Очистка асфальтовой тяжёлой нефти

012692 Область техники Данное изобретение относится в общем к облагораживанию тяжелой нефти и битума. В частности,изобретение включает способ и аппарат для удаления асфальтеновых загрязнений из битума, тяжелой нефти или нефтяных остатков для получения маловязких нефтепродуктов и асфальтенов высокой чистоты. Известный уровень техники В мире существуют огромные запасы углеводородов в форме тяжелой нефти. В используемом здесь значении, термин "тяжелая нефть" в общем относится к битуму, сверхтяжелой нефти, тяжелой нефти или остаточным углеводородам, как природным, так и пирогенным. В промышленности определяют парафиновую нефть как имеющую плотность в градусах Американского нефтяного института (АНИ) более 31,1 и плотность менее 870 кг/м 3, среднюю нефть как имеющую плотность в градусах АНИ от 31,1 до 22,3 и плотность от 870 до 920 кг/м 3, тяжелую нефть как имеющую плотность в градусах АНИ от 22,3 до 10 и плотность от 920 до 1000 кг/м 3, и сверхтяжелую нефть, как имеющую плотность в градусах АНИ менее 10 и плотность более 1000 кг/м 3. В Канаде битум в общем относится к сверхтяжелой нефти, добытой из нефтеносных песков. Битум плохо течет без нагревания или разведения маловязкими углеводородами. Разработка запасов тяжелой нефти была ограничена плохой транспортируемостью тяжелой нефти из-за ее компонентов с очень высокой вязкостью, и плохой пригодности для переработки вследствие загрязнений, прекурсоров кокса и компонентов, являющихся катализаторными ядами. Эти проблемные компоненты коллективно называются здесь "загрязнениями". Основными загрязнениями являются асфальтеновые углеводороды и полиароматические углеводороды с очень высокой точкой кипения. Для получения пригодных для транспортирования и переработки нефтепродуктов, которые могут перерабатываться обычными способами, необходимо удалить асфальтеновые загрязнения из тяжелой нефти. Известно, что этот результат может быть частично достигнут рядом обычных способов. Например, эмульсия, получаемая в устье буровой скважины, может быть обработана путем обезвоживания,термического и химического деэмульгирования, осаждения, дегидратации, охлаждения, добавления разбавителя (для транспортировки), атмосферной и вакуумной дистилляции, деасфальтизации пентаном, с дальнейшей деасфальтизацией пропаном, причем добытый асфальтовый материал все еще не будет чистыми асфальтенами. Асфальтовый материал в общем относится к остаточной жидкой фракции сырьевой нефти и может включать асфальтены, смолы и остаточную нефть. Асфальтены являются сложными молекулами, которые, как считается, состоят из ассоциированных систем полиароматических слоев с присоединенными к ним боковыми алкильными цепями. Они часто являются наиболее тяжелыми и наиболее полярными фракциями, присутствующими в тяжелой нефти. Гетероатомы О, N и S, а также металлы V, Ni и Fe, также присутствуют в асфальтенах. Точная молекулярная структура асфальтенов неизвестна из-за сложности строения асфальтеновых молекулул. Поэтому определение асфальтенов основано на их растворимости. В общем, асфальтены являются фракцией нефти, нерастворимой в парафиновых растворителях, таких как н-гептан или н-пентан, и растворимой в ароматических растворителях, таких как бензол или толуол. Хорошо известно, что асфальтены могут быть отделены от битума или асфальтеновой сырьевой нефти осаждением парафиновыми растворителями, такими как пентан или гептан. Обычно считается,что для отделения чистых асфальтенов нужно высокое соотношение растворитель-нефть, около 40:1 по объему. При меньших уровнях растворителя, которые обычно используются для деасфальтизации растворителем, с асфальтенами будет осаждаться значительное количество неасфальтенового материала. Кроме того, деасфальтизация растворителем использует многочисленные теоретические стадии разделения почти несмешиваемых углеводородных жидкостей, и не допускает присутствия воды. Выход нефти при деасфальтизации растворителем ограничен высокой вязкостью образующихся