Способ удаления кислых газов (Н2S и СО2) из водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды и устройство для его осуществления

(51) 01 19/00 (2006.01) 01 53/00 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ от свободного и растворенного попутного газа,содержащего углеводородный газ и кислые газы(С 2 и 2). В случае, если продукция (газоводонефтяная смесь), добываемая из продуктивного пласта,характеризуется повышенным содержанием кислых газов (2 и С 2), и высокая температура и низкое давление, создаваемые в аппаратах-отстойниках концевых сепарационных установок (КСУ) с поступающими в них частично обезвоженной водонефтяной эмульсией и попутной сточной водой,не обеспечивают их достаточного удаления, то для достижения более глубокой дегазации, в целях использования эффекта отдува, в частично обезвоженную водонефтяную эмульсию и в сточную воду через диспергирующие устройства вводится в противотоке попутный газ 1-ой ступени сепарации, в связи с условиями сепарации (обычно при давлении 0,6 МПа и температуре 20 С) характеризующийся пониженным содержанием кислых газов (2 и С 2), в соотношении 1/, гдеопределяется по формуле(2) факт -парциальное фактическое, в газовой среде на поверхности водонефтяной эмульсии и сточной воды, МПа(72) Муллаев Берт Тау-Султанович Курбанбаев Мурат Избергенович Абитова Айгуль Жолдасовна Саенко Ольга Бертовна Туркпенбаева Бибигуль Жапаровна(73) Акционерное общество Казахский научноисследовательский и проектный институт нефти и газа(54) СПОСОБ УДАЛЕНИЯ КИСЛЫХ ГАЗОВ(Н 2 И СО 2) ИЗ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ И ПОПУТНОЙ СТОЧНОЙ ВОДЫ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ(57) Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности, к способу удаления кислых газов диоксида углерода (С 2) и сероводорода (2) из водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды, и может быть использовано при их промысловом транспорте на объекты товарной подготовки нефти и закачки в продуктивный пласт нефтегазового месторождения для вытеснения нефти водой. Предложенный способ удаления кислых газов диоксида углерода (С 2) и сероводорода (2) из частично обезвоженной водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды отличается от известных способов тем, что процесс их отстоя производится при повышенной температуре и давлении, ниже атмосферного давления, в аппаратах-отстойниках,установленных на высоте 12 метров над уровнем земли на постаменте, за счет чего обеспечивается возможность снижения в них давления ниже атмосферного, что позволяет добиться глубокой очистки этих жидкостей (частично обезвоженной водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды) Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности, к способу удаления кислых газов диоксида углерода (СО 2) и сероводорода(2) из водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды, и может быть использовано при их промысловом транспорте на объекты товарной подготовки нефти и закачки в продуктивный пласт нефтегазового месторождения для вытеснения нефти водой. При разработке продуктивного пласта нефтегазового месторождения путем вытеснения нефти водой, наряду с добываемой нефтью, из продуктивного пласта извлекаются значительные объемы воды, механических примесей, а также кислые газы диоксид углерода (СО 2) и сероводород(2), если они содержатся в продуктивном пласте или образуются в нем в результате жизнедеятельности сульфатвостанавливающих бактерий (СВБ). Под действием СВБ в благоприятной обстановке в пласте активно протекает процесс сульфат-редукции-реакции по восстановлению содержащихся в воде сульфатионов до сероводорода, протекающей по уравнению(1) Технологический процесс подготовки нефти до товарного качества в соответствии с требованиями ГОСТа осуществляется на установках подготовки нефти (УПН) и включает прием продукции нефтяных скважин, ее предварительное разделение на попутный газ, нефть и пластовую (сточную) воду,подготовку и утилизацию попутного газа и пластовой (сточной воды), подготовку нефти до товарного качества и сдачу потребителю. Процесс подготовки нефти и сточной воды на УПН сопровождается удалением из них солей и мехпримесей. Известен способ термохимической подготовки нефти до товарного качества в соответствии с требованиями ГОСТа (содержание воды до 0,5 масс), отличающийся тем, что газоводонефтяная эмульсия подвергается дегазации, термохимической обработке, многоступенчатому отстою в аппаратахотстойниках или технологических резервуарах с последующей сдачей попутного газа на переработку, сточной воды в систему поддержания пластового давления, а нефти - потребителю Каспарьянц К.