Делитель 1 10

Основные функции концевого делителя фаз (RLA)/ определение длины и диаметра

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

Диаметр, м …………………………………………. 1,0

Давление в КДФ, MПa ………………………… 0,4

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

на выходе ……………………………………………до 30

Содержание в воде, мг/л:

нефтепродуктов…………………………………… 59

ТВЧ …………………………………………………….45

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.

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 3о) 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:

Gбд=2,1*Р*V*K1 K2 *10-5

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:

Трубный делитель фаз

Полезная модель направлена на создание конструкции трубного делителя фаз для сброса воды из газоводонефтяной смеси, максимально исключающей отрицательное воздействие содержащихся в разделяемой смеси газовых пузырей, и, соответственно, повышение качества ее разделения при простоте в сборке, легкости транспортировки и монтажа в любых условиях. ТДФ дополнительно включает подсоединение к концевому участку промыслового трубопровода перед его соединением с ВТК сверху, в вертикальной плоскости по осям труб наклоненного трубопровода, соединенного другим концом с трубопроводом перепуска газа из ВТК в трубный рамный корпус, а внутренние пространства концевого участка промыслового трубопровода и наклоненного трубопровода соединены вертикальными трубными перемычками. Эти конструктивные изменения позволят уже на первом этапе подготовки смеси к разделению выделить из потока основную часть неравномерно идущих с ней газовых пузырей в отдельный газопровод, а на заключительной части подготовки вновь соединить газ с предварительно обезвоженной нефтью для их совместного транспорта на центральные пункты сбора. Предлагаемая конструкция ТДФ для сброса основной части попутной воды позволяет эксплуатировать его в автономном автоматическом режиме и не требует частого вмешательства в процесс для обслуживания. Кроме того, ТДФ стабилизирует улучшение качества разделяемых фаз и значительно повышает производительность. 1 з.п.ф.

Трубный делитель фаз (ТДФ) относится к устройствам для подготовки продукции нефтяных скважин на промысле, в основном, для сброса «свободной» пластовой воды, и может применяться в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности при разделении эмульсий несмешивающихся жидкостей.

Известно устройство для обезвоживания нефтей «Способ и устройство для обезвоживания углеводородов», ВОИС, МПК 6 В01D 17/04 9807494 от 20.08.97 г. Оно содержит корпус в виде трубы со штуцером для подачи эмульсии, штуцером для вывода обезвоженных углеводородов и штуцерами для отвода водной фазы. Корпус разделен на секции для коалесцирующей насадки.

Известно также устройство по патенту РФ 2036686 МПК 6 В01D 17/02, публ. БИ 16, 95 г. «Устройство для разрушения водонефтяной эмульсии», включающее корпус в виде наружной трубы и встроенной в нее перфорированной трубы. Корпус содержит патрубки для ввода и вывода эмульсии. Устройство предназначено для подготовки эмульсии к разделению.

Известно «Устройство для выделения водной фазы из смеси воды с углеводородами», ВОИС МПК 6 B01D 17/02 от 09.02.95 г. 9503868.

Оно также содержит корпус в виде наружной трубы со смонтированной в ней внутренней трубой, которая оформляет кольцевое межтрубное пространство. Текучая среда через патрубок поступает в межтрубное пространство, в котором установлены ребра, обеспечивающие проход среды по спиральному пути. Отверстия на внутренней трубе позволяют среде поступать из межтрубного пространства во внутреннюю трубу. Устройство снабжено штуцерами ввода смеси и вывода отделившихся фаз.

Известен также отстойник по а.с. СССР 1105212 «Трубный отстойник» (МПК 6 В01D 17/04, БИ 28, 1984 г.). Он включает корпус в виде участка трубы со штуцерами ввода подготавливаемой эмульсии и вывода отделившихся фаз. Для повышения качества разделения эмульсии корпус отстойника снабжен системой вертикальных и горизонтальных перегородок и выполнен многосекционным (как минимум три секции). Это усложняет конструкцию и снижает ее надежность, но производительность повышает незначительно.

Вышеперечисленные разделители газожидкостных смесей обладают общими недостатками: они создавались по принципу усложнения конструкции, более трудоемки в изготовлении и при монтаже, требуют постоянного контроля при эксплуатации; каждый аппарат имеет жесткие граничные условия, удовлетворительно работает на каком-то одном типе нефтей (эмульсий), невозможна их эксплуатация на нефтях с высоким содержанием механических примесей, у всех аппаратов низкая удельная производительность одного кубического метра объема аппарата.

Известен делитель фаз по патенту РФ 2077364 «Сепарационная установка» МПК 6 В01D 19/00, публ. 04.02.97 г. Он представляет собой наклонную трубную колонну, к верхней части которой подсоединены трубопроводы для подвода газожидкостной смеси (ГЖС) и отвода газа. Посредине длины колонны к боковой стенке подсоединен трубопровод для отвода нефти, а трубопровод для отвода воды подсоединяется к нижнему концу наклонной колонны.

