Способ предварительного сброса попутно-добываемой воды и трубный делитель фаз для его осуществления
METHOD FOR PRELIMINARY DISCHARGE OF PRODUCED WATER AND A PIPE PHASE DIVIDER FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, а именно к способам и устройствам для подготовки и обработки газоводонефтяной эмульсии, поступающей из скважин, и предназначено для использования в системах установок подготовки нефти на нефтепромыслах.
Известен способ кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды (патент RU №2548459, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.04.2015 г.), включающий замер приемистости нагнетательной скважины, подачу продукции одной или более добывающих скважин в скважину или шурф для предварительного сброса воды, замер количества сырой нефти и газа, а также обводненности сырой нефти, плотностей нефти и воды, поступающих в скважину или шурф для предварительного сброса воды, деление в ней скважинной продукции на частично обезвоженную нефть, газ и воду, направление частично обезвоженной нефти и газа в сборный коллектор, подачу сброшенной воды в нагнетательную скважину, определение совместимости сброшенной воды с водой пласта, в который производят закачку из нагнетательной скважины, при совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, выполненным с возможностью изменения подачи и установленным на минимальную подачу, определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта, при неудовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в сборный коллектор, при удовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в нагнетательную скважину, замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды, затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды, причем это увеличение производят до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. Когда из скважины или шурфа для предварительного сброса воды частично обезвоженная сырая нефть с газом поступает в сборный коллектор, то на входе в скважину или шурф для предварительного сброса воды повышают давление поступающей в него скважинной продукции по меньшей мере на величину потерь давления при сепарации, и/или повышают количество сбрасываемой воды на скважине или шурфе для предварительного сброса воды, и/или пропускают через скважину или шурф для предварительного сброса воды всю скважинную продукцию, проходящую по сборному коллектору, причем повышение давления обеспечивают таким образом, что всю частично обезвоженную нефть с газом направляют в сборный коллектор, при этом исключают возможность попадания нефти в трубопровод отвода воды.
Недостатками являются недостаточный внутренний объем эксплуатационной колонны скважины для качественного динамического отстоя жидкости, недостаточная производительность установки, сложность регулирования, а также то, что установка не предназначена для сброса свободного попутно-добываемого газа.
Также известен способ предварительного сброса воды в системах сбора продукции скважин (Крюков В.А. и др. Новое в технологии предварительного сброса и очистки пластовых вод. Нефтяное хозяйство. - 1996, N 2, с. 56-58), согласно которому осуществляют транспортирование газожидкостной смеси по трубопроводу подвода в успокоительный трубопровод с отделением в нем газа через патрубок отвода и затем - в наклонную трубу, контроль границы раздела фаз нефть-вода и нефть-газ в наклонной трубе, регулирование расхода газожидкостной смеси и поддержание положения границы раздела фаз нефть-вода в точке ввода успокоительного трубопровода в наклонную трубу, и последующий сброс воды из нижней части наклонной трубы и отвод газа из ее верхней части.
Недостатком способа является недостаточная эффективность предварительного сброса воды, связанная с невысокой степенью отделения воды, необходимостью утепления открытой части трубы в сезон отрицательных температур, что отрицательно сказывается на способе. Также недостатком является необходимость организации постоянного отвода земли для размещения наземной технологической конструкции.
Наиболее близким является способ предварительного сброса воды в системе сбора продукции нефтедобывающих скважин (патент RU № 2135886, МПК F17D 3/14, опубл. 28.08.1999 г.), включающий транспортирование газожидкостной смеси по трубопроводу подвода в успокоительный трубопровод с отделением в нем газа через патрубок отвода и затем в наклонную трубу - трубный делитель фаз, контроль границы раздела фаз нефть - вода и нефть - газ в трубном делителе фаз, регулирование расхода газожидкостной смеси, поддержание определенного положения границы раздела фаз нефть - вода в трубном делителе фаз относительно точки ввода успокоительного трубопровода в трубный делитель фаз и последующий сброс воды и отвод нефти из нижней части трубного делителя фаз и отвод газа из его верхней части, при этом в успокоительном трубопроводе осуществляют более полное обезгаживание газожидкостной смеси и полное разделение жидкостной смеси, а в трубном делителе фаз поддерживают положение границы раздела фаз нефть - вода ниже точки ввода успокоительного трубопровода в трубный делитель фаз, причем угол наклона трубного делителя фаз относительно горизонта составляет 4-15°.
