Кдфт принцип работы аппарата

Кдфт принцип работы аппарата

Концевой гидродинамический делитель фаз предназначен для установки

перед узлами сепарации и выполняет следующие функции: — гашение пульсаций и обеспечение раздельного режима движения нефти

и выделившегося из неё газа, эмульсии и воды; — осуществление пеногашения и отбор выделившегося газа непосредственно в осушительные элементы сепаратора, либо непосредственно потребителю;

— повышение производительности функциональных аппаратов (сепараторов, отстойников и т.д.); — отбор и сброс выделившейся пластовой воды, пригодной для закачки в пласт без дополнительной очистки, либо на очистные сооружения; — сепараторы любой ступени. Конструктивно КДФ (рис. 4.1) выполнен в виде трубчатого блока,

снабженного отводными патрубками для отбора нефти, газа и воды камерой

для нефти и отсеком для воды, формируемого перегородками.

Рис. 4.1 Концевой делитель фаз (КДФ)

1 — трубопровод; 2 — расширяющая головка; 3 — отсекатель; 4 — лоток; 5- диск;

6 — трубопровод; 7 — отстойный диск; 8 – трубопровод

Техническая характеристика КДФ :

Производительность по жидкости, т/сут . 17000

Давление в КДФ, MПa . 0,4

Количество воды в нефти, %, на входе . не ограничивается

на выходе . до 30

Содержание в воде, мг/л:

Установлено, что процесс расслоения потока вязкой жидкости на газ и нефть происходит в основном на расстоянии 25-30 м от входа газоводонефтяной смеси в КДФ.

КДФ выполняет функции деэмульсатора, первой ступени сепарации и аппарата предварительного сброса воды одновременно. Аналогичные функции способны выполнять только трехфазные сепараторы, стоимость которых при сравнительно низкой производительности намного выше.

В результате применения КДФ, производительность установленных после него аппаратов (сепараторов, отстойников) можно повысить в 1,5-2 раза.

Автономный ввод трубками расслоившихся фаз (нефть-вода) в сепаратор исключает эмульгирование свободной воды с нефтью, что приводит к увеличению глубины обезвоживания нефти и повышению качества отделившейся пластовой воды. При этом производительность последующей емкости увеличивается в три раза и соответственно уменьшаются капитальные затраты при строительстве узлов сепарации, а также исключаются затраты на дополнительную очистку воды.

Применение КДФ особенно эффективно при их использовании также в блоке с вертикальными газоотделителями различных конструкций и герметизированными резервуарами, куда нефть неизбежно попадает в подавляющем большинстве случаев. Такая система более экономична применяемой на промыслах комбинации сепараторов в виде первой и последующих ступеней.

5. ТЕХНОЛОГИЯ СЕПАРАЦИИ ГАЗОВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ В БЛОКЕ КДФ — СБОРНАЯ ЕМКОСТЬ

Технология позволяет увеличить производительность концевого делителя фаз и сборной емкости, к которой может быть подключено несколько КДФ, и обеспечить повышение качества обработки продукции скважин за счёт отбора помимо газа дополнительно нефти и воды автономными потоками с различных уровней.

На рис. 5.1 представлена принципиальная схема реализации такой технологии.

Рис. 5.1 Технология сепарации газоводонефтяной смеси

1 — сборный трубопровод; 2 — концевой делитель фаз; 3 — трубки; 4 — приемное устройство;

5 — сепаратор; 6 — труба; 7 — короб; 8 — трубопровод; 9 — перегородка; 10 – перегородки;

11 — полость; 12 — трубопровод отбора воды; 13 — трубопровод отбора газа

Обводненная газоводонефтяная смесь направляется по сборному трубопроводу 1 в концевой делитель 2 фаз (КДФ), где она расслаивается на газ, нефть и минерализованную воду, которые, не перемешиваясь, двигаются друг над другом и под воздействием перепада давления (P1 — Р2) отбираются множеством потоков (автономных) с помощью трубок 3 расчетного диаметра.

Нижние концы трубок равномерно размещены по сечению потока на различной высоте КДФ, а верхние введены в приемное устройство 4 сепаратора 5 на различной высоте друг над другом в такой же последовательности, как и при отборе. Газ из приемного устройства по трубе 6 попадает в газовую зону сепаратора, а многослойный поток жидкости, сохраняя ту же структуру, что и в КДФ, стекает в нижнюю часть аппарата.