асфальтовых материалов, особенно, для высоковязкого битумного сырья. Кроме того, трудно добиться высокого качества нефти при высоком выходе нефти из-за сложности достижения полного разделения нефтяной и асфальтовой фракций. При деасфальтизации растворителем получают асфальт (по существу, асфальтен с остаточной нефтью) в виде очень вяжущей горячей жидкости, которая при охлаждении образует стекловидное твердое вещество. Эта вязкая жидкость для транспортировки должны быть нагрета до высокой температуры, что приводит к ограничениям, связанным с образованием загрязнений и закупориванием. Другой метод удаления асфальтенов включает разделение вспененной массы сверхтяжелой нефти и воды с помощью нагревания и разбавляющего растворителя, такого как лигроин. В случае парафинового лигроина, это приводит к частичному удалению асфальтенов. Однако только около 50% асфальтенов может быть легко удалено такой обработкой, даже многостадийной, поэтому полное удаление асфальтенов является непрактичным. В результате, полученную нефть все еще надо перерабатывать с использованием капиталоемких технологий, относительно нетребовательных к асфальтенам. Таким образом, в технике существует потребность в способе селективного и эффективного удаления асфальтеновых загрязнений из тяжелой нефти, который решал бы проблемы известного уровня техники.-1 012692 Сущность изобретения Способы по настоящему изобретению основаны частично на неожиданном открытии того, что по существу полного осаждения асфальтенов можно достичь при относительно низком соотношении легкого углеводородного агента к нефти. Такие осажденные асфальтены имеют начальный размер частичек на микронном, даже субмикронном уровне, и не могут быть легко отделенные с помощью обычных технологий. Однако в данном изобретении, без ограничений какой-либо теорией, считается, что размер частичек возрастает в результате флокуляции, обеспечивая возможность проведения со временем эффективного разделения. Легкий углеводородный агент в данном изобретении включает неароматические легкие углеводороды, которые выполняют многочисленные функции: "антирастворителя" для осаждения асфальтенов,агента снижения вязкости для содействия перемещению асфальтенов, деэмульгатора, компонента регулирования плотности для содействия разделению водно-нефтяной смеси, "растворителя" для экстрагирования остаточной нефти из асфальтеновой суспензии, и агента для содействия контролю за размером асфальтеновых агрегатов. Углеводороды, используемые в этом изобретении для выполнения одной или нескольких из этих функций, будут здесь и далее называться "агент удаления примесей" или "DA". Таким образом, в одном аспекте, изобретение может включать способ удаления примесей из сырьевой тяжелой нефти, которая содержит асфальтены в эмульсии типа масло/вода, включающий стадии:(a) кондиционирования сырья с помощью агента удаления примесей, при соотношении DA: нефть примерно 10,0 (мас./мас.) или меньше (в зависимости от свойств нефти и температуры), при этом по существу сохраняя эмульсию типа масло/вода, причем агент удаления примесей включает легкие углеводороды, которые содержат 7 атомов карбона или меньше и по существу не содержат ароматических компонентов;(b) смешивания эмульсии типа масло/вода с агентом удаления примесей и по существу расслоения эмульсии типа масло/вода, которая позволяет по существу разделить нефтяную фазу, которая содержит очищенную от примесей нефть и агент удаления примесей, и фазу асфальтен/вода; и(c) извлечения нефтяной фазы и извлечения фазы асфальтен/вода;(d) обработки фазы асфальтен/вода со стадии (с) дополнительным агентом удаления примесей для экстракции остаточной нефти; и создание условий для отделения легкой нефтяной фазы от, по существу,чистой фазы асфальтен/вода. Способ может далее включать дополнительную стадию извлечения асфальтенов из по существу чистой фазы асфальтен/вода и рециркуляции легкой нефтяной фазы со стадии (d) для смешивания с эмульсией типа масло/вода до или после