МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР

внииспт

нефть

РУКОВОДСТВО ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕПАРАЦИОННЫХ УЗЛОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫБОРУ И КОМПОНОВКЕ СЕПАРАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

РД 39 - 0004 -90

УФА

начальником отвела Мюшефгегввпрома СССР В. Ф. Лесничим 21 марта 1990 года

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СЩАРАЦИОННЫХ УЗЛОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТ0Р02ДШЙ, ВЫБОРУ И КОМПОНОВКЕ СЕПАРАШОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

РД 39-0004-90

1990

10

тически как из исходных безводных нефтей* Это объясняется тем, что при малой концентрации капель воды расстояние между ними достаточно велико для возникновения препятствий при движении поднимающихся пузырьков газа;

2. эмульсии обратного типа обводненностью от 30 % до критической, при которой происходит инверсия фаз, а также сложные или множественные эмульсии.

Выделение газа из обратных эмульсий затруднено из-за высокой концентрации в них водной фазы. Процессы сепарации замедляются настолько, что необходимое время пребывания жидкости а сепараторе без использования методов воздействия увеличивается многократно, что делает задачу осуществления процесса в обычных сепараторах практически трудно выполнимой*

Для устранения аномальных структурных свойств гаэоводонефтя-ных смесей в системе сбора используется дутавой подогрев, ввод реагентов-деэмульгаторов, за счет которых и происходит снижение агрегативной и кинетической устойчивости эмульсий, частичное выделение диспергированной воды в самостоятельную фазу, что обеспечивает снижение эффективной вязкости продукции скважин;

3.эмульсии прямого типа с обводненностью нефти выше критической и кинетически неустойчивые обратные эмульсии.

Такие эмульсии, как правило, в сепараторах легко расслаивают-

♦

ся на два слоя: водный и нефтяной.

На границе между ними образуется так называемый "промежуточный* слой, устойчивость которого зависит от дисперсности составляющих его капель воды, прочности граничных слоев нефтяной прослойки, содержания в них адсорбционных взвесей', частиц асфальтенов и твердых парафинов. Для разрушения промежуточного слоя необходимо, во-первых, обеспечить достаточную подвижность нефтяных пленок, обволакивающих водные капли, во-вторых, максимально возможную

I%

в аппарате площадь контакта со слоем свободной воды.

3*2.3. Из рассмотрений особенностей разделения газоводонеф-тяных смесей можно сделать следующие выводы:

1)    для улучшения выделения Пузырьков газа из водонефтяной эмульсии необходимо путем разрушения или снижения её агрегативной устойчивости обеспечить содержание водной фазы в ней до величины не более 30 %\

2)    после разрушения эмульсии процессы наделения пузырьков раза и осаждения капель воды в ней протекают одновременно и должны осуществляться совместно в подводящих трубопроводах и в совмещен» ныл установках бег повторного перемешивания и диспергирования фаз.

3.2*4. Отвод выделившихся из газожидкостного потока г«за и деды необходимо осуществлять во всех элементах технологической схемы* начиная от подводящего коллектора, депульс&тора» сепаратора первой ступени. Невыполнение этого условия, как показываем практика и проведенные исследования* приводит к их вторичному диспергированию и перемешиь-лию с нефтью при совместном движении з трубопроводах* входных и выходных патрубках аппаратов» регулирующей и запорной арматуре и т.п. и снижает вероятность получения воды с минимальным содержанием диспергированной нефти и мехпримесей, отвечающим требованиям для использования её в системе ПЦЦ.

Этот принцип является универсальным» поскольку позволяет во всех случаях многократно сниз^ь нагрузки на сепараторы последующих ступеней, нагревательные печи,отстойники, резервуары', повысить их эксплуатационную надежность, а в раде случаев исключить из технологической охемн часть перечисленного оборудования /8/,

3.2.5. Технология предварительного обезвоживания продукции скважин в системе сбора должна предусматривать минимальный расход 12

тепла и реагеь.'ов-дезмульгаторов при максимальном использовании естественных факторов (склонность ЦБ к расслоению, теплосодержание кродуюгч д,.., веденияпроцесоа при естественна Л температуре без подогрева и т.п.).

Б связи с этим к степени предварительного обезвоживания нефти не предъявляются определенные нормативные требования, но по условиям, предъявляемым к сырью технологическими установками подготовки нефти (У1Ш), водосодержание нефти должно, как правило, составлять не болос 30 %. Выбор методов воздействия на продукцию для достижения требуемой степени обезвоживания в системе сбора осуществляется на основании технико-экономических, расчетов..

