менее чем 10 частей на миллион или 5 частей на миллион примесей, возможно получить величину верхнего предела содержания нефти в воде, равную 1 части на миллион, и благодаря соответствующему настоящему изобретению способу можно даже получить очень малую величину верхнего предела содержания нефти в воде, равную 0,01 части на миллион. Кроме того, соответствующий настоящему изо

- 1 014250 бретению способ является высокорентабельным и пригодным для обработки большого количества воды (смеси).

Сепаратор жидкость-жидкость-газ может представлять собой обычный гравитационный сепаратор, циклонный сепаратор или компактную флотационную установку. Эффективность таких сепараторов значительно повышается при их использовании в контексте настоящего изобретения. Предпочтительным для использования, в соответствии с настоящим изобретением, сепаратором жидкость-жидкость-газ является комбинированный флотационный резервуар-дегазатор, подобный описанному в документе ЕР 1335784 В1.

Текучая среда, предпочтительно, представляет собой углеводород С₁-С₈, а именно углеводород С₁, С₂, С₃, С₄, С₅, С₆, С₇ или С₈. Текучую среду смешивают или вводят в смесь, содержащую воду, нефть и газ, выше сепаратора жидкость-жидкость-газ по ходу технологического потока и, предпочтительно, в его входной патрубок. Текучая среда, отделенная от газов С1-С8, имеющих сродство к нефти и газу, и вводимая и/или смешиваемая со смесью, содержащей воду, нефть и газ, поглощает углеводороды из водной фазы. В сепараторе жидкость-жидкость-газ текучая среда отделяется в виде газа, главным образом, в форме крошечных пузырьков, которые, благодаря сродству к нефти и газу, облегчают и ускоряют отделение фазы нефть/газ от воды путем флотации.

Хотя текучая среда может быть любым из углеводородов С₁-С₈, метаном, этаном, пропаном, бутаном, пентаном, гексаном, гептаном и октаном, включая изобутан и изопентан и т.д. или их смесью, является предпочтительным, чтобы текучая среда представляла собой газ С5, пентан или изопентан, или гексан. Эти предпочтительные текучие среды можно конденсировать, используя в качестве хладагента морскую воду, что является явным преимуществом с точки зрения экономии энергии, когда очистку воды производят в местности, где морская вода в изобилии.

Для облегчения и ускорения отделения водной фазы от фазы нефть/газ текучую среду добавляют в количестве 0,02-1,8 ст.м³ газовой фазы на кубический метр смеси, более предпочтительно в количестве 0,05-1,4 ст.м³ газовой фазы на кубический метр смеси. Перед смешиванием газовую фазу конденсируют, охлаждают и/или сжимают до жидкого состояния. В расчете на жидкость текучую среду добавляют, предпочтительно, в количестве от 0,5 до 2 вес.% жидкой смеси. В контексте настоящего изобретения размерность ст. м³ используется как единица объема газообразной среды относительно объема смеси. Ст.м³ представляет собой стандартный кубический метр газообразной среды. Ст.м³ стандартизован для морских месторождений (объем сухого газа при 15,6°С и давлении 101,325 кПа). Давление в сепараторе жидкость-жидкость-газ лежит в диапазоне от 0,5 до 25 бар, предпочтительно в диапазоне от 1,0 до 15 бар.

Текучую среду извлекают и рециркулируют. Извлечь текучую среду можно путем перегонки фазы нефть/газ, в результате чего обычно получают жидкую фазу, содержащую более тяжелые углеводороды (приблизительно С₆ и выше), и газовую фазу, содержащую более легкие углеводороды (С₅ и ниже). Газовую фазу затем конденсируют, сжижая компоненты С₅. Если настоящий способ используют на морских или расположенных недалеко от морского берега месторождениях, лучше в качестве текучей среды использовать пентан, поскольку при его конденсации в качестве хладагента можно использовать морскую воду. Обычно температура морской воды составляет, например, около 2-18°С, подходит 5-15°С, что соответствует температуре конденсации пентана при низком давлении, менее 15 бар, предпочтительно, менее 10 бар. Таким образом, конденсацией С5 в конденсационном резервуаре можно управлять путем регулирования давления относительно температуры используемой в качестве хладагента морской воды. Тем самым конденсация текучей среды может быть осуществлена экономически эффективно, с получением чистоты текучей среды С₅ более 99%. Для специалистов очевидно, что такое регулирование давления относительно температуры также возможно при использовании в качестве текучей среды С1-С4 или С6-С8. Однако тогда общее энергопотребление будет, по меньшей мере, немного выше, чем в случае С5.