кондиционирования. Предпочтительно, стадию кондиционирования проводят при температуре от примерно 70 до 200 С. Агент удаления примесей, предпочтительно, включает циклический, олефиновый или парафиновый углеводород, который содержит от 3 до 7 атомов углерода, или их смеси. Соотношение DA:нефть после стадии (b) предпочтительно составляет менее примерно 10,0 по весу, предпочтительнее менее примерно 3,5 по весу, и наиболее предпочтительно, менее примерно 2,5 по весу. Агент удаления примесей может быть удален из нефтяной фазы, образующейся на стадии (с), для получения очищенной от загрязнений нефти. Способ может включать дополнительную стадию рециркуляции агента удаления примесей со стадии (d) для объединения с эмульсией типа масло/вода до или после кондиционирования. В другом аспекте изобретения, изобретение может включать систему очистки от загрязнений сырьевой тяжелой нефти, содержащей асфальтены в эмульсии типа масло/вода, которая включает:(a) модуль кондиционирования, который имеет входное отверстие сырья, входное отверстие пара/воды и входное отверстие эмульсии, и дополнительно включает средства для добавления агента удаления примесей к сырью до или после модуля кондиционирования, или до и после модуля кондиционирования;(b) первый сосуд разделения фаз, включающий верхнюю камеру, которая имеет входное отверстие,соединенное с выходным отверстием модуля кондиционирования, выходное отверстие нефти, и нижнюю камеру, которая имеет входное отверстие для агента удаления примесей, необязательное выходное отверстие воды/твердых веществ и выходное отверстие суспензии, и сливную трубу, которая соединяет верхнюю и нижнюю камеры; и(c) второй сосуд разделения фаз, включающий верхнюю камеру, которая имеет входное отверстие,соединенное с выходным отверстием суспензии первого сосуда, выходное отверстие нефти, и нижнюю камеру, которая имеет выходное отверстие суспензии, и сливную трубу, которая соединяет верхнюю и нижнюю камеры. В одном варианте исполнения, система может далее включать средства извлечения очищенной от загрязнений нефти для выделения агента удаления примесей и очищенной от загрязнений нефти из выходного отверстия нефти первого сосуда, и средства рециркуляции агента удаления примесей для повторного использования агента удаления примесей из средств извлечения в модуле кондиционирования или первом сосуде разделения фаз.-2 012692 Краткое описание чертежей Изобретение будет далее описано со ссылками на: фиг. 1, являющуюся схематическим изображением одного варианта исполнения способа очистки от загрязнений; фиг. 2, изображающую сосуд для разделения, используемый в одном варианте исполнения изобретения; фиг. 2 А, изображающую альтернативный сосуд для разделения. Детальное описание изобретения Данное изобретение предлагает новые способы очистки сырьевой тяжелой нефти от загрязнений. В описании данного изобретения все не определенные здесь термины имеют свои обычные значения, известные специалистам. Термин "примерно", используемый со ссылками на числовое значение, обозначает интервал в 10% выше и ниже числового значения, или в пределах приемлемой погрешности измерения или неопределенности. Далее описан один вариант исполнения изобретения, со ссылками на блок-схему способа, изображенную на фиг. 1. Для простоты, насосы не изображены, поскольку на практике могут быть применены разные профили давления. Сырье может включать тяжелую нефть, которая также может называться битумом, тяжелой нефтью или остаточной нефтью, и может также включать ассоциированные твердые вещества и связанную воду. Пригодное сырье может включать, например, эмульсии или суспензии, которые добываются на месторождениях, такие как продукты, получаемые в устье буровой скважины при использовании способов усиленной паром добычи в условиях природного залегания, или пены от обычного экстрагирования битума из нефтеносных песков. Сырье (1) сначала кондиционируют в сосуде кондиционирования (С) с добавлением агента удаления примесей (2, 3), вместе с паром или