Более жесткие требования в данной технологии предъявляются к качеству очистки сбрасываемой пластовой воды, которая подлежит закачке в пласт в ближайшие нагнетательные скважины. Поэтому для достижения требуемой очистки от нефти и мехпримесей вода после ступени отделения подается на установки очистки сточных вод /Т /.

2 2.6. В технологической схеме'должен использоваться принцип формирования селарационного узла из параллельных цепочек, который при сепарации обводненных нефтей особенно важен. Он должен учитывать:

1.    равномерное распределение продукции по оепараторам;

2.    раздельную сепарацию без водных и обводненных нефтей, а также нефтей, несовместимое ас физико-химическим свойствам;

13

3) дифференцированное воздействие на потоки ГКО (ввод ПАВ, подогрев, разбавление, и т*п»}«

Принципиальная технологическая схема сепарационной установки для сепарации обводненных нефтей с учетом ее функций и изложенных требований должна.включать в дополнение к базовой устройства для отвода свободной воды из подводящего трубопровода, депульсатора, аппаратов (рис.2)*

3*2*7. При разделении водонефгяных эмульсий с низкой агрегативной устойчивостью, способных расслаиваться при естественной температуре потока с применением реагента-деэмульгатора (иди без него) технологическая схема включает минимум оборудования: г азоводоотделитель и отстойник еоды, блок подачи реагента.

При разделении агрегативно-устойчивых эмульсий тяжелых и высоковязких нефтей в схеме ,как правило, предусматривается блок негре-ва*

При больших газовых факторах может усложняться узел очистки газа за счет включения в схему газовых сепараторов*

При высоких требованиях к качеству закачиваемой воды в схеме предусматриваются дополнительные ступени ее очистки (отстойники поды 3.2*3 . На стадии проектирования сепарациоиного узла должны быть определены объем продукции скважин и физико-химические свойства нефти, газа и воды с прогнозной оценкой изменения их в процессе разработки месторождения. Вопрос размещения сепарационного узла (куст скважин, ЦЦС) решается с учетом сетки скважин, их количества, протяженности и конфигурации системы сбора и т*д*

На оснований этих данных обосновывается технологическая схема сепарационного узла, целесообразность совмещения процессов газо-сепарации и водоотделения, необходимый набор оборудования, количество параллельных технологических цепочек (потоков), необходимость использования реагентов, нагревателей* Технологические мето-

15

да воздействия на продукцию скважин при добыче и сборе выбираются с учетом стабильности эмульсий, загрязненности воды нефтепродукта-ми и твердой взвесью, интенсивности коррозии и т.д, как ъ сепара-ционном узле, так и в последующих звеньях системы сборе и подготов ки (трубопроводах, аппаратах, центробежных насоса* и т.д.).

3,3* Технология сепарации нефтей с высоким газосодержаиием

З.ЗЛ. При эксплуатации месторождений нефтей с высоким гаэо-содержанием, определяемым гаэонасыщенностыо её в пласте, наличием подгазовых залежей (зон) или применением газлифтного способа добычи _t суммарное количество газа, приходящегося на I м⁹ нефти, можзт достигать (400-1500) м^э и изменяться во времени в широких иредслах,

В этих условиях скорость газожидкостного потока в системе* в частности, на входе первой ступени сепарациочных установок дожимных насосных станций и комплексных сборных пунктов (КСП), достигает (10-15) м/с и может р iko изменяться в связи о нестабильностью структур течения.

Применение традиционных техники и технологии сепарации продукции скважин без учета аномалии по гаэссодержашю, нестабильности процесса, трудности его регулирования приводит к потерям нефти с газовым потоком до 250 г/м³.

3.3,2. Наиболее результативным технологическим мероприятием при разделенииТКС с высоким газосодержаиием является предварительное разделение продукции скважин на газовую и жидкую фазы* которое осуществляется за счет комплектации сепарационного узла дополнительным входным сепаратором, установлен л/t в начале процесса г^ред газонефтяным сепаратором / 8 / .