С. Проектирование обустройства нефтяных месторождений г. Самара СамВен 1994 г Недостатком известного термохимического способа товарной подготовки нефти является то, что в процессе его реализации газоводонефтяная эмульсия подвергается многоступенчатому отстою под избыточным давлением, в связи с чем в ней содержится остаточное количество растворенного газа. Кроме того, из-за недостаточно качественного процесса сепарации, что наиболее характерно для продукции повышенной вязкости, в ней содержится некоторое остаточное количество свободного газа. В том случае, если в газоводонефтяной смеси,поступающей из продуктивного пласта 2 нефтегазового месторождения, содержутся кислые газы (С 2 и 2), то при сепарации,предварительном отделении воды от нефти в аппаратах-отстойниках в водонефтяной эмульсии и в выделившейся из нее попутной (сточной) воде даже при незначительном избыточном давлении содержится значительное количество растворенных кислых газов сероводород (2) и диоксид углерода(С 2). В результате этого водонефтяная эмульсия и выделившаяся из нее попутная (сточная) вода характеризуются высокой коррозионной агрессивностью. Кроме того,частично обезвоженная водонефтяная эмульсия, поступающая на завершающую ступень отстоя в аппаратыотстойники или технологические резервуары,подвергается закономерному резкому снижению давления, в результате чего из нее бурно выделяется свободный и растворенный газ, создавая барботаж),что существенным образом ухудшает условия отстоя, и снижает эффективность отделения воды от нефти и качество подготовки товарной нефти. Примечание ) барботаж-пропускание через жидкость газа. Известен термохимический способ подготовки нефти до товарного качества, отличающийся тем,что для достижения эффективного обезвоживания нефти водонефтяная эмульсия дегазируется,обрабатывается реагентом-деэмульгатором,подогревается, проходит предварительные ступени отстоя, а затем, перед поступлением на завершающую ступень отстоя в аппаратыотстойники или технологические резервуары, для создания благоприятных(вакуумной) дегазации. Достигается это тем, что в технологической схеме предварительной или товарной подготовки нефти (на УПСВ или УПН) перед тем, как частично обезвоженная водонефтяная эмульсия поступит на завершающую ступень отстоя, предусматривается подача ее в аппаратыотстойники концевой ступени сепарации (КСУ),установленные на высоту 12 метров над уровнем земли на постаменте, в результате чего обеспечивается возможность снижения в них давления ниже атмосферного (вакуумирование), за счет чего создаются условия для более глубокой дегазации частично обезвоженной водонефтяной эмульсии. При этом, за счет установки аппаратов отстойников КСУ на высоте 12 метров над уровнем земли на постаменте, создается гидростатический столб жидкости, обеспечивающий избыточное давление, необходимое для напорного (насосного) или безнапорного (самотечного) поступления частично обезвоженной водонефтяной эмульсии на завершающую ступень отстоя (в аппаратыотстойники или технологические резервуары). Такая технология в условиях повышенной температуры(не менее 60 С) и пониженного давления, вплоть до вакуума,обеспечивает глубокую дегазацию подготавливаемой продукции и создает условия благоприятные(безбарботажные глубокого обезвоживания нефти в аппаратахотстойниках или технологических резервуарах до качества, соответствующего требованиям ГОСТа. Байков Н.М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды, М. 1981 г., с.152. Недостаток известного термохимического способа подготовки нефти до товарного качества является то, что его реализация предусматривает,перед подачей частично обезвоженную водонефтяную эмульсию на завершающую ступень отстоя, подачу ее в аппараты-отстойники концевой сепарационной установки (КСУ), поднятые на высоту 12 метров над уровнем земли для обеспечения глубокой дегазации частично обезвоженной водонефтяной эмульсии, но не предусматривает установку аппаратов-отстойников предварительных ступеней отстоя водонефтяной эмульсии и сточной воды на высоту 12 метров над уровнем земли. В результате этого вода,содержащаяся в водонефтяной эмульсии, и попутная сточная вода, выделившаяся на предварительных ступенях отстоя, не подвергаются пониженному давлению, и в этих водах остается повышенное количество свободных и растворенных газов. Если в водонефтяной эмульсии,поступающей из продуктивного