В соответствии с настоящим изобретением можно создать очень эффективную петлю рециркуляции текучей среды, в пределах которой текучая среда поступает в смесь, содержащую воду, нефть и газ, с целью облегчения разделения водной фазы и фазы нефть/газ и затем извлекается из фазы нефть/газ и рециркулируется.

В соответствии с одним из примеров осуществления настоящего способа газ, содержащийся в смеси, является природным газом. Природный газ является обычным компонентом потока, получаемого из нефтяной скважины.

В еще одном предпочтительном варианте осуществления способа, соответствующего настоящему изобретению, может быть желательным примешивать и/или вводить через входной патрубок в смесь, содержащую воду, нефть и газ, дополнительное количество газа с целью обеспечения еще лучшего разделения, дополнительный газ - это предпочтительно природный газ или азот. Дополнительный газ может, по меньшей мере, частично быть газом, извлекаемым из смеси, содержащей воду, нефть и газ, и рециркулируемым с целью введения в эту смесь.

В еще одном аспекте настоящее изобретение относится к установке для разделения смеси, содержащей воду, нефть и газ, которая включает по меньшей мере один сепаратор жидкость-жидкость-газ с входным патрубком для смеси, содержащей воду, нефть и газ, выходным патрубком для воды и выход

- 2 014250 ным патрубком для фазы нефть/газ, входной патрубок снабжен механизмом введения и/или смешивания текучей среды со смесью, содержащей воду, нефть и газ; сепаратор нефть-газ, в который подается фракция нефть/газ из указанного выходного патрубка для фазы нефть/газ; конденсационный резервуар для извлечения текучей среды, в конденсационный резервуар подается газообразная фракция из сепаратора нефть-газ и морская вода в качестве хладагента; насос для рециркуляции сжиженной текучей среды во входной патрубок сепаратора жидкость-жидкость-газ.

Данная установка обеспечивает упомянутые выше в связи со способом, согласно настоящему изобретению, преимущества и высокую эффективность разделения, то есть вода, очищенная на этой установке, на выходе из сепаратора жидкость-жидкость-газ характеризуется очень низким содержанием масляных примесей, если таковые вообще присутствуют. Текучая среда в жидком состоянии во входном патрубке поглощает нефть из воды, а крошечные пузырьки текучей среды в газообразном состоянии в сепараторе интенсифицируют отделение нефти и газа от воды, тем самым способствуя получению воды с очень высокой степенью чистоты. Извлечение текучей среды обеспечивает высокорентабельное функционирование установки. Установку предпочтительно располагают в море или недалеко от морского берега, а конденсационный резервуар приспосабливают для использования в качестве хладагента морской воды. Таким образом, достигается высокая экономическая эффективность конденсации. Сжиженную текучую среду возвращают в начало процесса и вводят в смесь, которую нужно разделить на данной установке. Таким образом, соответствующая настоящему изобретению установка включает средства для рециркуляции текучей среды.

В предпочтительном варианте осуществления установки, согласно настоящему изобретению, механизм для введения и/или смешивания текучей среды со смесью представляет собой кольцеобразный смеситель с сопловыми отверстиями на внутренней поверхности кольца. Такой смеситель обеспечивает хорошее смешивание текучей среды с разделяемой смесью во входном патрубке. Инжектор или смеситель может иметь на внутренней стороне одно или более сопел, через которые текучая среда вводится в смесь.

Для достижения высокой эффективности предпочтительно, чтобы текучая среда представляла собой углеводороды от С1 до С₈, предпочтительно углеводород С₅, который обладает хорошим сродством и смешиваемостью с нефтяной фракцией смеси.

Данная установка предпочтительно включает дополнительный сепаратор, являющийся средством разделения фазы нефть/газ (необязательно содержащей небольшое количество воды), отводимой из этого сепаратора как нефтяная фаза (необязательно содержащая небольшое количество воды) и газовая фаза. Дополнительный сепаратор предпочтительно представляет собой аппарат для перегонки. В аппарате для перегонки происходит разделение смеси на фракции с определенной удельной плотностью или молярной массой. Легкая фракция выходит из аппарата для перегонки в форме газа, более тяжелая фракция выходит из аппарата для перегонки в форме жидкости. Таким образом, текучая среда и газ, содержавшийся в смеси, выходят из аппарата для перегонки в форме газа, тогда как нефть и возможное остаточное количество воды выходит из аппарата для перегонки в форме жидкости.