водой, или паром и водой, если требуется. Агент удаления примесей используют в многочисленных целях, как упоминалось выше. Агент удаления примесей может включать чистые легкие углеводороды, предпочтительно С 3-С 7, или смеси таких легких углеводородов,которые по существу не содержат ароматики. Предпочтительно, агент удаления примесей включает неароматическую, или с низким содержимым ароматики, смесь легких углеводородов, состоящую преимущественно из С 4-С 6 компонентов. Смесь может включать циклические, олефиновые или парафиновые компоненты. В одном варианте исполнения агент удаления примесей включает смесь C5 соединений. Конденсированный пар и вода образуют водомасляную эмульсию, которая может быть эмульсией типа масло-в-воде или вода-в-масле. Если в качестве сырья используется водомасляная эмульсия, суспензия или пена, то можно уменьшить количество пара и воды, используемых для кондиционирования,или целиком отказаться от них. Определенное количество воды является необходимым, так как считается, что поверхность раздела вода-нефть играет важную роль в данном изобретении. Без ограничения какой-либо теорией, считается, что во время кондиционирования относительно чистые асфальтены осаждаются в виде мелких частиц, которые мигрируют на поверхность раздела вода-нефть. Асфальтеновые частички со временем флокулируют с образованием агрегатов. На стадии кондиционирования существуют сложные взаимозависимости между разными параметрами, которые могут включать температуру, давление, продолжительность пребывания, соотношение агент удаления примесей/тяжелая нефть, способность нефтяной матрицы к образованию коллоидной суспензии (асфальтенов), распределение асфальтенов по молекулярному весу, физические свойства агента удаления примесей, распределение водных капель по размерам и соотношение вода/асфальтен и целевые показатели удаления асфальтенов. Оптимальные или пригодные условия могут быть определены для любого конкретного сырья и желательных продуктов на основе результатов эмпирических испытаний в надлежащим образом сконструированных исследовательских установках. В общем, давление контролируют для исключения выпаривания легких углеводородов. Температура и соотношения агент удаления примесей/нефть сильно взаимосвязаны, поскольку обе переменные влияют на вязкость жидкой среды. Низкая вязкость способствует миграции асфальтенов на поверхность раздела нефть-вода. Температура может изменяться от температуры перекачивания разбавленного битума на нижнем конце интервала до критической температуры агента удаления примесей на верхнем его конце. Температура, предпочтительно, поддерживается в интервале значений от 70 до 200 С. Соотношение агент удаления примесей/нефть ("соотношение DA/нефть") меняется в широком интервале значений в зависимости от сырья и температуры, но типично может поддерживатьсяв интервале от 0,2 до 10 мас./мас., предпочтительно менее чем 2,5 мас./мас., по экономическим причинам. Продолжительность пребывания на стадии кондиционирования изменяется от секунд до минут при высокой температуре и высоких соотношениях DA/нефть, и до часов или дней при низкой температуре и низких соотношениях DA/нефть. В предпочтительном варианте исполнения, продолжительность пребывания поддерживается на уровне менее 30 мин для обеспечения экономической эффективности капитальных затрат. Эффективность удаления асфальтенов может зависеть, по крайней мере, частично, от наличия по-3 012692 верхности раздела нефть-вода, которую трудно измерить. В практических целях, поверхность раздела нефть-вода может быть эмпирически связана с содержанием воды в эмульсии. Для водомасляной эмульсии, содержимое воды должно предпочтительно составлять 5 мас.