Недостатком способа является недостаточная эффективность способа, связанная с невысокой степенью отделения воды. Также недостатками являются необходимость организации постоянного отвода земли для размещения наземной технологической конструкции и подготовка металлических опор и фундамента, необходимость утепления открытой части тела трубного делителя фаз в сезон отрицательных температур. Все это отрицательно сказывается на производительности.
Известны способ и трубная наклонная установка для предварительного сброса воды (Голубев В.Ф., Вильданов Р.Г., Серазетдинов Ф.К., Мамбетова Л.М. Совмещенная герметизированная схема подготовки нефти и воды на объектах нефти. Нефтяное хозяйство. - 1995, N 5/6, с. 77-80.). Установка содержит наклонную колонну с трубопроводами подвода газожидкостной смеси, успокоительный участок и участок отвода газа, нефти и воды. При поступлении продукции скважин на установку газ по перемычкам из успокоителя и наклонной колонны поступает в газовый трубопровод, вода отводится из нижней части колонны, нефть - из верхней - в нефтепровод, где вновь соединяется с газом.
Недостатками известной установки являются отсутствие условий для четкого разделения фаз: газа, нефти и воды, так как изначально предусматривается частичный отбор свободной воды (60-80%) от потенциального ее количества, выделившегося из эмульсии; коррозия трубопроводов связанная с тем, что нефть на выходе вновь перемешивается с газом и частично с водой и выводится с установки в виде газожидкостной смеси. Также недостатками являются необходимость установки металлических опор, подготовка фундамента, дренажных систем и канализации, а также необходимость утепления открытой части оборудования.
Также известна унифицированная схема сбора и подготовки продукции нефтяных скважин (Байков Н.М., Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. - М.: Недра, 1981, с. 71-81.), включающая скважины, автоматическую замерную установку, блок дозирования реагента-деэмульгатора, сепаратор 1-й ступени, резервуар предварительного обезвоживания нефти, насос сырой нефти, теплообменник, блок нагрева сырой нефти, смеситель обезвоженной нефти с пресной водой, блок глубокого обессоливания (электродегидратор), сепаратор 2-й (горячей) ступени, резервуар товарной нефти, насос откачки товарной нефти.
Горячая нефть после блока глубокого обессоливания, пройдя теплообменник, нагревает сырую нефть и в охлажденном состоянии поступает в товарный резервуар, из которого откачивается потребителю. Пластовая вода, отделившаяся при разрушении эмульсии сырой нефти, и пресная промывочная вода, применяемая для обессоливания обезвоженной нефти, после вышеуказанных рециклов смешиваются в резервуаре предварительного обезвоживания нефти, откуда поступают на установку очистки и подготовки воды для ее последующего использования в системе поддержания пластового давления.
Также известна схема промысловой подготовки нефти (патент RU №2142093, МПК F17D 3/14, C10G 33/00, опубл. 27.11.1999 г.), состоящая из сепараторов, резервуаров-отстойников, оборудованных в верхней части нефтесборниками (сливными патрубками), товарных резервуаров, нефтенагревателя, резервуара (очистных сооружений) для сбора и подготовки воды и дозировочного насоса, а резервуары-отстойники работают параллельно поочередно и для сбора неразложившейся в резервуарах-отстойниках стойкой эмульсии нефти для повторной подготовки дополнительно используется резервуар-сборник эмульсии, где каждый из резервуаров-отстойников связан с возможностью сообщения через нефтесборники в верхней части с любым из товарных резервуаров и через приемораздаточные трубы - с резервуаром-сборником эмульсии, а резервуар для подготовки воды (очистные сооружения) верхней частью, оборудованной нефтесборником (сливным патрубком), связан с резервуаром-сборником эмульсии.
Недостатком известных унифицированных технологических схем сбора, подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов является сложность их эксплуатации, обусловленная наличием большого числа отстойников, резервуаров и многоступенчатостью подготовки нефти. При этом для монтажа и установки многочисленного оборудования требуется установка металлических опор, подготовка фундамента, дренажных систем и канализации. При эксплуатации в зимнее время необходимо утепление открытой части оборудования.