пласта нефтегазового месторождения, содержатся кислые газы (С 2 и 2), то при предварительном отделении воды от нефти путем отстоя в частично обезвоженной водонефтяная эмульсия и в выделившейся из нее попутной сточной воде даже при незначительном избыточном давлении, наряду со свободным и растворенным попутным углеводородным газом,содержатся свободные и растворенные кислые газы сероводород (2) и диоксид углерода (С 2), в результате чего эти жидкости(частично обезвоженная водонефтяная эмульсия и попутная сточная вода), транспортируемые на объекты товарной подготовки нефти и в системы технического водоснабжения и поддержания пластового давления, характеризуются высокой коррозионной агрессивностью со всеми вытекающими последствиями. Объясняется это следующим В условиях, близких к стандартным (давление 0,1 МПа, температура 293 К), в воде диоксид углерода (С 2) растворяется в 30,5 раз лучше, а сероводород (2) в 87 раз лучше, чем углеводородный газ (таблице 1, фиг.1 и 2). Поэтому на всех этапах технологического процесса отстоя в аппаратах - отстойниках и технологических резервуарах из воды, содержащейся в водонефтяной эмульсии, и из попутной сточной воды,находящихся под некоторым избыточным давлением, кислые газы (С 2 и 2) не удаляются полностью, а остаются в ней в растворенном состоянии пропорционально этому избыточному давлению, подчиняясь закону Генри-Дальтона(масса газа, растворяющаяся в данном объеме жидкости, пропорциональна давлению, которое газ производит на жидкость (парциальное давление) при растворении смеси газов растворимость каждой составной части пропорциональна своему парциальному давлению). Кроме того,в водонефтяной эмульсии и сточной воде из-за не достаточно эффективной сепарации содержится некоторое количество свободного попутного газа с присутствующими в нем кислыми газами (С 2 и 2). В связи с этим водонефтяная эмульсия и сточная вода приобретают повышенные коррозионные свойства. Так, например, на месторождении Узень, РК,обводненность добываемой нефти достигла около 90. В сточной воде, отделившейся от нефти на объектах ее предварительной и товарной подготовки(УПСВ и УПН), содержатся жидкие, твердые и газообразные элементы продуктивного пласта эмульсионная нефть механические примеси в виде песка, глины, кристаллов неорганических солей,продукты коррозии промыслового оборудования и трубопроводов газообразные - кислые газы (С 2 и 2), содержащиеся в пласте в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Результаты лабораторных исследований проб добываемой на месторождении Узень попутной воды и воды, закачиваемой в нагнетательные скважины,проведенные лабораторией АО КазНИПИмунайгаз, показали на содержание сероводорода (2) в этих водах от 30 до 40 г/м 3(таблица 2). По данным Казахского газоперерабатывающего завода в попутном газе месторождения Узень,поступающем на переработку, содержание сероводорода (2) составляет 0,39 г/м 3 (0,00039 кг/м 3 или 0,00025 м 3/м 3). Это соответствует парциальному давлению в газообразной среде сероводорода(2) 0,0025 МПа (при условии, близком к стандартному,плотность сероводорода (2)1,538 кг/м 3). Согласно стандартам 6 А среда, в которой величина парциального давления 2 составляет выше 0,34 кПа (0,00034 МПа), и величина парциального давления СО 2 составляет выше 0,21 МПа, признается кислой средой. Таким образом, на месторождении Узень даже при стандартных условиях (0,1 МПа и 293 К) вода,содержащаяся в нефтяной эмульсии, и сточная вода по содержанию сероводорода (2) представляют собой коррозионную среду, так как в выделившимся из нее газе содержание сероводорода (2) в 7,45 раз превышает ту норму, которая, согласно стандарту АПИ 6 А, признается не кислой. Коррозионная активность водонефтяной эмульсии и сточной воды, поступающих в систему промыслового сбора, на объекты предварительной и товарной подготовки нефти,в системы технического водоснабжения и поддержания пластового давления (ППД), в нагнетательные скважины, подвергает коррозионному износу промысловое наземное оборудование, трубопроводы низкого и высокого давления,подземное оборудование нагнетательных скважин (насоснокомпрессорные трубы (НКТ), эксплуатационные колонны), существенно осложняя не только предварительную и товарную подготовку нефти, но и технологические процессы очистки и закачки сточной воды в продуктивные пласты, нанося ущерб производству. 