При колебаниях расхода газа, нефти и воды границы раздела фаз в КДФ поднимаются или опускаются, перекрывая при этом входную часть тех или иных трубок и автоматически обеспечивая тем самым увеличение или уменьшение через них расхода соответствующих фаз и их промежуточных слоев. Накапливающаяся нефть в сепараторе переливается через край короба 7

и отводится из него по трубопроводу 8.Перегородка 9 поднята до самого верха аппарата и имеет небольшое отверстие для выравнивания давления между секциями. Вода, проходя под нижней частью короба, переливается через перегородку 10 в полость 11, откуда отбирается по трубопроводу 12. Газ из сепаратора отводится по трубопроводу 13.

20. методы стабилизации нефти

Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабагывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть, используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбциюили ректификацию.

При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают процессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

21. Основные методы сокращения потерь углеводородов в атмосферу

1) предупреждающие испарения;

2) уменьшающие испарения;

3) сбор продуктов испарения.

Методы предупреждающие испарения нефти

1) плавающие крыши и понтоны;

2) пластмассовые шарики (0,01-0,2 мм), изготавливают из фенольных, формальдегидных и карбомидных смол, шарики наполнены азотом (снижают испар-ия Н в 5-6 раз).

Методы уменьшающие испарения

Вторая группа методов – защита резервуаров от нагревания солнечными лучами и уменьшения испарения нефти.

Для этого рез-ты след-т покрывать лучеотражающими светлыми красками с высоким коэф-ом отражения.

Показ-ли Окраска корпуса
белая алюмин-ая черная
солнеч-ая рад-ия, поглощ-ая рез-ом, %
потеря г/возд.смеси,%
потеря н/прод-ов,%

Др. способ снижения потерь – это диски отражатели. Представляют собой лепестковую конструкцию с развитой поверхностью. При откачке и снижении уровня входящий воздух равномерно распределяется над зеркалом нефти и исключает турбулентное перемешивание воздуха с парами нефти. Обладая высоким удельным весом и высокой удельной поверхностью, это способствует конденсации тяжелых компонентов. Недостатки – высокое Р на крышу.1. Плавающие крыши и понтоны. Их изготавливают из металла и пластмассы. Для уплотнения зазора м/у понтоном и корпусом резервуара делают специальные затворы из асбестовой ткани, пропитанной бензостойкой резиной, или изготавливают из цветных металлов. Допускается зазор м/у крышей и стеной 25 см.

Применение крыш и понтонов эффективно на резервуарах, работающих с большим коэффициентом оборачиваемости.

1 – затвор, уплотняющий зазор; 2 – понтон; 3 – сифон; 4 – подвижная; 5 – неподвижная лестница; 6 – ограничитель хода понтона 1 – короб плавающей крыши; 2 – днище крыши; 3 – опорные стойки;4 – лестница; 5 – уплотнение; 6 – маршевая неподвижная лестница; 7 – переменная стенка резервуара; 8 – направляющая противоповоротная стойка; 9 – шарнирная дренажная труба; 10 – дно резервуара

Др. способ снижения потерь – это диски отражатели. Представляют собой лепестковую конструкцию с развитой поверхностью. При откачке и снижении уровня входящий воздух равномерно распределяется над зеркалом нефти и исключает турбулентное перемешивание воздуха с парами нефти. Обладая высоким удельным весом и высокой удельной поверхностью, это способствует конденсации тяжелых компонентов. Недостатки – высокое Р на крышу.

Читайте также:  Блок питания foxconn fx 450 схема

2. К ним относят цвет окраски резервуаров:лучеотражающие светлые краски с высоким коэфф-ом отражения.Наиболее эффективные – белые и алюминиевые. Краски должны быть коррозионностойкими.

3. ГУС (газоуравнительная система).

1- резервуаров 2 – наклонный газопровод (наклон не мене 3 о ) 3 – конденсатосборник 4 – огневой предохранитель 5 – дыхательный клапан 6 – резервуар компенсатор Угол наклона – для предотвращения образования гидратов.