% или больше, предпочтительно, быть равным или превышать весовую долю асфальтенов, которые должны быть удалены. Если сырье не содержит достаточного количества воды, на стадии кондиционирования могут быть добавлены вода или пар, или вода и пар вместе. Важно, чтобы водомасляная эмульсия оставалась, по существу, неразделенной во время кондиционирования для сохранности наличия поверхности раздела нефть-вода. Поэтому условия, способствующие деэмульгированию во время кондиционирования, не являются предпочтительными. Агент удаления примесей, используемый на стадии кондиционирования, может быть чистым агентом удаления примесей из пополняемого источника, или агентом удаления примесей, регенерированным из дальнейшей стадии, как описано здесь, или потоком с повышенным содержимым агента удаления примесей из расположенного далее по ходу процесса сосуда для разделения. Как упоминалось выше, на стадии кондиционирования следует избегать или минимизировать расслаивание эмульсии. После кондиционирования поток разбавленной эмульсии с суспендированными асфальтеновыми агрегатами (4) смешивают с горячим агентом удаления примесей (5) или с потоком с повышенным содержимым агента удаления примесей (6), или с обоими потоками (5) и (6), в условиях, приводящих к быстрому расслаиванию эмульсии. Типично, для расслаивания эмульсии достаточно повышения температуры и прибавления дополнительного количества агента удаления примесей. Суммарное соотношениеDA/нефть предпочтительно составляет от примерно 1 до примерно 10 мас./мас., предпочтительнее является меньшим 3,5 мас./мас. для обеспечения экономической эффективности. Температура и соотношенияDA/нефть являются взаимозависимыми. Температура может изменяться от температуры перекачивания суспензии битум-вода до критической температуры агента удаления примесей, предпочтительно в интервале от примерно 70 до примерно 200 С, который может зависеть от используемого агента удаления примесей. Как изображено на фиг. 1, поток кондиционированной и деэмульгированной суспензии (7) поступает в верхнюю часть (PS1) первого сосуда для разделения (V1), и разделяется на нефтяную фазу и фазу суспензии асфальтены-вода. Разделение происходит быстро, ближе к разделению смеси нефть-вода при операции обессоливания, чем к разделению двух нефтяных фаз, как при экстракции растворителем или деасфальтизации. Донный поток (9), выходящий из PS1, представляет собой водную суспензию асфальтеновых агрегатов с небольшим количеством остаточной нефти. Оседающая суспензия является относительно вязкой суспензией, которую тяжело перекачивать или центрифугировать. Поэтому, в предпочтительном варианте исполнения, первый сосуд для разделения (V1) разделен на две расположенные одна над другой секции, соединенные сливной трубой. Вязкая суспензия (9) стекает вниз по сливной трубе в нижнюю частьV1 (ES), которая в остальных отношениях герметично отделена от верхней секции (PS1) и, таким образом, от очищенной от загрязнений нефтяной фазы, которая остается в PS1. После выхода из сливной трубы асфальтеновая суспензия немедленно смешивается с потоком горячего агента удаления примесей из средств регенерации агента удаления примесей (11). Свежий горячий агент удаления примесей экстрагирует из асфальтенов любую остаточную нефть, и образующаяся при этом легкая нефтяная фаза легко отделяется от асфальтенов благодаря присутствию воды. Смесь агента удаления примеси-нефти и воды-асфальтенов выходит поблизости от верхней части стадии ES (т.е., донной секции V1) в виде потока (12). Чистая вода оседает в донной секции ES и может быть удалена в виде потока (13). Дисперсные твердые вещества, если они есть, будут оседать на дне ES и могут быть удалены промыванием (14). Альтернативно, как изображено на фиг. 2 А, поток агента удаления примесей может поступать (11 А) в верхнюю секцию ES, в то время как смесь DA-нефть и вода-асфальтены выходит (12 А) из донной части стадии ES. В этом варианте исполнения отдельное удаление воды (13) или удаление промыванием твердых веществ (14) из ES может не использоваться.PS1 и ES могут быть отдельными сосудами; однако предпочтительно использовать две стадии, соединенные сливной трубой. Таким образом, для вытеснения суспензии асфальтены-вода используется сила тяжести, что позволяет решить проблему перекачивания