Наиболее близким является трубный делитель фаз (патент RU № 2369425, МПК B01D 17/02, опубл. 10.10.2009 г.), включающий корпус в виде трубы с разделительными поперечными перегородками, с патрубком для ввода газоводонефтяной эмульсии, патрубком отвода газа, расположенным в верхней части трубы, патрубком отбора воды, расположенным в нижней части трубы, и патрубком отбора обезвоженной нефти, при этом корпус установлен под углом 3-5° к горизонту, снабжен продольной перегородкой в виде желоба, установленного с зазором относительно верхнего торца корпуса, длиной не более 1/3 длины трубы и размещенного выше ее оси, на нижнем торце которого установлено устройство для разрушения глобул водонефтяной эмульсии - маточник, а над верхним размещен патрубок для ввода газоводонефтяной эмульсии, который расположен в верхней части трубы ниже уровня патрубка отвода газа и отделен от него перегородкой, соединяющей верхний торец желоба с верхней частью трубы, а патрубок отбора обезвоженной нефти расположен в нижней части трубы выше уровня патрубка отбора воды, причем разделительные поперечные перегородки размещены в нижней части трубы между патрубком отбора обезвоженной нефти и патрубком отбора воды, одна из которых, отделяющая патрубок отбора обезвоженной нефти, закреплена на нижней части трубы с зазором относительно нижней поверхности желоба, а другие установлены с зазором между нижней частью трубы и нижней поверхностью желоба. Дополнительно устройство для разрушения глобул водонефтяной эмульсии выполнено в виде решетки, закрепленной на нижнем торце желоба под углом, большим угла наклона желоба. Корпус снабжен указателями уровня жидкости, установленными на его торцах.
Недостатком известного трубного делителя фаз является недостаточная степень разделения глобул воды и разрушения газоводонефтяной эмульсии. Также недостатком является то, что для монтажа и установки трубного делителя фаз требуется установка металлических опор, подготовка фундамента, дренажных систем и канализации. При эксплуатации в зимнее время необходимо утепление открытой части оборудования. Это в совокупности сказывается на производительности установки.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности предварительного сброса попутно-добываемой воды, ускорение естественного распада газоводонефтяных эмульсий (смесей), организация технологии кустового предварительного сброса воды с наименьшими затратами на обустройство и эксплуатацию.
Технические задачи решаются способом предварительного сброса попутно-добываемой воды, включающим транспортирование газоводонефтяной смеси по трубопроводу в патрубок для ввода газоводонефтяной смеси трубного делителя фаз с отделением нефти и газа от воды, поддержание определенного положения границы раздела фаз нефть - вода в трубном делителе фаз и последующий сброс отделенной воды из нижней части трубного делителя фаз через патрубок отбора воды и отвод нефти и газа из трубного делителя фаз.
Новым является то, что предварительно трубный делитель фаз размещают заглубленным в грунт на глубину 1,7-1,8 м и устанавливают под углом 3-6° к горизонту, ввод газоводонефтяной смеси осуществляют с нижней части трубного делителя фаз, а отвод нефти вместе с газом производят из верхней части трубного делителя фаз, патрубки ввода газоводонефтяной смеси и отбора воды в верхней части оснащают маточниками, которые  выполняют в виде дискообразных цилиндров, заглушенных снизу и снабженных рядом перфорированных отверстий, размещенным по вертикальной цилиндрической поверхности маточника, к верхней части трубного делителя фаз устанавливают разделительную поперечную перегородку, перекрывающую 2/3 ее проходного сечения с возможностью движения воды.
Технические задачи также решаются трубным делителем фаз, включающим корпус в виде трубы с разделительной поперечной перегородкой, с патрубком для ввода газоводонефтяной смеси, патрубком отбора воды, расположенным в нижней части трубы, патрубком отбора обезвоженной нефтегазовой смеси и маточником.
Новым является то, что корпус выполнен в виде заглубленной в грунт на глубину 1,7-1,8 м заглушенной с торцов сферическими заглушками трубы и установлен под углом 3-6° к горизонту, патрубок для ввода газоводонефтяной смеси установлен в нижней части трубы, а патрубок отбора обезвоженной нефтегазовой смеси расположен в верхней части трубы, разделительная поперечная перегородка установлена к верхней части трубы и перекрывает 2/3 ее проходного сечения с возможностью движения воды, причем корпус оснащен дополнительным маточником, при этом маточники установлены к верхней части патрубка для ввода газоводонефтяной смеси и верхней части патрубка отбора воды и выполнены в виде  дискообразных цилиндров, заглушенных снизу и снабженных рядом перфорированных отверстий, размещенным по вертикальной цилиндрической поверхности маточников.