22. Расчет потерь легких фракций нефти при «дыханиях» резервуаров

Величина потерь легких фракций нефти в резервуаре, не имеющем понтона и плавающей крыши, зависит от:

1) плотности, вязкости и температуры нефти;

2) степени очистки нефти от окклюдированного газа на по­следней ступени сепарации и величины давления на этой ступени;

3) времени хранения нефти и температуры окружающего воздуха;

4) частоты наполнения и опорожнения резервуара (большие «дыхания» резервуара).

Процесс опорожнения и наполнения рез-ра нефтью, сопровожд-ся сначала впуском воздуха в газ.простр-во (ГП) рез-ра, а затем выбросом г/возд.смеси (ГВС) в атм-ру, наз-ся большим «дыханием».

Малые «дыхания» товарного рез-ра возникают в рез-те впуска и выпуска ГВС ч/з дыхательный клапан при изменении Т и Р в течение суток.

Потери Н или н/прод-ов от больших «дыханий» м.б.расчитаны по фор-ле АНИ:

V – кол-во Н, поступ-ей в рез-ры, м3/сут, Р – упругость паров Н, кг/м2

К1 – коэф-т оборачиваемости рез-ов

К2 – коэф-т, характ-ий св-ва Н или н/прод-ов для высокооктанового бензина К2=1, для Н К2=0,75.

Для опр-ия потерь легких фракций от малых «дыханий» из обычных рез-ов:

Gмс=0,0545*F*C*(133,3Р/(736-133,3Р)) 0,68 *D 1,73 *H 0,51 *∆t 0,5

Gмс – потери от малых дых-ий для рез-ра со стац-ой крышей;

∆t – разность м/у среднемесячной макс.и миним. Температурами;

Н – высота газавого простр-ва; F – коэф-т (для белой ==1); С – пост. коэф-т.

Дата добавления: 2015-07-13 ; Просмотров: 2088 ; Нарушение авторских прав?

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Отстойник нефти и УПСВ предназначены для обезвоживания нефти, сбора и очистки пластовой воды на сильнообводненных скважинах легких, средних и тяжелых нефтей. Позволяет произвести предварительный сброс воды и очистку ее от взвешенных веществ до норм ППД.

Рис.86. УПСВ (Трубный вариант)

1. Коалесцер-деэмульгатор (КД) 2. Коалесцирующий трубопровод 3. Водоотделитель (ВО) 4. Коалесцер 5. Блок обезвоживания нефти 6. Модуль очистки пластовой воды.

Рис.87. УПСВ (Емкостной вариант)

Коалесцер-деэмульгатор — это разрушение стабилизирующих оболочек капель жидкости без нагрева эмульсии (для малопарафинистых нефтей).

Преимущества установки УПСВ:
— разрушение стабилизирующих оболочек в коалесцере-деэмульгаторе (КД);
— предварительное расслаивание эмульсии на нефть и воду на входе в УПСВ в коалесцирующем трубопроводе (КТ);
— накопление нефти в верхней части емкости и воды в нижней части аппарата;
— тонкая очистка воды от взвешенных веществ в модуле тонкослойного отстаивания (МТО);
— обезвоживание нефти в блоке доочистки нефти (БОН);
— поддержание постоянного давления в УПСВ;
— поддержание уровня раздела фаз нефть-вода в УПСВ;
— автоматическая очистка блоков от осадка в рабочем режиме.

Техническая характеристика
Трубный вариант Емкостной вариант
Производительность аппарата 100-10 000 м 3 /сут более 2 000 м 3 /сут
Диаметр аппарата (ТВО) 0,7; 1,0; 1,2; 1,4 м 1,6; 2,0; 2,4; 3,0; 3,4
Свойства жидкости нефти любого типа
Ориентировочная длина аппарата 11; 22; 33 м (горизонтальное исп.)
Ориентировочная высота аппарата 4-6 м (вертикальное исп.)
Объем аппарата (ТВО) 5 — 18 м 3 по расчету
Количество аппаратов по расчету
Эффективность очистки пластовой воды:
по нефти 25-40 мг/л
по мехпримесям 20-40 мг/л
Обезвоженность нефти 2-15 %
Производится автоматическая очистка блоков от осадка в рабочем режиме

Трубные концевые делители фаз (КДФТ).