Установка отличается большими размерами, сложностью конструкции и ее вертикальной неустойчивостью, но она может быть собрана на самом месторождении из ассортимента имеющихся на нем труб. Ее создание говорит о том, что разработка конструкций устройств подготовки нефти на месторождениях идет по пути использования для них труб нефтяного сортамента.

Известен также трубный делитель фаз по патенту РФ 2098166 «Установка сброса воды» МПК 6 В01D 19/00, публ. 12.10.97 г. Делитель представляет собой трубу со штуцерами ввода разделяемой эмульсии и вывода отделившихся фаз. Для отбора выделяющегося газа над основной трубой расположена еще одна труба, соединенная с внутренним пространством основной трубы трубными перемычками для отвода из нее газа. Трубы установлены со значительным наклоном по отношению к горизонтальной плоскости. Штуцер ввода эмульсии в основную трубу расположен в верхней ее части (трети или четверти). Штуцер вывода воды расположен на нижнем конце наклонной трубы, а штуцер вывода нефти — на верхнем ее конце.

Основными недостатками решения являются: большие размеры и вес, сложность монтажа, неустойчивость конструкции, требующей усиленного фундамента из-за высокой «парусности» и нагрузки от установки сброса воды. Кроме того, она усложнена устройством для отделения газа, хотя дальнейший транспорт отделившихся нефти и газа производится совместно по одной трубе. Необходимо отметить пульсирующую нагрузку на верхнюю часть делителя при поступлении в нее эмульсии (на многих промыслах поток эмульсии носит пульсирующий характер). Это также не способствует повышению надежности устройства и качества отделившихся фаз.

Известен также «Трубный делитель фаз» по патенту РФ на полезную модель 19771, МПК 6 B01D 17/04, публ. 10.10.2001 г.

Трубный делитель фаз содержит корпус с штуцерами ввода эмульсии и вывода выделившихся фаз. Корпус делителя выполнен из труб в виде установленной вертикально рамы с трубной горизонтальной перемычкой, соединяющей внутреннее пространство вертикальных участков корпуса. Штуцер ввода эмульсии в делитель расположен в середине горизонтальной перемычки, а штуцера вывода отделившихся легкой и тяжелой фаз расположены в серединах верхнего и нижнего горизонтальных трубных участков корпуса делителя фаз соответственно.

Недостатком данного устройства является его слабая защищенность от негативного воздействия газовых пузырей, содержащихся в промысловой газожидкостной смеси (сырой нефти), особенно крупных. Эти пузыри, попадая в рабочий объем трубной установки сброса воды, вызывают в местах соединения трубных элементов турбулизацию потока смеси, разрушают создавшийся режим течения потока и препятствуют его разделению на фазы. Результатом в конечном случае является значительное ухудшение качества как легкой, так и тяжелой отделившихся фаз. Кроме того, турбулизация приводит к замешиванию в жидкие фазы механических примесей.

За прототип принята полезная модель «Трубная установка сброса воды» по патенту РФ 0075647, МПК 6 C02F 1/40 (2006.01), B01D 17/00, опубл. 2008.20.08.

Трубная установка сброса воды ТУСВ, включающая трубный рамный корпус, выполненный в виде установленной вертикально рамы из труб, с двумя горизонтальными трубными перемычками, расположенными одна над другой, трубопровод ввода жидкой части смеси в трубный рамный корпус снабжен устройством для ввода деэмульгатора и подсоединен к середине нижней перемычки, причем с противоположной стороны он подсоединен к средней части вертикальной трубной камеры ВТК, на верхнем торце которой установлен газопровод, соединенный с серединой верхней горизонтальной частью вертикальной трубной рамы, а ввод промысловой газожидкостной смеси в ВТК выполнен тангенциально, вывод легкой фазы из устройства через штуцер, соединенный с серединой верхней горизонтальной перемычки, а вывод тяжелой фазы — через штуцер, соединенный с серединой нижней горизонтальной частью трубной рамы.

Недостатком данного устройства является периодическое нарушение режима отвода в газовую часть ТУСВ всего объема крупных газовых пузырей, поступающих неравномерно в составе ГЖС в месте подсоединения концевого участка промыслового трубопровода к ВТК. При этом некоторое количество свободного газа в виде достаточно объемных пузырей опускаются вниз ВТК и поступают в трубопровод перепуска жидкой фазы из ВТК в ТДФ. Следствием является возникновение гидравлических ударов и интенсивной турбулизации смеси нефти и воды, нарушение режима ее разделения на легкую и тяжелую фазы и на ухудшение их качества: увеличивается содержание воды в предварительно обезвоженной нефти и содержание нефти в отделившейся сточной воде.