3,3*3. Технология применима для еепаоацки нефтей t продельными значениями'параметров, характеризующих фпэико-хими^сски-ь св*'й~

16

отва:

плотность, кг/м3, не более	950
кинематичес л вязкость при -0 °С,	, мОа.с
не более	150
газовый фактор, mVm3, не в более	15.00
молярная масса.» г/моль	400
массоЕСо додернакие, %
асфальтенов	8,0
смол 0	20,0
парафинов	20,0
давление сепарации, Ш1&	0,7*1»б
3.3.4. Технология сепарации нефти осуществляется по принц»-

пиальнсй схеме (рис.З)* включающей входной сепаратор 2, нефтегазовый сепаратор 3» каплеуловитель 4 (газовый сепаратор).

Входной сепаратор устанавливается над нефтегазовым сепаратором и должен быть оборудован двусторонним вводом, обеспечивающим скорость газожидкостной смеси не бояее 60 м/с* специальными отражателями (детекторами) * предназначенными для приема и разделения газожидкостной смеси,^разделительнымикольцами входных и отражаг тельные потоков, келлсулавливоэдимн дренирующими секциями и отводя-шими патрубками для газа и жидкости, обеспечивающими транспорт газа в г азосепаратор со . скоростью до 60 м/с я перетек жадности в нефтегазовый сепаратор .

В качестве нефтегазового сепаратора рекомеццуется КГС с удельной производительностью до ICO tfVcyT.* на 1м^ аппарата-fa зависимости от типа нефти) . Уровень з авдарате поддерживается на высоте 0,4-0,6 диаметра аппарата.

Конструкцья газового оспаратора аналогична входному сепаратору конструкции Т'илротюмеянефгегаза и СкбКИИНП /4 /. Для качественной очистки ''аеа применяется струнный каплеотбойники р?1зрдботки ВНИИСПТ-^:

17

Технологическая схема сепарации несрти на месторождениях с подгазовыми зонами

1    -    Подводящий трубопровод;

2    -    входной сепаратор;

3    -    нефтегазобыи сепаратор;

4    «    каплеуловитель;

5    -    конденсата сборник

Рис 3

16

нефть.

Во входном сепараторе и сепараторе-каплеуловителе не допускает оя наличие уровня кадкой фазы из условия свободного слива ее в нефтегазовый сепаратор 3* Высота    монтажа    аппаратов

определяется проектной организацией гидравлическим расчетом в зависимости от диаметра соединительных трубопроводов, параметров процесса (давления, температуры, расхода жидкости) и физико-химических свойств сепарир емой жидкости»

Подходящий трубопровод должен быть закреплен с целью предупрежу дения вибрации и перемещения под действием переменных гаэожедкоет-иых нагрузок, возникающих вследствие неравномерности поступления газожидкостной смеси с кустов скважин месторождения*

3.3*5 • Технология обеспечивает получение газа после гаэосе-паратора. с содержанием капельной жадности не более 0,1 г/м³.

3.4. Технология сепарации высоковязких нефтей

о.4 Л* Сепарация высоковязких нефтей характеризуется замедленными процессами массообмена, коалесценции и седиментации газовых включений, разрушения пенного слоя*

3*4.2* Для интенсификации разделения газовых эмульсий высоко еязких нефтей могут быть предусмотрены следующие мероприятия и ? вхпологические приемы:

1)    применение трубопровода - коалесцера для интенсификации роста газовых ’пузырьков с последующим расслоением эмульсии перед гепараторо* »и;

2)    применения физических методов воздействия - вибровоэдей-елн:ж, дросселирования, турбулизации для ускорения массообменных пронесся ь подводящем трубопроводе или непосредственно на входе 8 еепарационмую установку;

19

3) изменение физико-химических свойств газовых эмульсий_# например, снижение вязкости за счет подогрева, разбавления маловязкими нефтями иди растворителями, снижения агрегативной устойчивости эмульсий реагентами пеногаситеяями;

.4) применение оепараторов<оснащенных коалесцирующими и пеногасящими внутренними секциями*

344.3* Выбор методов или их сочетание, определение расчетное и конструктивных параметров сепорационного узла для каждого конк ретного месторождения высоковязкой нефти представляет сложную задачу и может быть осуществлен только на основании специальных исследований Оценки особенностей разделения ПЕС» Опыт проведения таких работ имеют институты ВНШЯГГнефгь, ТатНИПИнефгь, СибКШНП,

КБ ПО'Сар&товнефгегаз*»

3.5. Технология сепарации нефтей ^ высоким содержанием сероводорода и углекислого газа

3*5*1* Технология промысловой подготовки нефтей с высоким содержанием в газе сероводорода (до 25 %) и СО^ (до 60 % и более) требует территориального совмещения всех ступеней сепарации. Это определяется технико-экономическим анализом яри конкретном проектировании* Количество ступенейоея/арации, как правило, не превышает трех.