Альтернативным вариантом емкостных УПСВ являются установки с трубными водоотделителями (КДФТ), которые позволяют совмещать функции сброса и очистки воды в одном аппарате.

А1 — Вход ГЖС; Б1 — Выход нефти; В1 — Выход воды; Г1 — Выход газа; Д1 – Дренаж;

Е1 — Сброс с СППК; Ж1 — Газ на барбатаж.

Краткое описание устройства и принципа работы.

При разработке технологических схем УПСВ, в том числе, для реконструкции ДНС, была поставлена задача построения установок с минимальным количеством аппаратов, выполняющих функции предварительного отделения пластовой воды и ее подготовки для закачки в нефтяной пласт.

В результате было разработано два базовых варианта УПСВ:

с использованием емкостных аппаратов;

с использованием трубных концевых делителей фаз (КДФТ).

Рис.89. Структурная схема КДФТ

БР – блок ввода химреагента;
П – путевой подогрев г.ж.с(в случае необходимости);
ГС – газовый сепаратор;
КДФТ- концевой делитель фаз трубный.

Анализ известных конструкций трубных водоотделителей, в том числе используемых в Западной Сибири, показал, что в большинстве случаев они используются в качестве вспомогательных элементов для путевого сброса воды в системе сбора или разгрузки ДНС от балластной воды, но всегда требуют оснащения их целым каскадом дополнительного оборудования для ее очистки.

На основании проведенного анализа конструкций трубных водоотделителей специалистами ЗАО НТК «МодульНефтеГазКомплект» была поставлена и решена задача разработки КДФТ, совмещающего функции отделения воды и ее очистки. При разработке гидравлической схемы УПСВ и конструкции КДФТ были использованы следующие принципы:

— реализация эффекта предварительного разделения продукции скважин с помощью специального трубного коллектора–усреднителя на входе КДФТ;

— использование двух- или многопоточной схемы КДФТ для обеспечения заданной производительности и качества разделения, а также обеспечения технологического резервирования при ремонтах и очистке аппаратов;

— совмещение в одном аппарате (каждой отдельной секции) одновременно протекающих процессов дегазации, обезвоживания и очистки воды с использованием автомодельности, то есть возможностей гидродинамического и гидростатического регулирования процесса.

Для решения конкретной задачи отделения и подготовки воды в соответствии с техническими требованиями ставилась цель очистки воды от нефти и мехпримесей до 30 мг/л (по каждому компоненту). При этом исходили из того, что предельный размер частиц должен составлять не более 10 – 15 мкм.

При выборе и разработке сепарирующих устройств для доочистки воды решалась задача размещения их в конце трубной секции, основная часть которой используется для гравитационного разделения нефти, воды и относительно крупных твердых частиц (мехпримесей). В результате была разработана конструкция улавливающих устройств, обеспечивающих их работу при достаточно длительных циклах накопления и очистки без применения специальных агрегатов (передвижных насосных и парогенераторных установок).

Регламентом по технологии очистки предусматривается лишь кратковременная последовательная остановка секций КДФТ (на 15 – 20 минут без открытия аппарата) со сбросом взмученной воды в дренажную емкость, а в некоторых случаях (при малых производительностях) возможна очистка улавливающих устройств без остановки КДФТ.

Технологическая схема предварительного обезвоживания нефти с применением КДФТ для реконструкции ДНС с частичным использованием существующих аппаратов (газосеператора для очистки газа и сепараторов в качестве буферных емкостей) представлена на рис. 90.

Рис. 90. Технологическая схема предварительного обезвоживания нефти с применением КДФТ

Читайте также:  Таблетки аквабриз 2 инструкция

Система контроля и автоматического управления трубной УПСВ предусматривает:

· поддержание заданного давления;

· поддержание заданного раздела уровня «газ — нефть» гидростатическим методом;

· поддержание межфазного уровня «нефть — вода» регулятором уровня на линии сброса воды;

· обеспечение баланса загрузки БКНС путем автоматической подпитки насосов из других источников (существующих систем подачи подтоварной, сеноманской воды или пресной от водозаборов);

· оперативный замер параметров работы УПСВ: давления и температуры во всей системе, положения уровней, расходов газа и нефти, ее водосодержание, объем сбрасываемой воды;

· управление комплексом с компьютера;

· выдача всей текущей информации на дисплей персонального компьютера с печатанием суточного рапорта о работе объекта.