В предпочтительном варианте осуществления в данную установку входит дополнительное средство извлечения текучей среды, представляющее собой конденсационный резервуар. Следовательно, выходящий из аппарата для перегонки газ подают в конденсационный резервуар, условия по температуре и давлению в котором подбирают так, чтобы текучая среда конденсировалась, а оставшиеся различные газы, поступившие со смесью, выходят из конденсатора в форме газа. При использовании пентана в конденсационном резервуаре можно получить сконденсированный продукт, представляющий собой пентан со степенью чистоты более 99%. Для дальнейшей интенсификации разделения смеси на установке, соответствующей настоящему изобретению, является предпочтительным, чтобы входной патрубок был снабжен механизмом введения в смесь, содержащую воду, нефть и газ, дополнительного количества газа. Это повышает производительность сепаратора жидкость-жидкость-газ. Дополнительный газ предпочтительно выбирают из группы, включающей природный газ, азот и диоксид углерода.

Настоящее изобретение также относится к использованию углеводородов С₅ для разделения смеси, содержащей воду, нефть и газ, на нефтедобывающей установке. В частности, настоящее изобретение относится к такому использованию углеводородов С₅, при котором их извлекают и рециркулируют в смесь, содержащую воду, нефть и газ.

Далее варианты осуществления настоящего изобретения и примеры будут пояснены более подробно со ссылкой на схематичные чертежи, где на фиг. 1 показана принципиальная схема способа, соответствующего настоящему изобретению;

фиг. 2а и 2Ь являются иллюстрацией варианта осуществления инжектора газа, пригодного для использования в соответствии с настоящим изобретением;

фиг. 3 является иллюстрацией варианта осуществления сепаратора жидкость-жидкость-газ.

В контексте настоящего изобретения термин смесь, содержащая воду, нефть и газ означает смесь жидкость/газ, получаемую из нефтяной скважины, прошедшую обычно одну или более стадий первичного отделения воды от нефти и газа, при котором образуется водная фракция, нуждающаяся в дальнейшей очистке или разделении с целью получения достаточно чистой для сброса воды. Данная смесь может содержать такие примеси, как нефть, газ и даже песок и глину.

- 3 014250

Сепаратор 3 жидкость-жидкость-газ представляет собой сепаратор, предназначенный для разделения двух несмешивающихся жидкостей, различающихся по плотности (то есть тяжелая жидкость - это вода, а легкая жидкость - это нефть), в которых газ распределен в виде крошечных пузырьков. Газ выходит из сепаратора, преимущественно, вместе с легкой жидкостью (нефтью). Это сочетание описывается как фаза нефть/газ или фаза нефть/текучая среда.

Водная фаза, выходящая из сепаратора жидкость-жидкость-газ, может содержать следовые количества нефти и газа, также как фаза нефть/газ, выходящая из сепаратора жидкость-жидкость-газ, может содержать воду (при нормальных условиях доля воды в фазе нефть/газ может составлять 20-80 вес.% воды). В фазе нефть/газ обычно может содержаться от 0,1 до 5 вес.% исходной смеси, предпочтительно, менее 2 вес.% исходной смеси, подаваемой в сепаратор 3 жидкость-жидкость-газ.

Сепаратор 3 жидкость-жидкость-газ может иметь конструкцию, описанную в документе XVО 02/041965, включаемом в настоящее описание путем ссылки, либо может иметь конструкцию, показанную на фиг. 3, либо может иметь другую подходящую конструкцию.

Вводимая текучая среда, предпочтительно, представляет собой углеводород С₁-С₈ или их смесь, наиболее предпочтительно углеводород С₅. Текучая среда может присутствовать и использоваться в жидкой или газообразной форме в зависимости от давления и температуры. Оказалось, что использование углеводородов С1-С8 в качестве средства разделения имеет преимущества, поскольку эти углеводороды характеризуются высоким сродством к нефти и могут относительно легко менять фазовое состояние и превращаться из жидкости в газ и наоборот (с относительно небольшими изменениями давления и температуры и, следовательно, небольшим потреблением энергии).