На первой ступени сепарации используется энергетический потенциал (давление и температура) для очистки газа о*? сероводорода и дальнейшего транспорта к потребителю без дополнительного компримирования*

После третьей (последней) ступени сепарации, как правиле, используют технологии, доводящие нефть до 'товарных ковдим,* том числе и n^rt содержанию сероводорода по ГОСТ 9965^Давление, в

Настоящее Руководство разработано в институте ВНЩЛГЕнефть совместно о институтом СибНИИНП, Гипровостокнефть и КБ ПО "Са~ ратовнефтегаз" и предназначается для проектно-конструкторских, научно-иоолецоветельских организаций и нефтедобывающих предприятий, занимающихся вопросами проектирования и експлуатацив объектов промыслового сбора и подготовки нефти, совершенствованием и разработкой сепарационной техники и технологии. В РД излохеш основные принципы формирования технпогических схем сепйрациои-ных узлов. Рекомендованы технологические приемы, позволяющие ограниченным набором серийно выпускаемого оеперационного оборудования обеспечить его работоспособность в широком диапазоне физико-химических свойств продукции окважин нефтяных месторождений в различные периоды их эксплуатации.

В работе приняли участие:

Крюков В.А.,-к.т.н. - руководитель работы, Абрамова А.А., к.т.н, - ответственный исполнитель, Дьячук А.И., к.т.н.',

Гущина Л.А. (ВНИИСПТнефть);

Савватеев Ю.Н., к.т.н., Маринин Н.С., к.т.н., Кириллов Н.А. (СибНИИНП)}

Далецкий В.М„, к.т.н. (Гипровостокнефть);

Ремизов Н.А.» к.т.н, (КБ ПО "Саратовнефтегаа").

20

ряде случаев if температура, на последней ступени сепарации близки к рабочим параметрам (Р и Т) установки очистки нефти от сероводорода. Для очистки нефти от сероводорода используются иди отпар-ные колонны при повышенной температуре, иди метод отдувки очищен-ным газом при температуре подготовки нефти без применения дополнительного нагрева.»

Для уменьшения количества сероводорода, поступающего на третью стулен-, вводится промежуточная (вторая) * ступень сепарации. Раз со второй и третьей ступенейкомприыируется до давления первой и одним потоком поступает на сероочистку.

Выбор давления на второй и третьей ступенях определяется условиями компримирования газа. Сероочистка газа концентрируется на одной установке.

Второй особенностью продукции скважин, влияющей на текнико-технолбгические решения по сепарации нефтей с высоким содержанием Н₂ $ на примере Тенгиза, Жанажола, является неустойчивость водо-нефтяных эмульсий* Тенгизская нефть практически не эмульгирует воду, Жанажодьская - не более 5 %. Такие особенности эмульсии определили необходимость применения перед первой ступенью сепарации дополнительного (входного) сепаратора-гряэеотделителя, выполняющего* также функции предварительного отбора газа* Давление во входном сепараторе Ha{0,I*G₉5JWIa больше, чем в первой ступени* Все сепараторы оборудованы системами промывки от гряэеотложений и дренажа пластовой воды.

Дебит скважин и сезонные колебания определяют температуру продукции, поступающей на первую ступень сепарации. Эта технологическая особенность сепарации должна учитываться при очистке газа от сероводорода.

Аппараты, арматура, приборы контроля и управления должны быть выполнены в коррозионно-стойком исполнении* Другим вариантом

рукождовдй документ

РШОВОДЗТВО ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕПАРАЩОНННХ УЗЛОВ НВЕТШХ МЕСТОРОДЦЕШЙ , ВЫБОРУ И КОМПОНОВКЕ СЕПАРАВДОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

7R 39-0004-90

Вводится взамен

•Руководства по проектированию селара-ционных узлов нефтяных месторождений _и конструированию газонефтяных сепараторов*, утвержденного зал?.министра нефтяной промышленности В*Й.Мищевичем от 19 ноября 1976 г.

Срок введения установлен с 01,05,90

Срок действия до 01,05.95

Руководящий документ (РД) распространяется на технологические схемы и оборудование сепарационных узлов систем сбора и установок подготовки нефти и предназначен для работников проектных организаций и нефтедобывающих предприятий.