Комплекты секционного трубного оборудования автоматизированных УПСВ были разработаны и изготовлены Научно – технической компанией «МодульНефтеГазКомплект».

Результаты внедрения КДФТ на трех объектах с различными параметрами по нагрузкам и физико – химическими свойствами продукции показали высокую их эффективность как аппаратов – водоотделителей. Удельные производительности КДФТ в 2-2,5 раза превышают расчетные показатели емкостных аппаратов. При реконструкции ДНС секции трубных УПСВ легко вписываются в технологические схемы действующих ДНС и после окончания монтажа включаются в эксплуатацию без остановки их работы, обеспечивая сброс и подготовку воды до требуемых параметров без строительства очистных сооружений.

Компоновка УПСВ на базе трубных концевых делителей фаз, выполняющих функции:

· сброса воды и ее очистки с последующей подачей на БКНС под собственным давлением или с помощью низконапорных погружных насосов;

· транспорта частично обезвоженной нефти до пунктов сбора совместно с газом под собственным давлением или с помощью мультифазных насосов или без газа – обычными центробежными насосами.

Обводненность нефти на выходе с установки составляет от 0,1% до 10% в зависимости от условий работы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении нефтяной эмульсии на объектах нефтедобычи, транспортировки и подготовки нефти. Концевой делитель фаз включает отсек ввода, отстойный отсек, отсек отвода нефти и отсек отвода воды. Между отсеком ввода и отстойным отсеком размещен перегораживающий проем, выполненный по всему сечению аппарата из уголков, образующих зигзаги на пути потока газожидкостной смеси без сквозного просвета. Отстойный отсек снабжен поперечными перегородками, выполненными от днища на высоту накопления твердых взвешенных частиц. В днище выполнены патрубки отвода механических примесей. Между отстойным отсеком и отсеком отвода нефти размещена перегородка, установленная на высоте от днища и кровли. Между отсеком отвода нефти и отсеком отвода воды размещена перегородка, установленная на высоте от днища. В кровле равномерно по всей длине выполнены люки для сбора выделяющегося газа с геометрическими, размерами, позволяющими обеспечить сбор максимально выделяющегося объема газа. Люки соединены с трубопроводом газосбора. Аппарат оснащен датчиками уровня раздела фаз «газ-жидкость», «нефть-вода», клапанами-регуляторами уровня раздела фаз «нефть-вода», «газ-жидкость», патрубками для отвода уловленной нефти и выхода сточной воды. 3 ил.

Рисунки к патенту РФ 2473373

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении нефтяной эмульсии на объектах нефтедобычи, транспортировки и подготовки нефти.

Известен концевой делитель фаз, включающий трубопровод подвода продукции скважин с патрубком сброса воды, который выполнен полностью или частично расширяющимся из последовательно соединенных секций газораздела и раздела водонефтяной эмульсии. Вдоль верхней образующей трубопровода подвода, начиная с секции газораздела, выполнена газовая линия, соединенная вертикальными газовыми патрубками с верхней частью трубопровода подвода и расположенная выше верхнего уровня жидкости в трубопроводе подвода продукции скважин. Трубопровод сброса воды расположен в донной части. При этом расширение трубопровода подвода продукции выполнено таким образом, чтобы течение водонефтяной эмульсии и газовой фазы сохранялось ламинарным. Выход патрубка подвода продукции скважин соединен с нефтеотстойной областью сепарационной установки. Патрубок сброса воды расположен в секции раздела водонефтяной эмульсии и соединен с водоотстойной областью сепарационной установки. В трубопроводе подвода продукции скважин над входом в патрубок сброса воды расположен экран для полного или частичного перекрытия сечения трубопровода подвода продукции скважин в зоне расположения патрубка сброса воды (Патент РФ № 2307245, опубл. 27.09.2007).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является концевой делитель фаз, описанный в способе сепарации газоводонефтяной смеси, включающий массообменную секцию и коалесцентор (Патент РФ № 2171702, опубл. 10.08.2001 — прототип).

В известных технических решениях поток газожидкостной смеси расслаивается не полностью, что приводит к потерям газа и нефти.

В предложенном способе решается задача более полного расслоения потока газожидкостной смеси.