вязкой липкой суспензии. Поток суспензии агент удаления примесей/нефть - асфальтены/вода (12 или 12 А) транспортируется к верхней части секции (PS2) второго сосуда для разделения (V2). В одном варианте исполнения второй сосуд для разделения является подобным или идентичным первому сосуду для разделения, но не должен обязательно иметь такой же объем или размеры. Поток агента удаления примесей с экстрагированной нефтью легко отделяется от водной суспензии асфальтенов (16) и удаляется в виде потока (15) как поток с повышенным содержимым агента удаления примесей. Он предпочтительно рециркулируется на стадии кондиционирования и расслаивания эмульсии (3 и 6). Водная суспензия асфальтенов стекает по сливным трубам к донной секции (SM) V2 и транспортируется к расположенным далее по технологической цепочке средствам удаления агента извлечения примесей и извлечения асфальтенов (AF). Разделенный поток (18) суспензии может быть рециркулирован к донной части SM для предотвращения осаждения ас-4 012692 фальтенов. При извлечении асфальтенов асфальтены могут быть легко выделены из водной суспензии асфальтенов любым обычным и хорошо известным способом, например, фильтрацией или мгновенным испарением. Легкая нефть, по существу не содержащая асфальтенов, разбавленная агентом удаления примесей,выходит из V1 в виде потока (8). Смесь нефти и агента удаления примесей поступает затем в модуль регенерации агента удаления примесей. Агент удаления примесей может быть регенерирован разными методами регенерации легких углеводородов, в зависимости от предпочтительных для конкретных процессов значений температуры и давления в V1 и V2. Надкритическое разделение может быть эффективным,если предпочтительной является высокотемпературная технология. Подвод тепла (Е 2) обычно необходим для эффективного извлечения агента удаления примесей. Извлеченный агент удаления примесей(10) может быть потом рециркулирован для использования на стадии кондиционирования, расслаивания эмульсии или в первом сосуде для разделения (2, 5, 11 или 11 А). В предпочтительном варианте надкритического разделения поток (8) нагревают до температуры выше надкритической температуры (Tr) агента удаления примесей. При такой повышенной температуре агент удаления примесей образует жидкость с низкой плотностью, которая легко отделяется от нефти. В одном варианте исполнения, можно использовать промежуточную стадию разделения (не показана) при температуре ниже (Tr) для того, чтобы разделить поток (8) на более легкий нефтяной поток с повышенным содержанием агента удаления примесей и более тяжелый нефтяной поток с пониженным содержанием агента удаления примесей. Поток с повышенным содержанием агента удаления примесей может быть затем подвергнут надкритическому разделению. Легкий нефтяной поток (8) после отгонки агента удаления примесей в модуле регенерации агента удаления примесей, дает очищенную от загрязнений нефть (DCO). DCO может иметь содержание асфальтенов от низкого до очень низкого, поскольку способ позволяет удалять от 50 до 99% или более асфальтенов, присутствующих в сырье. Пример Приведенный далее пример иллюстрирует данное изобретение и не должен ограничивать его объем, определенный формулой изобретения. Сырье, которое включает битумную эмульсию, образующуюся в результате добычи термическим способом в природном залегании (35 мас.% воды) кондиционируют при 130 С в течение менее 15 мин с пентаном как агентом удаления примесей, который прибавляют при соотношении DA/нефть менее примерно 2,5 по весу. Эту эмульсию затем расслаивают при нагревании и добавлении дополнительного количества пентана. Затем кондиционированный и деэмульгированный поток разделяют на нефтяную фазу и фазу суспензии асфальтены-вода. Нефтяную фазу аккумулируют как очищенную от загрязнений нефть (DCO). Фазу суспензии асфальтены-вода затем подвергают обработке с дополнительным количеством пентана, и этот пентан сепарируется из фазы суспензии асфальтены-вода. Этот пентан рециркулируют на дальнейшее использование, а относительно чистые асфальтены и воду извлекают отдельно. Как показано в таблице ниже, добытая DCO содержит менее чем 0,56 мас.