На фиг. 1 представлена схема технологического потока установки 1, соответствующей настоящему изобретению, на которой показано, что поток исходного продукта в форме смеси, содержащей воду, нефть и газ, подают в сепаратор жидкость-жидкость-газ по линии 2. В сепараторе 3 исходный поток разделяется на водную фракцию и фракцию нефть/газ (необязательно содержащую небольшое количество воды), которую отводят из сепаратора 3. Водную фракцию отводят из нижней части сепаратора 3 по линии 4.

Фракцию нефть/газ отводят из верхней части сепаратора 3 по линии 5. При прохождении по линии 5 фракцию нефть/газ охлаждают при помощи первого теплообменника 6, а затем подают в аппарат 7 для перегонки. В аппарате 7 для перегонки фракция нефть/газ разделяется на легкую фракцию и тяжелую фракцию. Тяжелая фракция (содержащая нефть и, необязательно, воду) выходит из аппарата 7 для перегонки по линии 8, легкая фракция (содержащая С₅) выходит из аппарата 7 для перегонки по линии 9. Легкую фракцию, которая, по существу, газообразна, перед подачей в конденсационный резервуар 11 охлаждают при помощи второго теплообменника 10.

В конденсационном резервуаре 11 более тяжелая часть этой фракции конденсируется и превращается в жидкость, тогда как более легкая фракция остается газообразной и выходит из конденсатора 11 по линии 12. Сконденсированную часть выводят из нижней части конденсатора 11 по линии 13.

Давление сконденсированной жидкости повышают при помощи насоса 14, после чего эту жидкость направляют по линии 15 на смешивание с исходным потоком 2 в качестве текучей, по существу, жидкой среды. Когда смесь поступает в сепаратор 3, текучая среда переходит, по существу, в газообразную форму в результате снижения давления (давление и температуру в сепараторе 3 регулируют соответствующим образом). Часть сконденсированной жидкости из линии 15 рециркулируют в аппарат для перегонки по линии 16. Продукт или текучую среду, получаемую в конденсаторе 11, вводят в исходный поток при помощи инжектора 17.

Кроме того, в исходный поток при помощи инжектора 18 может быть введено дополнительное количество газа, подаваемого по линии 19, например, топливного газа или азота.

Для ясности изложения клапаны, датчики давления и другое оборудование, наличие которого очевидно для специалистов, на схеме не показаны.

На фиг. 2а и 2Ь показано устройство с соплами 20, пригодное для использования в контексте настоящего изобретения. Данное устройство состоит, по существу, из кольцеобразного фланца 21. На внутренней поверхности 22 по окружности фланца 21 имеется некоторое количество отверстий 23 (в данном варианте осуществления изобретения - шесть отверстий 23). Отверстия 23 сообщаются с каналом 24 внутри фланца 21 (канал 24 показан на фиг. 2Ь пунктиром). Кроме того, канал 2 4 сообщается с линией 25 подачи для газообразной среды, закрепленной на внешней поверхности 26 фланца 21. Устройство с соплами 20 обеспечивает хорошее перемешивание исходной смеси и газообразной среды во входном патрубке 2 (фиг. 1).

На фиг. 3 показан еще один вариант осуществления сепаратора 3 жидкость-жидкость-газ, входящего в установку, и способа, соответствующего настоящему изобретению. По существу, цилиндрический резервуар снабжен расположенным тангенциально входным патрубком 82 для смеси, содержащей воду, нефть и газ. Входной патрубок 82 подходит к входному отверстию в корпусе резервуара. Кроме того, сепаратор 3 снабжен выходным патрубком 84 для фракции нефть/газ, расположенным в верхней части резервуара и соединенным с линией 5, и выходным патрубком 83 для воды, расположенным в нижней части резервуара. Обычно выходной патрубок 84 предназначается для текучей среды, обладающей

- 4 014250 меньшей плотностью, чем текучая среда, отводимая по выходному патрубку 83.

Непосредственно под местом присоединения входного патрубка 82 прикреплена стенка 85, имеющая форму простирающегося вверх усеченного полого конуса, которая делит резервуар на верхнюю часть 86 и нижнюю часть 87. Вверху стенка 85 в форме усеченного конуса имеет первое отверстие 88, обеспечивающее сообщение между верхней 86 и нижней 87 частями сепаратора 3. Угол, показанный изогнутой стрелкой 89, между вертикальной боковой стенкой корпуса резервуара и верхней стороной стенки 85 в форме усеченного конуса имеет величину от 15 до 70°, предпочтительно от 20 до 50°. Эта величина отражает наклон усеченного конуса детали 85.