Задача решается тем, что концевой делитель фаз включает отсек ввода, отстойный отсек, отсек отвода нефти и отсек отвода воды, между отсеком ввода и отстойным отсеком размещен перегораживающий проем, выполненный по всему сечению аппарата из уголков, образующих зигзаги на пути потока газожидкостной смеси без сквозного просвета, отстойный отсек снабжен поперечными перегородками, выполненными от днища, в днище выполнены патрубки отвода механических примесей, между отстойным отсеком и отсеком отвода нефти размещена перегородка, установленная на высоте от днища и кровли, между отсеком отвода нефти и отсеком отвода воды размещена перегородка, установленная на высоте от днища, в кровле равномерно по всей длине выполнены люки для сбора выделяющегося газа, люки соединены с трубопроводом газосбора, аппарат оснащен датчиком уровня раздела фаз «газ-жидкость», датчиком уровня раздела фаз «нефть-вода», клапаном-регулятором уровня раздела фаз «нефть-вода», клапаном-регулятором уровня раздела фаз «газ-жидкость», патрубком для отвода уловленной нефти, патрубком выхода сточной воды.

Процесс расслоения потока газожидкостной смеси перед поступлением нефтяной эмульсии на ступень сепарации сопровождается неполным разделением на газ, нефть и воду. Существующие концевые делители фаз не в полной мере обеспечивают разделение, что приводит к потерям газа и нефти. В предложенном способе решается задача увеличения глубины разделения газожидкостной смеси на газ, нефть и воду. Задача решается концевым делителем фаз, представленным на фиг.1, 2 и 3.

Концевой делитель фаз включает отсек ввода 1 газожидкостной смеси, отстойный отсек 2, отсек отвода нефти 3 и отсек отвода воды 4. Отсек ввода 1 снабжен патрубком ввода 5. Между отсеком ввода 1 и отстойным отсеком 2 размещен перегораживающий проем 6, выполненный по всему сечению аппарата из уголков 7, образующих зигзаги на пути потока газожидкостной смеси без сквозного просвета. Отстойный отсек 2 снабжен поперечными перегородками 8, выполненными от днища 9 на высоту h 1 . В днище 9 выполнены патрубки отвода механических примесей 10. Между отстойным отсеком 2 и отсеком отвода нефти 3 размещена перегородка 11 высотой h 2 , установленная на высоте Н от кровли аппарата. Отсек отвода нефти 3 образован перегородкой 11, днищем отсека 12 и задней стенкой 13. Отсек 3 снабжен патрубком 14 для отвода нефти. Отсек отвода воды 4 снабжен патрубком 15 выхода сточной воды и патрубком 16 выхода уловленной нефти. В кровле 17 аппарата равномерно по всей длине выполнены люки 18 для сбора выделяющегося газа. Люки 18 соединены с трубопроводом газа 19. В кровле 17 размещены патрубок 20 для размещения датчика уровня раздела фаз «газ-жидкость» 21 и патрубок 22 для размещения датчика уровня раздела фаз «нефть-вода» 23. В патрубке 15 выхода сточной воды размещен клапан-регулятор уровня раздела фаз «нефть-вода» 24. На трубопроводе газа 19 размещен клапан-регулятор уровня раздела фаз «газ-жидкость» 25.

Концевой делитель фаз работает следующим образом.

Смесь нефти, воды и газа по патрубку 5 поступает в отсек 1, где в результате увеличения сечения аппарата обеспечивается равномерное движение жидкости по аппарату. Перегораживающий проем 6 разделяет 1 и 2 отсеки. Перегораживающий проем 6 выполнен по всему сечению аппарата из уголков и обеспечивает движение потока жидкости по мелким зигзагообразным проемам. Движение жидкости через зигзагообразные проемы под действием центробежных сил позволяет резко осадить в отстойном отсеке 2 механические примеси.

В отстойном отсеке 2 происходит гравитационное разделение нефтяной эмульсии, осаждение механических примесей и выделение газа. Равномерное движение жидкости по сечению аппарата в отсеке 2 исключает эмульгирование свободной воды с нефтью, что приводит к увеличению глубины обезвоживания нефти и повышению качества отделившейся пластовой воды.