I. ОБЩИЕ ГЮЛСЖЕНИЯ

1.1.    Рекомендации Руководства рассчитаны Нс применение при обустройстве нефтяных месторождений современных технологических схем и автоматизированного сепарационного оборудования, выпускаемого и осваиваемого заводами Минхиммаша, а также сепараторов, разработанных по отдельным заданиям з последние годы. Руководстве учитывает РД 39-0147311-605-87/1/ в части развития и конкретизации основных положений, касающихся технологических схем сепарационных установок.

1.2,    В Руководстве рассмотрены основные принципы проектирования и компоновки сегмрациенних узлов, приведены данные по конструкции серийных и вновь разрабатываемых сепараторов, предложи г*

4

технологические схемы, предназначенные для сепарации продукции скважин с различными физико-химическими свойствами, даны табличные, графические и расчетные зависимости определения размеров основных элементов сепарационного узла. РД может быть использовано технологическими службами нефтедобывающих предприятий при решении вопросов реконструкции и вывода на режим сепарационных установок, находящихся в эксплуатации. В связи с этим в РД приведен ряд научных и теоретических положений по работе отдельных элементов, позволяющих выбрать наиболее првшильные технические решения для различных условий эксплуатации, например, при сепарации обводненных, высоковязких, пенистых нефтей, при высоком газосодержании, перегрузках, нарушениях режима и т.д.

2. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ, ОПРЕДЬЖЩЕ РАБОТУ ГАЗОНЕФТЯНЫХ СЕПАРАТОРОВ

2Л, Газожидкостные смеси (ГЖС), поступающие в сепараторы для иазделения, представляют собой сложные многофазные системы, физические свойства которых зависят не только от свойств компонентов - нефти, газа и воды: но и от процессов диспергирования и коалесценции, определяемых условиями добычи, технологией сбора и транспорта их на сепарационный пункт, причем эти условия на всех стадиях разработки нефтяного месторождения непрерывно меняется.

2.2. При обустройстве месторождений система "скважина-сепаратор" должна рассматриваться как единый комплекс, в котором осуществляется разделение и подготовка к сепарации нефти и газа. Процессы ввделсшя газа и коалесценции пузырьков и капель жидкости, происходящие в трубопроводах, должны рассматриваться как начальная стадия разделения, завершающаяся в сепараторах.

5

2.3.    Выбор оборудования и гидродинамических режимов его работы в системе добычи, сбора и транспорта газожидкостной смеси во всех случаях должен учитывать необходимость обеспечения условий минимального диспергирования, а, следовательно, предотвращать образование стойких гаэоводонефтяных эмульсий.

2.4.    В настоящее время на основании теоретических и экспериментальных исследований и практического опыта в границах изученности установлены основные зависимости для расчета и выбора элементов сеп&рационного узла и определены пути обеспечения его технологической мобильности на различных стадиях эксплуатации нефтяных месторождений.

2.5.    В зависимости от основных физико-химических свойств неф* ти могут быть разделены на следуюцие группы:

1.    по плотности и вязкости (рабочие условия):.

легкие (плотностью до 850 кг/м⁹, вязкостью до 10 мИа.е'; средние (пловностью до 890 кг/м?,вязкостью до 60' м11а,с); тяжелые (плотностью более ,90 кг/м®,вязкостью более 60 мПас.');

2.    по окяонности к пенообраэованию: непенистые,

пенистые (время разрушения от 5 до 15 минут), высокопенистые (время разрушения пены более 15 мин.);

3.    по обводненности:

мало-,ере дне - и высокообводненные с содерн нием пластовой вода соответственно до 30% об.; .от 30 до 60 % об.

{эмульсии типа вода в нефти) и свыше 60 $ (основное количество зады в свободном виде);

4.    по гаэосодержанию:

с газовым фактором до 100 м³/м^аот 100 до 400 м^э/м³ « более 400 м³/м³.

6

Наличие у нефти одного или нескольких нетипичных физикохимических свойств, например» плотности более 890 кг/м³р вязкости более 100 Ша.с, пенистости выл 15 мин. • геэоссдержания более 400 м³/м³, содержания сероводорода более 2 % и т.д«, может характеризовать нефть с точки зрения её разделения как аномальную» так как требует для осуществления процесса тех или иных специальных методов ого интенсификации.