Помимо первого отверстия 88 стенка 85 в форме усеченного конуса имеет второе отверстие 90 на уровне входного патрубка 82. Как показано на чертеже, второе отверстие 90 расположено в стенке 85 в форме усеченного конуса так, что жидкость, поступающая в резервуар сепаратора по входному патрубку 82, сначала совершает вращение, примерно на 300° вокруг верхней части стенки 85 в форме усеченного конуса в верхней части 86 резервуара, а затем через второе отверстие 90 проходит в нижнюю часть резервуара 87.

Расположенный тангенциально входной патрубок 82 совместно с цилиндрической стенкой корпуса резервуара обеспечивают формирование в верхней и нижней частях резервуара вихревых потоков. Однако вихревой поток может образовывать в центре резервуара вихревое кольцо, в котором нет жидкой смеси. Образование вихревого кольца нежелательно, так как снижает производительность. Было обнаружено, что образования вихревого кольца можно избежать, то есть расположить в центре резервуара элемент удлиненной формы, например вертикальный стержень 91. Стержень 91 простирается примерно на 2/3 высоты резервуара от его нижней части, где стержень прикреплен к конической детали 92, покрывающей второй выходной патрубок 83, если смотреть сверху, и, следовательно, является средством стабилизации потока вокруг второго выходного патрубка. Коническая деталь 92 может быть прикреплена, например, к стенке корпуса резервуара посредством двух или более плоских брусков. Стержень 91 также может быть прикреплен к стенке корпуса резервуара или стенки 85 в форме усеченного конуса при помощи нескольких плоских брусков или других опорных или связывающих деталей, например металлических деталей круглого селения. Второй выходной патрубок 83 может быть снабжен клапаном 93. При помощи этого клапана 93 можно регулировать увеличение давления в резервуаре из-за выделения из смеси газа. Выделяющийся из смеси газ собирается в верхней части 86 резервуара. Когда собравшийся газ смещает уровень жидкой смеси ниже уровня выходного отверстия 94 выходного патрубка 84, газ и нефть выталкиваются из резервуара через выходной патрубок 84 под действием давления газа.

Установка и способ согласно настоящему изобретению могут быть модифицированы в объеме прилагаемой формулы изобретения. Детали различных вариантов осуществления изобретения могут быть скомбинированы с получением новых вариантов осуществления, входящих в объем формулы изобретения. Например, может быть использован индивидуальный резервуар с двумя или более выходными патрубками для воды и/или с двумя или более выходными патрубками для нефти/газа и/или с двумя или более входными патрубками для смеси или рециркулируемой смеси, если смесь рециркулируют. Отдельный выходной патрубок может быть снабжен клапаном.

Пример 1.

Настоящее изобретение было проверено на установке, соответствующей изображенной на фиг. 1.

Исходный поток загрязненной воды (2 на фиг. 1) имел расход 10 м³/ч и концентрацию нефти 30 частей на миллион. Во входном патрубке сепаратора жидкость-жидкость-газ (3 на фиг. 1; соответствующего комбинированному флотационному резервуару-дегазатору, описанному в документе ЕР 1335784 В1) в исходный поток вводили 300 кг/ч текучей среды, такой как пентан.

В сепараторе жидкость-жидкость-газ исходный поток разделялся на поток, по существу, чистой воды (содержание нефти в воде менее 1 части на миллион), отводимый из нижней части сепаратора. Из верхней части сепаратора отводили поток, содержащий нефть, текучую среду, преимущественно, в виде газа, и некоторое количество выводимой воды (нефти/газа примерно 320 кг/ч, воды примерно 195 кг/ч).

Этот поток охлаждали и направляли в аппарат для перегонки (десорбер, 7 на фиг. 1). Из нижней части аппарата для перегонки отводили жидкую фракцию, содержащую воду и небольшое количество газа и нефти. Из верхней части аппарата для перегонки отводили газообразный поток, содержащий текучую среду, например пентан, и небольшие количества воды и более тяжелых углеводородов.

Газообразный поток затем охлаждали и подавали в конденсационный резервуар (11 на фиг. 1), в котором конденсировалась текучая среда, например пентан, которую направляли на рециркуляцию.

Как видно из табл. 1, была осуществлена высокоэффективная очистка воды при одновременной, почти полной рециркуляции текучей среды, такой как гентан (потери менее 0,5% в час).