Поперечные перегородки 8 предназначены для удержания оседающих механических примесей. Высоту перегородок 8 h 1 подбирают исходя из максимально необходимого накопления механических примесей. Для отвода оседающих механических примесей предусмотрены патрубки отвода механических примесей 10.

Далее отделившаяся нефть перетекает через перегородку 11 в отсек 3 для отвода нефти. Высота отсека отвода нефти Н составляет 0,57% от диаметра аппарата H=0,57×D. Высота перегородки h 2 =0,43×D подбирается исходя из диапазона колебания уровня раздела фаз «нефть-вода» и с учетом погрешности датчика уровня раздела фаз «нефть-вода». Перегородка h 2 крепится посередине днища 12 отсека отвода нефти 3. В диапазоне высоты h 2 перегородки 11 клапаном-регулятором уровня раздела фаз «нефть-вода» 24 и датчиком уровня раздела фаз «нефть-вода» 23 обеспечивают поддержание необходимого уровня раздела фаз «нефть-вода».

В объеме между перегородкой 11, днищем отсека 12 и задней стенкой 13 собирается нефть, которую отводят через патрубок 14. Отделившуюся сточную воду в отсеке 4 отводят через патрубок 15. В случае попадания нефти в отсек сбора сточной воды 4 ее улавливают через патрубок для отвода уловленной нефти 16 с высоты h 3 =0,5×D.

Поддержание необходимого уровня раздела фаз контролируют через контрольно-измерительные и регулирующие приборы 21, 23, 24, 25.

Клапан-регулятор уровня раздела фаз «нефть-вода» 24 обеспечивает поддержание уровня раздела фаз «нефть-вода» в зависимости от показаний датчика уровня раздела фаз «нефть-вода» 23, при котором обеспечивается отвод нефти и сточной воды в соответствующие отсеки для сбора нефти 3 и сбора сточной воды 4. Клапан-регулятор уровня раздела фаз «газ-жидкость» 25, устанавливаемый на линии отвода газа, обеспечивает поддержание необходимого уровня раздела фаз «газ-жидкость» в зависимости от показаний датчика уровня раздела фаз «газ-жидкость» 21, которое в свою очередь обеспечивает максимальное заполнение аппарата и исключает возможность попадания газа в линию отвода нефти и жидкости в линию отвода газа.

Патрубки для отвода нефти 14 и выхода сточной воды 15 оборудованы отбойниками, которые позволяют осуществить отвод жидкости, не создавая «воронок» в зоне отбора.

Равномерно по всей длине аппарата предусмотрены люки 18 для сбора выделяющегося газа. Сбор газа в люках 18 обеспечивает возможность поддержания уровня раздела фаз «газ-жидкость», при котором возможно максимальное заполнение аппарата, что в свою очередь позволяет увеличить время пребывания жидкости в аппарате, т.е. увеличивается время отстоя и глубина обезвоживания водонефтяной эмульсии. Выделившийся газ через люки 18 отводится по трубопроводу газа 19 в систему газосбора.

Геометрические размеры предложенного концевого делителя фаз рассчитаны исходя из максимального объема поступающей продукции добывающих скважин и необходимого времени отстоя для эффективного расслоения потока нефтяной эмульсии. Эти размеры составляют:

— соотношение общей длины L к диаметру D — (36 40):1;

— соотношение длин секций 1 и 2 (L 1 к L 2 ) — 1:(5-7);

— соотношение длин секций 3 и 4 (L 3 к L 4 ) — (1,7-1,9):1.

Эффективность работы предлагаемого концевого делителя фаз достигается тем, что предлагаемое конструктивное исполнение аппарата имеет ряд особенностей, таких как:

— использование перегораживающего зигзагообразного проема без сквозного просвета по всему сечению аппарата, при прохождении жидкости через который под действием центробежных сил происходит оседание механических примесей,

— использование поперечных перегородок для сбора механических примесей,

— использование люков, расположенных по всей длине аппарата, для сбора выделяющегося газа, позволяющих обеспечить возможность максимального заполнения аппарата жидкостью и тем самым увеличить глубину обезвоживания нефти и повысить качество сточной воды.

— соотношение общей длины аппарата L к диаметру D, обеспечивающее эффективное расслоение потока нефтяной эмульсии.