На фиг. 1 представлена схема трубного делителя фаз, который включает корпус 1, разделительную поперечную перегородку 2, патрубок для ввода газоводонефтяной смеси 3, патрубок отбора воды 4, патрубок отбора обезвоженной нефтегазовой смеси 5, маточники 6 и 7.
На фиг. 2 представлена схема цилиндрического маточника, который включает коллектор 8, круглую заглушку 9, отверстия 10, на фиг. 3 - вид сверху цилиндрического маточника.
Действующие известные способы и устройства организации предварительного сброса с применением трубного делителя фаз (ТДФ) имеют надземное расположение основных действующих элементов конструкции. Для монтажа технологии требуется выполнить ряд трудоемких и затратных процедур: установить металлические опоры под тело ТДФ и фундамент под монтаж опор с анкерами; организовать дренажную систему и канализацию, колодец; оборудовать бетонную обардюренную площадку под основанием ТДФ; организовать утепление (для эксплуатации в зимнее время года) открытой части тела ТДФ; выделить дополнительные площадки для поверхностного размещения технологии, в связи с чем отсутствует возможность компактного размещения технологии; организовать постоянный отвод земли для размещения наземной технологической конструкции ТДФ; исключить отрицательное влияние на качество технологии отделения воды в сезон отрицательных температур. Все это снижает эффективность и производительность предварительного сброса попутно-добываемой воды.
Способ предварительного сброса попутно-добываемой воды осуществляют следующим образом.
Предварительно корпус 1 (см. фиг. 1) ТДФ размещают заглубленным в грунт (как правило заглубление в грунт осуществляют ниже глубины его промерзания) на глубину 1,7-1,8 м, что является достаточной величиной для естественного утепления тела ТДФ, а также исключающей воздействие значительных температурных перепадов и способствующей организации стабильной работы ТДФ с осуществлением качественного отделения воды (температура жидкости, поступающей в ТДФ и выходящей из него, сохраняется практически на одном уровне). При этом ТДФ устанавливают под углом 3-6° к горизонту. Данный угол наклона обеспечивает эффективный процесс отделения попутно-добываемой воды посредством гравитационного распределения жидкостей относительно их плотности.
Ввод газоводонефтяной смеси осуществляют с нижней части корпуса 1 ТДФ через патрубок ввода газоводонефтяной смеси 3, а отвод нефти вместе с газом производят из верхней части корпуса 1 ТДФ через патрубок отбора обезвоженной нефтегазовой смеси 5. Сброс отделенной воды производят через патрубок отбора воды 4. Патрубки для ввода газоводонефтяной смеси 3 и отбора воды 4 в верхней части оснащают маточниками 6 и 7 соответственно, которые  выполняют в виде дискообразных цилиндров высотой, например, 200 мм и диаметром 400 мм, заглушенных снизу круглой заглушкой 9 (см. фиг. 2) и снабженных рядом перфорированных отверстий 10 диаметрами, например, 20 мм, размещенным по вертикальной цилиндрической поверхности маточников 6, 7 (по цилиндрической, торцевой поверхности маточников 6, 7). К верхней части корпуса 1 (см. фиг. 1) ТДФ устанавливают разделительную поперечную перегородку 2, перекрывающую 2/3 ее проходного сечения с возможностью движения воды по нижней части ТДФ, при этом обеспечивают транспортирование газоводонефтяной смеси через маточник 7 к соответствующему патрубку 4. Разделительная поперечная перегородка 2 предотвращает смешивание отделившейся воды с нефтью и газом. Перфорированные отверстия 10 (см. фиг. 2) располагают одним рядом.
По предлагаемому способу осуществляют транспортирование газоводонефтяной смеси по трубопроводу в патрубок для ввода газоводонефтяной смеси 3 (см. фиг. 1) ТДФ с прохождением газоводонефтяной смеси через коллектор 8 маточника 6, расположенного в верхней части патрубка 3, происходит отделение смеси от воды. Поддерживают определенное положение границы раздела фаз нефть - вода в ТДФ. Осуществляют последующий сброс отделенной воды из нижней части ТДФ через патрубок отбора воды 4, оснащенный маточником 7 в верхней части, и далее осуществляют отвод нефти вместе с газом из верхней части ТДФ через патрубок 5.