- 5 014250

Таблица 1. Очистка воды в соответствии с настоящим изобретением

Потери пентана	1,3	кг/ч
Очищенной воды	10,0	м^/ч
Извлеченной текучей среды	300, 0	кг/ч
Флотационного газа	3, 0	ст. ьг*/ч
Нефти в исходной воде	30,0	частей на миллион
Нефти в очищенной воде	менее 1,0	частей на миллион

Пример 2.

На установке, соответствующей изображенной на фиг. 1, поток воды в смеси с нефтью и газом, отделенный от потока, выходящего из нефтяной скважины, и смесь с большим содержанием воды подавали по линии 2 с расходом 200 м³/ч при температуре около 65°С и давлении 2,5 бар. Пробы этой смеси отбирали с определенными промежутками и исследовали на содержание нефти, содержание нефти составляло около 25 частей на миллион.

В инжектор 17, установленный на линии 2, по линии 15 поступал пентан с расходом 3000 кг/ч при давлении 5 бар и температуре около 75°С, пентан вводился и, таким образом, перемешивался со смесью.

Полученная смесь продолжала перемещаться по линии 2 и поступала через входной патрубок в сепаратор 3 жидкость-жидкость-газ, где ее давление уменьшалось примерно до 2,0 бар, в результате чего пентан выделялся из этой смеси в форме газа. В сепараторе жидкость-жидкость-газ смесь разделялась на поток очищенной воды, отводимый по линии 4 из нижней части сепаратора с расходом 194 м³/ч. Пробы потока очищенной воды отбирали с постоянными интервалами, среднее измеренное содержание нефти в них составляло менее 0,03 части на миллион.

Через выходной патрубок в верхней части сепаратора 3 выходил отводимый по линии 5 поток с расходом 9000 кг/ч и давлением около 2 бар. В состав этого потока входила вода, 3000 кг/ ч пентана, главным образом, в форме газа, и около 5 кг/ч нефти, около 1400 кг/ч природного газа из смеси, подаваемой по линии 2, и составляющее баланс количество воды. По линии 5 этот поток проходил через теплообменник 6, в котором охлаждался при помощи морской воды с температурой примерно 14°С. При охлаждении этого потока в теплообменнике конденсировался пентан, и после теплообменника поток перемещался далее при давлении около 0,5 бар и температуре от примерно 20 до 25°С.

По линии 5 этот поток поступал во входное отверстие аппарата 7 для перегонки, в котором пентан и более легкие, чем пентан, углеводороды отделялись от жидкости в результате испарения и выходили из аппарата 7 в виде газообразного потока через выходной патрубок по линии 9. Из нижней части аппарата для перегонки отводили жидкую фракцию, содержащую воду, нефть и, возможно, более тяжелые, чем пентан, углеводороды, с расходом около 4600 кг/ч.

Газообразный поток с расходом около 5900 кг/ч поступал по линии 9 во второй теплообменник 10, хладагентом в котором была морская вода с температурой около 14°С. Газообразный поток охлаждался до температуры чуть ниже температуры конденсации пентана, а образующийся поток жидкость/газ поступал в резервуар 11. Из резервуара 11 более легкие, чем пентан, углеводороды выходили через выходной патрубок по линии 12, жидкий пентан отводили из нижней части резервуара 11 по линии 13 с расходом около 4500 кг/ч.

По линии 13 поток пентана поступал в насос 14, который создавал поток пентана с давлением около 5 бар. Этим насосом пентан подавался в инжектор 17 по линии 15 с расходом около 3000 кг/ч, а по линии 16 осуществлялся возврат пентана для орошения аппарата 7 для перегонки с расходом около 1500 кг/ч. Линия 16 была оборудована устройством для снижения давления и регулирования расхода.