2.6. При проектировании и эксплуатации сепарационных узлов и выборе конструкций сепараторов должны использоваться следующие основные принципы:

1.    использование сборных трубопроводов и их конечных участков для подготовки продукции скважин к сепарации и обеспечения физико-химических свойств» благоприятных для разделения;

2.    реализация эффекта расслоения фаз, достигнутого в подводящем трубопроводе дляе раздельного (послойного) их ввода в соответствующие зоны сепаратора с помощью депульсатора;

3.    обеспечение благоприятных гидродинамических условий для разделения ГЖС;

4.    очистка газа во встроенном, а при необходимости в выносном ^тройствах;

5.    использование технологических методов воздействия и специальных компоновочных схем при сепарации ЙШ о аномаяьгшцн физико-химическими свойствами;

6.    блочность» агрегатирование и унификация внешних и внутренних узлов сепарационных установок и обеспечение возможности изменения их компоновки в процессе эксплуатации,

7

3. ТРЕБОВАНИЯ К ТШОТЮГИЧЕСКОИ СХЕМЕ И КОМПОНОВКЕ СЫ1АРАЦИОННОГО УЗЛА

3.1. Базовая технологическая схема сепарационного уела

ЗЛЛ. Принципиальная схема сепарационного узла, включающая перечисленные выше пути обеспечения его универсальности, эффективности, надежности в различных условиях, приведена на рис.4*

Схема комплектуется из следующих элементов:

-    успокоительный коллектор (КУ);

-    учел предварительного разделения (УПР) (депульсатор);

-    нефтегазовый сепаратор (С-1);

-    газосепаратор (ГС);

-    блок дозирования реагентов (БР);

-    узел замера потоков нефти, газа и воды;

-    средства контроля и автоматики для управления процессом.

В зависимости от конкретных условий (ступени сепарации,

свойства продукции и т.д.) набор оборудования, входящего в базовую схему, может изменяться. Из базовой'схемы могут быть исключены: выносной газовый сепаратор ГС при сепарации нефтей с газовым фактором менее 60 иР/ьР (рабочее давление(0,440,8)М0а]^ менее 40 м³/**³ (0,2+0,4) МПа), При этих же условиях и при отсутствии пульсации потока газожидкостной смеси, вызванных рельефом местности, может быть исключен узел предварительного разделения (двпульсатор),

При сепарации нефтей с высоким газовым фактором (400 -1500) м³/м® сепарационный узел дополнительно комплектуется входным сепаратором, а для тяжелых высоков*. ких нефгей-блоком нагрева.

Количество ступеней* сепарации зависит от давления в системе добычи и сбора и компонентного состава неЯги и газа.

/яелномогг/чеехая схема

9

3.1.2.    Первая ступень сепарации з больщинотве случаев осуществляется на месторождении в промежуточных пунктах сбора, дожимных насосннх станциях (ДПС). Давление сепарации, исходя из требований бескомпрессорного транспорта газа до потребителя- принимает-ся, как правило, в пределах (0,3+0,8) МПа.

3.1.3»    Турбулизирующие устройства (регуляторов, зад

вижек и т.д.) пг 'ед промежуточными и концевой ступенями сепарац'-ч при работе на безводных и малообводненных пенистых нефтях являются интенсифицирующими элементами, способствующими образованию, вьделе-нию и укрупнению газовых пузырьков. При наличии турбулиаирущих устройств, а также при пересеченной местности в состав компоновочной схемы сепарационной установки также, как и для первой "тупени сепарации_>рекомендуется включать узел предварительного разделения.

3.2.    Технология сепарации обводнен»» нефтей

3.2.1,    Разделение обводненных нефтей, представляющих собой трехфазные смеси, имеет рад особенностей, обусловленных сложностью углеводородного состава нефти и газа, наличием в воде и нефти различных примесей, растворенных солей, коллоедных и твердых частиц, способствующих агрегативной устойчивости эмульсий. На границах раздела фаз образуются поверхностные слои, свойства которых отличаются от свойств как дисперсионной среды, так и дисперсной фазы. Скорость коалеоценции, а следова эльно, разделения фаз, зависит

от диспероности и концентрации включений, структуры смеси, состояния поверхностных слоев, количества и типа природных стабилизаторов пен и эмульсий.

3.2.2.    По структуре и характеру взаимодействия фаз газонефтяные эмульсии подразделяются следующим образом:

I. емульсии обратного типа обводненностью до 30 %.

Выделение пузырьков газа из таких эмульсий происходит прак-