Преимуществом данного способа является возможность организации предварительного сброса попутно-добываемой воды с заглублением основного технологического элемента - ТДФ и реализации способа в стесненных (ограниченных) условиях на небольших площадках, где размещаются добывающие высокодебитные скважины с высокой обводненностью (более 80%). Заглубленное размещение ТДФ посредством постоянного влияния стабильных положительных температур грунта повышает скорость и качество отделения воды от поступающей в него газоводонефтяной смеси, стабилизирует режим работы ТДФ и системы нефтесбора. Дополнительно данный способ обеспечивает снижение рисков в области промышленной безопасности, позволяет эксплуатировать оборудование без нарушений норм и правил техники безопасности. Отделенную воду направляют на шурфную установку (на фиг. 1-3 не показано), далее под высоким давлением закачивают в нагнетательную скважину.
Трубный делитель фаз включает корпус 1 (см. фиг. 1) в виде трубы с разделительной поперечной перегородкой 2, с патрубком для ввода газоводонефтяной смеси 3, патрубком отбора воды 4, расположенным в нижней части трубы, патрубком отбора обезвоженной нефтегазовой смеси 5, и маточником 6.
Корпус 1 ТДФ выполнен в виде заглубленной в грунт на глубину 1,7-1,8 м заглушенной с торцов сферическими заглушками трубы диаметром, например, 720-820 мм, и длиной, например, 15-25 м, и установлен под углом 3-6° к горизонту. Осуществлен пригруз бетонными плитами по всей длине нижней части корпуса 1 ТДФ. Патрубок для ввода газоводонефтяной смеси 3 установлен в нижней части трубы, патрубок отбора воды 4 расположен в нижней части трубы, а патрубок отбора обезвоженной нефтегазовой смеси 5 расположен в верхней части трубы.
Корпус 1 ТДФ также включает разделительную поперечную перегородку 2, перегородка 2 установлена к верхней части трубы ТДФ и перекрывает 2/3 ее проходного сечения с возможностью движения воды по нижней части ТДФ. Причем корпус 1 ТДФ оснащен дополнительным маточником 7. При этом маточники 6 установлен к верхней части патрубка для ввода газоводонефтяной смеси 3 в нижней части корпуса 1 ТДФ с погружением в воду, а маточник 7 установлен к верхней части патрубка отбора воды 4 в нижней части корпуса 1 ТДФ (на высоте примерно 20-30 см от нижней части, образующей, ТДФ). Маточники 6, 7 (см. фиг. 2, 3) выполнены в виде дискообразных цилиндров высотой, например, 200 мм и диаметром 400 мм, заглушенных снизу круглой заглушкой 9 (см. фиг. 2) и снабженых рядом перфорированных отверстий 10 диаметрами, например, 20 мм. Отверстия 10 размещены по вертикальной цилиндрической поверхности (плоскости) маточников 6, 7 (по цилиндрической, торцевой поверхности маточников 6, 7). Перфорированные отверстия 10 расположены одним рядом.
Трубный делитель фаз работает следующим образом.
По системе сборного нефтепровода газоводонефтяная смесь со скважин поступает в корпус 1 (см. фиг. 1) ТДФ через патрубок для ввода газоводонефтяной смеси 3, проходит через коллектор 8 (см. фиг. 2) цилиндрического маточника 6. Далее газоводонефтяная смесь из маточника 6 выходит через перфорированные отверстия 10, расположенные радиально на вертикальной (торцевой) плоскости маточника 6. Круглая заглушка 9 на нижней плоскости маточника 6 препятствует образованию струи пластовой воды, образующей турбулентный поток. Расположение маточника 6 в водной части ТДФ способствует выходу газоводонефтяной смеси под слой пластовой воды, имеющейся в ТДФ, где капли воды, содержащиеся в смеси и контактируя с пластовой водой, укрупняются в более крупные глобулы и оседают вниз, значительно повышая скорость отделения воды. Нефть, имеющая меньший удельный вес, всплывает вверх и выводится через патрубок отбора обезвоженной нефтегазовой смеси 5 в трубопровод. Оснащение патрубка отбора воды 4 (пластовой), расположенного в нижней части корпуса 1 ТДФ, маточником 7 способствует отбору воды под границей раздела фаз, снижению концентрации пластовой воды под промежуточными слоями разделяющейся газоводонефтяной смеси и способствует более полному отделению нефти от воды.