Очевидно, что приведенные выше примеры не имеют ограничительного характера и что величины расхода, давления и температуры регулируются в зависимости от конкретных реальных условий. Состав, температура и давление смеси, подаваемой по линии 2, может изменяться во времени и от одного варианта применения к другому. Для конкретного оборудования устья скважины и расположения технологического оборудования условия будут изменяться при изменении потока, отбираемого из месторождения, а также температур и давлений этого потока, охлаждающей среды, такой как морская вода, различных в разное время года. Для разных эксплуатационных объектов на промысле также возможны значительные отличия по составу, количеству и температуре, например, смеси, подаваемой по линии 2. В компетенцию специалистов среднего звена входит подбор параметров конкретного варианта реализации процесса на основе приведенного выше описания настоящего изобретения. Например, если температура смеси, подаваемой по линии 2, существенно ниже, чем в примере 2, а давление немного выше, может оказаться приемлемым выбор в качестве вводимой в смесь текучей среды бутана, а если температура выше, можно использовать, например, пентан или гексан. Рабочую величину давления регулируют соответственно температуре так, чтобы текучая среда выходила из сепаратора 3, преимущественно, в газообразном состоянии; само собой разумеется, что можно регулировать, например, температуру и/или давление в аппарате 7 для перегонки так, чтобы текучая среда в нем испарялась. Как было указано выше, в смесь до

- 6 014250 сепаратора 3 могут быть введены дополнительные компоненты, предназначенные для интенсификации процесса разделения в сепараторе.

Claims (13)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ отделения нефти/газа от смеси, содержащей воду, нефть и газ, причем эта смесь в процессе первичного разделения была отделена от фазы нефть/газ, содержащий следующие стадии:

   примешивают в эту смесь текучую среду;

   подают смесь, содержащую эту текучую среду, через входной патрубок в первый сепаратор;

   дают смеси, содержащей указанную текучую среду, разделиться в первом сепараторе на водную фазу и фазу нефть/текучая среда, причем указанный первый сепаратор представляет собой сепаратор жидкость-жидкость/газ, давление в котором составляет в диапазоне от 0,5 до 25 бар;

   отводят водную фазу из указанного сепаратора через выходной патрубок для воды и фазу нефть/текучая среда через по меньшей мере один выходной патрубок для нефти/текучей среды;

   подвергают фазу нефть/текучая среда второй стадии разделения, разделяя эту фазу нефть/текучая среда на нефтяную фазу и газовую фазу, извлекают из этой газовой фазы текучую среду с помощью стадии конденсации и рециркулируют для введения в смесь, при этом указанная текучая среда представляет собой углеводород С₅, преимущественно пентан, изопентан или гексан, и при этом в качестве хладагента на стадии конденсации используют морскую воду.
2. 2. Способ по п.1, в котором вторая стадия разделения представляет собой перегонку.
3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором указанную текучую среду примешивают в смесь, содержащую воду, нефть и газ, во входном патрубке сепаратора жидкость-жидкость/газ.
4. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором текучую среду добавляют в количестве 0,02-1,8 ст.м³ на 3 м смеси.
5. 5. Способ по п.4, в котором текучую среду добавляют в количестве 0,05-1,4 ст.м³ на м³ смеси.
6. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором текучую среду добавляют в количестве от 0,5 до 2 вес.% смеси.
7. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором давление в сепараторе жидкость-жидкость/газ соответствует диапазону от 1,0 до 15 бар.
8. 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором в указанном входном патрубке в смесь, содержащую воду, нефть и газ, примешивают дополнительный газ.
9. 9. Способ по п.8, в котором указанный дополнительный газ представляет собой природный газ или азот.
10. 10. Способ по п.8 или 9, в котором дополнительный газ, по меньшей мере частично, представляет собой газ, извлеченный из смеси, содержащей воду, нефть и газ.
11. 11. Установка для разделения смеси, содержащей воду, нефть и газ, в соответствии со способом по любому из пп.1-10, содержащая по меньшей мере один сепаратор жидкость-жидкость/газ с входным патрубком для смеси, содержащей воду, нефть и газ, выходным патрубком для воды и выходным патрубком для нефти/газа, причем входной патрубок содержит механизм для введения и/или примешивания текучей среды в смесь, содержащую воду, нефть и газ;

    сепаратор нефть-газ, в который подается фракция нефть/газ из указанного выходного патрубка для нефти/газа;

    конденсационный резервуар для извлечения текучей среды, в который подается газообразная фракция из сепаратора нефть-газ и морская вода в качестве хладагента;

    насос для рециркуляции сжиженной текучей среды во входной патрубок сепаратора жидкостьжидкость/газ, и при этом механизм для введения и/или примешивания представляет собой кольцеобразный смеситель.
12. 12. Установка по п.11, в которой сепаратор нефть-газ представляет собой аппарат для перегонки.
13. 13. Установка по п.11 или 12, в которой входной патрубок содержит механизм для введения дополнительного газа в смесь, содержащую воду, нефть и газ.