Пример конкретного выполнения

Продукция скважин в виде нефтяной эмульсии с расходом 600 м 3 /час под давлением 0,2-0,4 МПа поступает в концевой делитель фаз диаметром D=1,4 м и длиной L=53,5 м. Концевой делитель фаз наклонен к горизонту под углом 0,005° в сторону ввода нефтяной эмульсии в секцию 1.

Движение жидкости осуществляется по отсеку 1 длиной L 1 =7 м, далее зигзагообразному перегораживающему проему 6. Проем выполнен из уголка 50×50×4 мм, толщина перегораживающего проема а=180 мм, ширина проемов b=30 мм.

В отстойном отсеке 2 длиной L 2 =41,8 м через каждые 15 м установлены поперечные перегородки 8 высотой h 1 =200 мм для сбора оседающих механических примесей.

После расслоения потока нефтяной эмульсии в отсеке 2 нефть через перегородку 11 высотой h 2 =600 мм перетекает в отсек сбора нефти 3 длиной L 3 =3 м высотой Н=0,8 м, отделившаяся сточная вода поступает в отсек сбора воды 4.

Для сбора выделяющегося газа по всей длине аппарата предусмотрены люки диаметром 600 мм высотой 380 мм с боковыми вырезами для газа R=160 мм.

В результате работы предложенного концевого делителя фаз удается получить выход по нефти с обводненностью до 5%, с остаточным содержанием свободного газа до 10 м 3 /тн, в то время как в концевых делителях фаз известной конструкции не удается получить выход по нефти с обводненностью менее 10% и остаточным содержанием свободного газа менее 30 м 3 /тн.

Применение предложенного концевого делителя фаз позволит решить задачу более полного расслоения потока газожидкостной смеси и повысить выход нефти и газа.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Концевой делитель фаз, включающий отсек ввода, отстойный отсек, отсек отвода нефти и отсек отвода воды; между отсеком ввода и отстойным отсеком размещен перегораживающий проем, выполненный по всему сечению аппарата из уголков, образующих зигзаги на пути потока газожидкостной смеси без сквозного просвета; отстойный отсек снабжен поперечными перегородками, выполненными от днища; в днище выполнены патрубки отвода механических примесей; между отстойным отсеком и отсеком отвода нефти размещена перегородка, установленная на высоте от днища и кровли; между отсеком отвода нефти и отсеком отвода воды размещена перегородка, установленная на высоте от днища, в кровле равномерно по всей длине выполнены люки для сбора выделяющегося газа; люки соединены с трубопроводом газосбора, аппарат оснащен датчиком уровня раздела фаз «газ-жидкость», датчиком уровня раздела фаз «нефть-вода», клапаном-регулятором уровня раздела фаз «нефть-вода», клапаном-регулятором уровня раздела фаз «газ-жидкость», патрубком для отвода уловленной нефти, патрубком выхода сточной воды.

Классы МПК: B01D19/00 Дегазация жидкостей
B01D17/00 Разделение жидкостей способами, не отнесенными к другим рубрикам, например путем термодиффузии
Автор(ы): Ибрагимов Наиль Габдулбариевич (RU) , Тазиев Миргазиян Закиевич (RU) , Рахманов Айрат Рафкатович (RU) , Шарипов Ильшат Анасович (RU) , Ахметзянов Рашит Исмагилович (RU) , Ибатов Ленар Мусаевич (RU) , Юсупов Тагир Анварович (RU)
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Приоритеты:
Ссылка на основную публикацию
Картофель розара и гала
Сорт Розара – ранний высокоурожайный картофель с отличными вкусовыми качествами, устойчивый к болезням. Принят Госреестром в 1996 году, оригинаторами выступили...
Канава между участками в садоводстве
22 мая 2009, 15:20 Ответ эксперта В соответствии со Строительными нормами и правилами СНиП 30-02-97 "Планировка и застройка территорий садоводческих...
Картофель демон характеристика сорта
Общая характеристика: среднеранний универсальный немецкий сорт высокой урожайности с красивыми ровными клубнями. Хорошо переносит мойку и транспортировку, товарный вид не...
Каустическая сода применение для чистки выгребной ямы
Наряду с более распространенными средствами часто используется и каустическая сода, ее применение для чистки канализации обусловлено агрессивным воздействием на органические...
Adblock detector