Разделительная поперечная перегородка 2, перекрывающая 2/3 проходного сечения ТДФ, образует проход для воды по нижней части, обеспечивает свободный переток отделенной чистой воды, полное разграничение фаз внутри ТДФ и качественное отделения попутно-добываемой воды. Таким образом в зоне отбора воды образуется сектор водяной фазы, и исключается эмульсионная активность, с периодическим попаданием эмульсии на прием насосной установки закачки в скважины. Это способствует качественной подготовке и очистке сбрасываемой воды.
Предлагаемый трубный делитель фаз в заглубленном варианте исполнения позволяет организовать технологию кустового предварительного сброса воды с наименьшими затратами на обустройство и эксплуатацию. В результате соответствующих изменений получается равномерно распределить попутно-добываемую (пластовую) воду по поверхности жидкости в  ТДФ и по объему ТДФ и создать необходимую скорость потоков попутно-добываемой воды внутри  ТДФ, тем самым повысить эффективность подготовки нефти, снизить содержание в нефти воды, улучшить  качество подготовки отделяемой воды.
Пример практического применения 1.
По системе сборного нефтепровода газоводонефтяная смесь со скважин поступила в корпус ТДФ.
3
Объем газоводонефтяной смеси - 460 м/сут,
Обводненность - 89%,
Температура - 24°С,
ТДФ: глубина под грунт - 1,7 м, угол наклона к горизонту - 3°,
Осуществили транспортирование газоводонефтяной смеси по трубопроводу в патрубок для ввода газоводонефтяной смеси ТДФ с прохождением газоводонефтяной эмульсии через маточник, осуществили последующий сброс отделенной воды из нижней части ТДФ через патрубок отбора воды, оснащенный маточником в верхней части, далее осуществили отвод нефти вместе с газом из верхней части ТДФ, время нахождения смеси в ТДФ составило 1,7 ч. После предварительно сброса попутно-добываемой воды обводненность продукции составила 42 %, содержание мех. примесей - 35,7 мг/л.
Пример практического применения 2.
По системе сборного нефтепровода газоводонефтяная смесь со скважин поступила в корпус ТДФ.
3
Объем газоводонефтяной смеси - 490 м/сут,
Обводненность - 95%,
Температура - 25°С,
ТДФ: глубина под грунт - 1,8 м, угол наклона к горизонту - 4°,
Осуществили транспортирование газоводонефтяной смеси по трубопроводу в патрубок для ввода газоводонефтяной смеси ТДФ с прохождением газоводонефтяной эмульсии через маточник, осуществили последующий сброс отделенной воды из нижней части ТДФ через патрубок отбора воды, оснащенный маточником в верхней части, далее осуществили отвод нефти вместе с газом из верхней части ТДФ, время нахождения смеси в ТДФ составило 1,6 ч. После предварительно сброса попутно-добываемой воды обводненность продукции составила 39 %, содержание мех. примесей - 28,2 мг/л.
Пример практического применения 3.
По системе сборного нефтепровода газоводонефтяная смесь со скважин поступила в корпус ТДФ.
3
Объем газоводонефтяной смеси - 520 м/сут,
Обводненность - 97 %,
Температура - 23°С,
ТДФ: глубина под грунт - 1,75 м, угол наклона к горизонту - 6°.
Осуществили транспортирование газоводонефтяной смеси по трубопроводу в патрубок для ввода газоводонефтяной смеси ТДФ с прохождением газоводонефтяной эмульсии через маточник, осуществили последующий сброс отделенной воды из нижней части ТДФ через патрубок отбора воды, оснащенный маточником в верхней части, далее осуществили отвод нефти вместе с газом из верхней части ТДФ, время нахождения смеси в ТДФ составило 1,55 ч. После предварительно сброса попутно-добываемой воды обводненность продукции составила 36 %, содержание мех. примесей - 22,8 мг/л.
Применение предлагаемого способа и трубного делителя фаз повышает эффективность предварительного сброса попутно-добываемой воды, способствует ускорению естественного распада газоводонефтяных эмульсий (смесей), позволяет организовать технологии кустового предварительного сброса воды с наименьшими затратами на обустройство и эксплуатацию.