3 Известен способ удаления кислых газов из жидкости, включающий газовую десорбцию),отличающийся тем, что перед газовой десорбцией в поток жидкости, содержащей кислые газы, вводят углеводородный газ, не содержащий их, при соотношении объемов углеводородного газа к жидкости 12, а газовую десорбцию) проводят в поле центробежных сил. При вводе в поток жидкости углеводородного газа, не содержащего кислые газы, происходит контакт жидкой и газовой фаз, при этом находящиеся в жидкости кислые газы за счет процесса диффузии переходят в углеводородный газ. Процесс выделения кислых газов из жидкости еще более усиливается в результате обработки ее в поле центробежных сил путем подачи этой смеси в гидроциклон под давлением 4-6 ати, в котором в центре вращения потока в области низкого давления распределяются кислые и углеводородные газы, а на периферии, в области высокого давления, собирается жидкость. Способ удаления кислых газов из жидкости. Патент РФ по Заявке 5027821/02, 19.02.1992. Заявитель(и) Институт проблем транспорта энергоресурсов. Автор(ы) Ахсанов,Тухбатуллин Р.Г., Абызгильдин Ю.М., Сабитов С.З.,Харланов Г.П Прототип. Примечание ) Десорбция (лат. ) способ очистки воды от молекулярно растворенных газов и летучих примесей. Способ основан на массообмене между загрязненной водой и поглотителем, которым при десорбции является газ. Недостатком известного способа удаления кислых газов из жидкости является то, что при его реализации необходимо вводить в жидкость углеводородный газ, не содержащий кислые газы, а газовую десорбцию проводить в поле центробежных сил путем подачи этой смеси в гидроциклон под давлением 4-6 ати (0,5-0,7 МПа). Это существенно осложняет процесс удаления кислых газов из жидкости, поскольку в промысловых условиях зачастую источник углеводородного газа, не содержащий кислые газы,находится на значительном удалении, а из воды, находящейся под воздействием поля центробежных сил при относительно высоком давлении 4-6 ати (0,5-0,7 МПа), удаление кислых газов, находящихся в растворенном состоянии и образующих истинный водный раствор, малоэффективно. Задача предполагаемого изобретения заключается в повышении технико-экономической эффективности и экологической наджности способа и устройства по удалению кислых газов(СО 2 и 2) из частично обезвоженной водонефтяной эмульсии и из выделившейся из нее попутной сточной воды. При решении данной задачи принята во внимание отмеченная выше природная закономерность, что растворимость в воде газов, в том числе кислых газов (2 и С 2), с понижением давления и повышением температуры снижается и,например, при 60 С растворимость в воде 2 оказывается в 2,5 раза ниже, по сравнению с его растворимостью при стандартной температуре 20 С(293 К) (ст. таблицу 1 и фиг.1). Задача решается тем, что в предлагаемом способе удаления кислых газов (2 и С 2) из водонефтяной эмульсии и попутно добываемой сточной воды, включающем поступление со скважин на групповую установку(ГУ) газоводонефтяной смеси, содержащей попутные углеводородный газ и кислые газы (С 2 и 2),осуществление ее 1-ой ступени сепарации в 2-х фазном аппарате-отстойнике под давлением до 0,6 МПа, раздельный отбор и трубопроводный транспорт попутного газа 1-ой ступени сепарации через систему промыслового газосбора на газопереработку, а частично дегазированную водонефтяную эмульсию - через печи с подогрева до 60 С и более в 3-х фазный сепаратор, с последующим раздельным отбором из него по самостоятельным каналам низконапорного попутного газа 2-ой ступени сепарации, частично обезвоженную водонефтяную эмульсию и сточную воду, с подачей низконапорного попутного газа через дожимную компрессорную установку (КУ) и систему промыслового газосбора на газопереработку,частично обезвоженной водонефтяной эмульсии - на завершающую ступень отделения воды от нефти в аппараты-отстойники концевой сепарационной установки(КСУ),установленные на высоте 12 метров над уровнем земли на постаменте, и доведения последней(нефти) до товарного качества, а сточной воды - в аппараты-отстойники глубокой очистки от нефтепродуктов,механических примесей и кристаллических солей, отличающийся тем, что, с целью удаления из частично обезвоженной водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды попутного газа, содержащего углеводородный газ и кислые газы (2 и С 2), они (частично обезвоженная водонефтяная эмульсия и попутная сточная вода) направляются в аппараты-отстойники концевой сепарационной установки(КСУ),установленные на высоте 12 метров над уровнем земли на постаменте, обеспечивающие возможность снижения в них давления ниже атмосферного. Достигаемый при этом процесс отстоя частично обезвоженной водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды при повышенной температуре и давлении, ниже атмосферного давления, позволяет добиться глубокой очистки этих жидкостей(частично обезвоженная водонефтяная эмульсия и попутная сточная вода) от свободного и растворенного попутного газа, содержащего углеводородный газ и кислые газы (С 2 и 2). В случае, если продукция (газоводонефтяная смесь), добываемая из продуктивного пласта,характеризуется повышенным содержанием кислых газов (2 и С 2), и высокая температура и низкое давление, создаваемые в аппаратах-отстойниках концевых сепарационных установок (КСУ) с поступающими в них частично обезвоженной водонефтяной эмульсией и попутной сточной водой,не обеспечивают их достаточного удаления, то для достижения более глубокой дегазации, в целях использования эффекта отдува. в частично обезвоженную водонефтяную эмульсию и в сточную воду через диспергирующие устройства вводится в противотоке попутный газ 1-ой ступени сепарации, в связи с условиями сепарации (обычно при давлении 0,6 МПа и температуре 20 С),характеризующийся пониженным содержанием кислых газов (2 и С 2), в соотношении 1/, гдеопределяется по формуле фактическое, в газовой среде на поверхности водонефтяной эмульсии и сточной воды, МПа(2) кр 0,034 признается кислой средой. Известно устройство термохимической подготовки нефти до товарного качества,включающее скважины, групповую установку (ГУ) с 2-х фазным сепаратором 1-ой ступени сепарации,трубопроводы раздельного отбора попутного газа 1-ой ступени сепарации и частично дегазированной водонефтяной эмульсии, печи подогрева до 60 С и более,установку дозирования реагента деэмульгатора, 3-х фазный сепаратор, трубопроводы раздельного отбора из 3-х фазного сепаратора низконапорного попутного газа 2-ой ступени сепарации с подачей его на дожимную компрессорную установку(КУ),частично дегазированную водонефтяную эмульсию, с подачей ее через аппараты-отстойники КСУ, установленные на высоте 12 м над уровнем земли на постаменте, на завершающую ступень отстоя для доведения нефти до товарного качества с последующей реализацией,попутную сточную воду, с подачей ее в аппаратыотстойники глубокой очистки от нефтепродуктов,кристаллических солей и механических примесей и дальнейшего использования в системе ППД. Байков Н.М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды, М. 1981 г., с.152, рис.63. Прототип. Недостаток известного устройства термохимической подготовки нефти до товарного качества состоит в том, что оно предусматривает использование аппаратов-отстойников КСУ,поднятых на высоту 12 м над поверхностью земли,для глубокой дегазации поступающих в них частично обезвоженную водонефтяную эмульсию перед тем, как отправить ее на завершающую ступень отстоя для доведения нефти до товарного качества, но не предусматривает подачу частично обезвоженной водонефтяной эмульсии и попутно добываемую сточную воду, выделившуюся на предварительных ступенях отстоя в аппаратахотстойниках установок предварительного сброса воды (УПСВ) и товарной подготовки нефти (УПН), в аппараты-отстойники концевой сепарационной установки (КСУ), поднятые на высоту 12 м над уровнем земли. В результате этого частично обезвоженная водонефтяная эмульсия и попутная сточная вода не подвергаются пониженному давлению и в них остается повышенное количество свободных и растворенных газов,преимущественного кислых газов (СО 2 и 2), что приводит к высокой коррозионной агрессивности среды. Задача решается тем, что в предлагаемом устройстве по удалению кислых газов (2 и СО 2) из водонефтяной эмульсии и сточной воды,включающем скважины, групповую установку (ГУ) с 2-х фазным сепаратором 1-ой ступени сепарации,трубопроводы раздельного отбора попутного газа 1-ой ступени сепарации и частично дегазированной водонефтяной эмульсии,печи подогрева водонефтяной эмульсии до 60 с и более, установку дозирования реагента-деэмульгатора, 3-х фазный сепаратор, трубопроводы раздельного отбора из 3-х фазного сепаратора низконапорного попутного газа 2-ой ступени сепарации с подачей его через дожимную компрессорную установку (КУ) и систему промыслового газосбора на газопереработку,частично дегазированную водонефтяную эмульсию с подачей ее перед завершающей ступенью отстоя в аппаратыотстойники КСУ, установленные на высоте 12 метров над уровнем земли на постаменте, для доведения нефти до товарного качества, и попутную сточную воду с подачей ее в аппараты-отстойники(технологические резервуары) для глубокой очистки от нефтепродуктов, кристаллических