% асфальтенов, по сравнению с 18% в сырье при выходе нефти 82 об.%. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ удаления примесей из тяжелого нефтяного сырья, содержащего асфальтены, включающий стадии:(a) если сырье не является водомасляной эмульсией или является эмульсией с низким содержанием воды, прибавления к сырью пара, или воды, или пара и воды для образования эмульсии;(b) кондиционирования сырья с помощью агента удаления примесей при величине соотношенияDA:нефть примерно 10,0 (мас.:мас.) или меньше, в то же время, по существу, сохраняя водомасляную эмульсию путем добавления пара или воды, причем агент удаления примесей включает легкие углеводороды, содержащие 7 атомов углерода или меньше и, по существу, не содержащие ароматических компонентов;(c) смешивания эмульсии типа масло/вода с дополнительным количеством агента удаления примесей и, по существу, расслоения эмульсии типа масло/вода, что позволяет, по существу, разделить нефтяную фазу, содержащую очищенную от загрязнений нефть и агент удаления примесей, и фазу асфальтен/вода; и(d) извлечения нефтяной фазы и извлечения фазы асфальтен/вода;(e) обработки фазы асфальтен/вода со стадии (d) дополнительным количеством агента удаления примесей для экстракции остаточной нефти; и создания условий для разделения фазы агента удаления примесей, по существу, от чистой фазы асфальтен/вода. 2. Способ по п.1, далее включающий дополнительную стадию (f) извлечения асфальтенов, по существу, из чистой фазы асфальтен/вода и рециркуляцию фазы агента удаления примесей со стадии (е) для объединения с эмульсией типа масло/вода до или после кондиционирования. 3. Способ по п.1, в котором стадия кондиционирования проводится при температуре от примерно 70 до примерно 200 С. 4. Способ по п.1, в котором агент удаления примесей выбирают из циклического, олефинового или парафинового углеводорода, содержащего от 3 до 7 атомов углерода, или их смеси. 5. Способ по п.4, в котором соотношение DA:нефть после стадии (с) составляет менее 10,0 по весу. 6. Способ по п.5, в котором соотношение DA:нефть после стадии (с) составляет менее 3,5 по весу. 7. Способ по п.6, в котором соотношение DA:нефть после стадии (с) составляет менее 2,5 по весу. 8. Способ по п.1, включающий дополнительную стадию удаления агента удаления примесей из нефтяной фазы, образующейся на стадии (d), для получения очищенной от загрязнений нефти. 9. Система очистки от загрязнений тяжелого нефтяного сырья, содержащего асфальтены в эмульсии типа масло/вода, включающая:(a) модуль кондиционирования, имеющий входное отверстие сырья, входное отверстие пара/воды и входное отверстие эмульсии, и средства прибавления агента удаления примесей к сырью до и/или после модуля кондиционирования;(b) первый сосуд разделения фаз, включающий верхнюю камеру, имеющую входное отверстие, соединенное с выходным отверстием модуля кондиционирования, выходное отверстие нефти и нижнюю камеру, имеющую входное отверстие агента удаления примесей, выходное отверстие воды/твердых веществ и выходное отверстие суспензии, и сливную трубу, которая соединяет верхнюю и нижнюю камеры;(c) второй сосуд разделения фаз, включающий верхнюю камеру, имеющую входное отверстие, соединенное с выходным отверстием суспензии первого сосуда, выходное отверстие нефти и нижнюю камеру, имеющую выходное отверстие суспензии, и сливную трубу, которая соединяет верхнюю и нижнюю камеры. 10. Система по п.9, дополнительно содержащая средства извлечения очищенной от загрязнений нефти для выделения агента удаления примесей и очищенной от загрязнений нефти из выходного отверстия нефти первого сосуда. 11. Система по п.10, дополнительно содержащая средства рециркуляции агента удаления примесей для повторного использования агента удаления примесей из средств извлечения нефти в модуле кондиционирования или первом сосуде разделения фаз.