солей и механических примесей, отличающееся тем, что аппараты-отстойники промежуточного отстоя поступающих в них частично обезвоженной водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды также устанавливаются на высоте 12 метров над уровнем земли на постаменте, в результате чего в них при температуре 60 с и более и снижении давления до ниже атмосферного, обеспечивается более глубокая дегазацию водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды, удаление кислых газов(безбарботажных) условий отстоя нефтепродуктов,солей и мехпримесей до качества,соответствующего требованиям ГОСТа. В случае, если продукция, добываемая из продуктивного пласта,характеризуется повышенным содержанием кислых газов (2 и С 2), и в аппаратах-отстойниках концевых сепарационных установок (КСУ) с поступающими в них частично дегазированной водонефтяной эмульсией и попутной сточной водой создание низкого давления не обеспечивает достаточного удаления кислых газов (2 и СО 2), то для достижения более глубокой дегазации путем использования эффекта отдува трубопровод попутной сточной воды снабжен диспергирующим устройством для подачи через него в поток попутной сточной воды в противотоке попутного газ 1-ой ступени сепарации, характеризующегося 5 пониженным содержанием кислых газов (2 и СО 2), в соотношении 12. В результате реализации предполагаемого изобретения (способа и устройства) водонефтяная эмульсия и сточная вода, поступающие в системы промыслового сбора, на объекты предварительной и товарной подготовки нефти,в системы технического водоснабжения и поддержания пластового давления (ППД), в нагнетательные скважины, за счет существенно снизившейся коррозионной агрессивности не вызовут интенсивного коррозионного износа промыслового наземного оборудование, трубопроводов низкого и высокого давления, подземного оборудования нагнетательных скважин (насосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатационных колонн), повысив технологическую надежность и экономическую эффективность производства и создав экологически благоприятную обстановку на промыслах. Пример реализации предлагаемого изобретения Пример реализации предполагаемого способа удаления кислых газов (2 и С 2) из водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды и устройство для его осуществления демонстрируется на примере гипотетической групповой установки с совмещенной с ней установкой предварительного сброса воды (ГУУПСВ) месторождения Узень, РК. Технологическая схема групповой установки с совмещенной с ней установкой предварительного сброса воды (ГУУПСВ) представлена на рисунке 3. Технологический процесс осуществляется следующим образом Продукция скважин (поз. 1) за счет избыточного давления на устье по выкидным трубопроводам(поз. 2) поступает на замерную установку (ЗУ) (поз. 3), расположенную на (ГУУПСВ), а с нее по трубопроводу (поз. 4) и сточному трубопроводу(поз. 5), проложенному от соседней замерной установке (ЗУ), расположенной на некотором удалении от (ГУУПСВ), поступает на блок гребенку (БГ) (поз. 6). Далее газоводонефтяная смесь поступает по трубопроводу (поз. 7) в горизонтальный 2-х фазный сепаратор (поз. 8) 1-ой ступени сепарации, в котором происходит отделение газа от жидкости. В добываемую продукцию,поступающую по трубопроводу (поз. 7) в 2-х фазный сепаратор (поз. 8), по трубопроводу (поз. 9-1) дозаторной установкой (поз. 10) осуществляется подача реагента-деэмульгатора. Из 2-х фазного сепаратора (поз. 8) газ 1-ой ступени сепарации по трубопроводу (поз. 11) отводится в дополнительный вертикальный газовый сепаратор (поз. 12) для его более глубокой очистки от капельной жидкости для подготовки к транспорту и использования в качестве топлива для работы печей и других объектов технологического и бытового назначения. Из 2-х фазного сепаратора (поз. 8) частично дегазированная водонефтяная эмульсия, пройдя 1 ую ступень сепарации, по трубопроводу (поз. 13) поступает на прием 1-ой группы насосов (поз. 14),затем по трубопроводу (поз. 15) - на печи подогрева 6(поз. 16), затем по трубопроводу (поз. 17) - на 2-ую ступень сепарации в 3-х фазный сепаратор (поз. 18). В продукцию, поступающую по трубопроводу(поз. 17) в 3-х фазный сепаратор (поз. 18),осуществляется дополнительная подача реагентадеэмульгатора по трубопроводу (поз. 9-2) с помощью дозаторной установки (поз. 10) для реализации эффективного многоточечного вода реагента-деэмульгатора в подготавливаемую продукцию. Из 3-хфазного сепаратора (поз. 18) попутный газ по трубопроводу (поз. 19) поступает в поток попутного газа, отобранного с 2-х фазного сепаратора (поз. 8). Из 3-х фазного сепаратора (поз. 18) частично дегазированная и обезвоженная водонефтяная эмульсия по трубопроводу (поз. 20) через диспергатор (поз. 21) поступает на концевую сепарационную установку (КСУ-1) (поз. 22),поднятую на постамент на высоту 12 м над уровнем земли, где при давлении, ниже атмосферного,проходит глубокую дегазацию и дополнительное разделение фаз. Из 3-х фазного сепаратора (поз. 18) попутная сточная вода по трубопроводу (поз. 25) через диспергатор (поз. 26) поступает на концевую сепарационную установку (КСУ) (поз. 27),поднятую на постамент на высоту 12 м над уровнем земли, где при давлении, ниже атмосферного,проходит глубокая дегазация и дополнительное разделение фаз. Накапливающаяся в результате отстоя водонефтяная эмульсия отбирается с верхнего уровня КСУ-2 (поз. 27) и по трубопроводу(поз. 28) отправляется в голову процесса (поз. 8) для повторной деэмульсации. Из КСУ-1 (поз. 22) попутный газ низкого давления через газокомпрессорную станцию (ГКС) и промысловую систему газосбора отправляется на переработку, глубоко дегазированная и частично обезвоженная водонефтяная эмульсия насосом (поз. 23) по трубопроводу (поз. 24) откачивается на установку подготовки нефти (УПН) для доведения до товарного качества. Из КСУ-2 (поз. 27) попутный газ низкого давления через газокомпрессорную станцию (ГКС) и промысловую систему газосбора отправляется на переработку, глубоко дегазированная и очищенная от нефтепродуктов, минерализованных солей и мехпримесей сточная вода насосом (поз. 29) по трубопроводу (поз. 30) через системы технического водоснабжения и поддержания пластового давления(ППД) закачивается в пласт. В том случае, если добываемая продукция характеризуется повышенным содержанием кислых газов (2 и СО 2) и создаваемое низкое давление в аппаратах-отстойниках на КСУ-1 частично обезвоженной водонефтяной эмульсии (поз. 22) и в аппаратах-отстойниках КСУ-2 сточной воды (поз. 27) не обеспечивает достаточного снижения кислых газов, то через диспергаторы (поз. 20) или (поз. 26) по трубопроводу (поз. 31) подается попутный газ 1-ой ступени сепарации в требуемом соотношении к объему жидкости, соответственно поступающим на(2). Вся аппаратура (ГУУПСВ), включая замерную установку (ЗУ) (поз. 3), 2-х фазный сепаратор отстойник (поз. 8), 1-ая группу насосов (поз. 14),печи (поз. 16), 3-х фазный сепаратор - отстойник(поз. 23) и (поз. 29), соединены отводами (поз. 32,33, 34, 35, 36, 37, 38, 39), подключенными в общую дренажную систему, представляющую собой подземную емкость с насосом (поз. 40), из которой жидкость по трубопроводам (поз. 41) и (поз. 17) периодически откачивается в 3-х фазный сепаратор(поз. 18), или по трубопроводу (поз. 42) в емкость передвижного средства. В случае, если продукция, добываемая из продуктивного пласта,характеризуется повышенным содержанием кислых газов (2 и СО 2), и в аппаратах-отстойниках концевых сепарационных установок (КСУ) с поступающими в них частично дегазированной водонефтяной эмульсией и попутной сточной водой создание низкого давления не обеспечивает достаточного удаления кислых газов (2 и СО 2), то для достижения более глубокой дегазации путем использования эффекта отдува в поток водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды подается в противотоке попутный газ 1-ой ступени сепарации,характеризующийся пониженным содержанием кислых газов (2 и СО 2) в соотношении 1/, гдеопределяется по разработанной формуле (2) сепарации под давлением 0,6 МПа и при температуре 20 С, сероводород (2) содержится в 10 раз меньше, чем в общем составе попутного газа месторождения Узень,поступающего на газопереработку на КазГПЗ (0,39 г/м 3), т.е. примерно 0,039 г/м 3,что соответствует парциальному давлению сероводорода (2) в газообразной среде 0,00025 МПа, и укладывается в норму парциального давления 0,00034 МПа, которая, согласно стандарту 6 А, для среды с содержанием сероводорода фактическое, в газовой среде на поверхности водонефтяной эмульсии и сточной воды, МПа, в нашем примере согласно выше приведенным расчетам(2) фак 0,0025 МПа (2) фак 1 парциальное давление 2 фактическое, в газовой среде 1-ой ступени сепарации (при давлении 0,6 МПа и температуре 20 С), МПа, в нашем примере согласно выше приведенным расчетам МПа давление 2 критическое, МПа, согласно стандартам 6 А среда с парциальным давлением 2 кр 0,034 признается кислой средой. 2 Таким образом, для достижения более глубокой дегазации путем использования эффекта отдува в поток водонефтяной эмульсии и попутной сточной воды в противотоке необходимо подавать попутный газ 1-ой ступени сепарации в соотношении примерно . Таблица 1. Растворимость в воде кислых газов (2 и С 2) при стандартном давлении и различных температурах. Газ СН 42 2 Растворимость газа в воде при различных температурах С, мл/100 г Н 2) 0 20 40 60 80 5,6 3,3 2,4 2,0 1,8 467 258 166 119 92 171 88 53 36 Таблица 2. Химический состав попутно добываемой пластовой и сточной воды на нефтегазовом месторождении Узень Место отбора проб 1 Пластовая вода ГУ-7 Пластовая вода ГУ-7 Вода БКНС-3 а системы ППД Вода БКНС-5 а системы ППД Примечание В попутном газе месторождения Узень,поступающем на Казахский газоперерабатывающий завод (КазГПЗ), среднее значение содержания сероводорода (2) составляет ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ удаления из водонефтяной эмульсии и воды кислых газов (2 и СО 2), включающий поступление со скважин на групповую установку газоводонефтяной смеси, содержащей попутные углеводородный газ и кислые газы (СО 2 и Н 2),осуществление 1-ой ступени сепарации в 2-х фазном аппарате-отстойнике под избыточным давлением,раздельный отбор из него и трубопроводный транспорт попутного газа 1-ой ступени сепарации в систему промыслового газосбора, а частично дегазированную водонефтяную эмульсию - через печи подогрева в 3-х фазный сепаратор, с последующим раздельным отбором из 3-х фазного сепаратора по самостоятельным каналам низконапорного попутного газа 2-ой ступени сепарации, частично обезвоженную водонефтяную эмульсию и воду, с подачей низконапорного попутного газа через дожимную компрессорную установку в промысловую систему газосбора,частично обезвоженную водонефтяную эмульсию на завершающую ступень отделения воды от нефти в аппараты-отстойники концевой сепарационной установки, и доведения последней до товарного качества, а воду - в аппараты-отстойники глубокой очистки от нефтепродуктов, механических примесей и кристаллических солей, отличающийся тем, что из 3-х фазного сепаратора раздельные потоки частично обезвоженной водонефтяной эмульсии и воды направляются в аппараты-отстойники концевых сепарационных установок, установленных на высоте до 12 м над поверхностью земли на постаменте, с отбором и удаление из частично обезвоженной водонефтяной эмульсии и сточной воды под давлением ниже атмосферного попутного углеводородного газа, содержащего кислые газы, и подачей попутного газа низкого давления,обогащенного кислыми газами (2 и СО 2), через газокомпрессорную станцию в промысловую систему газосбора. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при повышенном содержании в продукции кислых газов(2 и СО 2) (соответствующем парциальному давлению в газовой среде 2, превышающему 0,00034 МПа), в поток частично обезвоженной водонефтяной эмульсии и воды через диспергирующие устройства в качестве агента отдува в противотоке вводится углеводородный газ, характеризующийся пониженным содержанием кислых газов (2 и СО 2), в соотношении 1/, гдеопределяется по формуле (2) фактическое в очищаемом от кислых углеводородном газе на контакте с водонефтяной эмульсией и сточной водой, МПа(2) кр - парциальное давление 2 критическое,Мпа 3. Устройство по удалению кислых газов(2 и СО 2) из водонефтяной эмульсии и воды,включающее скважины, групповую установку с 2-х фазным сепаратором 1-ой ступени сепарации,трубопроводы раздельного отбора из 2-х фазного сепаратора 1-ой ступени сепарации попутного газа 1-ой ступени сепарации и частично дегазированной водонефтяной эмульсии, печи подогрева до 60 С и более,установку дозирования реагентадеэмульгатора, 3-х фазный сепаратор, трубопроводы раздельного отбора из 3-х фазного сепаратора низконапорного попутного газа 2-ой ступени сепарации, отличающееся тем, что аппараты отстойники с поступающими в них частично обезвоженной водонефтяной эмульсией и водой устанавливаются на высоту до 12 метров над уровнем земли на постаменте, с поддержанием в них давления ниже атмосферного и температуры до 60 С и более. 4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что трубопроводы частично дегазированной водонефтяной эмульсии и воды снабжены диспергирующими устройствами с подключенными к ним трубопроводами для подачи в поток частично дегазированной водонефтяной эмульсии и воды в противотоке в качестве агента отдува углеводородного газ с пониженным содержанием кислых газов (2 и СО 2) в соотношении 1/, гдеопределяется по выше приведенной формуле (2).