Задачей, стоящей перед авторами, является создание конструкции ТДФ максимально устраняющей отмеченные недостатки в прототипе: улучшения качества сбрасываемой сточной воды и стабилизации нормативного остаточного содержания воды в предварительно обезвоженной нефти, устранения воздействия крупных газовых пузырей, содержащихся в промысловой ГЖС, ранее приводящих к беспрерывной множественной пульсации потока, поступающего в ТДФ из ВТК.

Для ее решения ТДФ отличается от прототипа тем, что к концевому участку промыслового трубопровода перед его соединением с ВТК сверху, в вертикальной плоскости по осям труб, подсоединяется наклоненный трубопровод, соединенный другим концом с трубопроводом перепуска газа из ВТК в рамный корпус ТДФ, а внутренние пространства концевого участка промыслового трубопровода и наклоненного трубопровода соединены вертикальными перемычками.

Вводимые конструктивные дополнения позволят уже на подходе к ВТК выделить максимум свободного газа, который частями по наклоненному трубопроводу и по концевому участку промыслового трубопровода будет отводиться от жидкой фазы, а по вертикальным перемычкам будет происходить по мере необходимости переток газа вверх, либо возврат жидкой фазы вниз. Устойчивый отвод основного объема свободного газа через наклоненный трубопровод в газовую часть ТДФ устранит недостатки, отмеченные в прототипе.

Такая конструкция ТДФ для сброса основной части свободной попутной воды позволяет эксплуатировать устройство в автономном режиме и не требует частого вмешательства в процесс для обслуживания установки.

Трубный делитель фаз (ТДФ) газожидкостной смеси (ГЖС) состоит из основного рамного корпуса, выполненного из труб с вертикальными 1 и 2, верхним 3 и нижним 4 горизонтальными участками. Внутреннее пространство вертикальных 1 и 2 участков рамного корпуса соединены двумя трубными перемычками — нижней 5 и верхней 6. К середине нижней 5 перемычки подсоединен трубопровод 7 для перетока из ВТК ГЖС без газовых пузырей на разделение в трубный рамный корпус устройства, а к середине верхней перемычки 6 — трубопровод 8 вывода из ТДФ предварительно обезвоженной нефти и газа. Трубопровод 9, подсоединенный к середине нижнего 4 участка трубного корпуса рамы предназначен для вывода из ТДФ отделившейся воды. К нижней горизонтальной трубной перемычке 5 трубопроводом 7 подсоединена ВТК 10, к корпусу которой тангенциально подсоединен концевой участок промыслового трубопровода 11 ввода в нее промысловой ГЖС, а к верхней части ВТК — трубопровод 12 перепуска газа в середину верхнего горизонтального 3 участка вертикальной рамы из труб. На трубопроводе 7, соединяющем ВТК 10 с нижней горизонтальной перемычкой 5 вертикальной рамы из труб, установлено устройство 13 для ввода в него деэмульгатора.

Дополнительно к концевому участку промыслового трубопровода 11 перед его соединением с ВТК сверху, в вертикальной плоскости по осям труб, подсоединен наклоненный трубопровод 14, соединенный с трубопроводом 12 перепуска газа из ВТК 10 в рамный корпус ТДФ. Внутренние пространства концевого участка промыслового трубопровода 11 и наклоненного трубопровода 14, соединены вертикальными трубными перемычками 15.

Трубный делитель фаз ГЖС работает следующим образом. Промысловая газожидкостная смесь, содержащая нефть, эмульсию, свободную попутную воду и попутный нефтяной газ, как растворенный, так и в виде «пузырей», либо в виде самостоятельного слоя, транспортируются по концевому участку промыслового трубопровода 11, к которому перед его соединением с ВТК 10, подсоединен наклоненный трубопровод 14. В этой точке основной объем газа, который движется вдоль верхней образующей трубопровода 11, входит в наклоненный трубопровод 14, а по основной трубе 11 движется ГЖС, в которой достигается минимальное неравномерное периодическое увеличение содержания газа. Следует отметить, что вертикальные перемычки 15 установлены для саморегулируемого процесса дополнительного перепуска средних газовых пузырей вверх из трубы 11 в трубу 14, а после этого возможно отекание жидкой составляющей смеси, захватываемой интенсивным газовым потоком и отделяющейся от него под действием разности плотностей, из трубы 14 в трубу 11.

ГЖС с минимально неравномерным содержанием газа тангенциально вводится по трубопроводу 11 в ВТК 10, внутри которой вращается, при этом газовые пузыри выделяются в отдельную фазу, занимают центр колонны и поднимаются в верхнюю часть ВТК, откуда газ выводится в трубопровод 12, а жидкая составляющая вращается по внутренней стенке ВТК и после отделения газовых пузырей концентрируется в нижней части ВТК 10 и по трубопроводу 7, соединяющему ВТК 10 с серединой нижней горизонтальной перемычки 5, перепускается внутрь вертикальной рамы из труб. В нижней горизонтальной перемычке 5 жидкая газонасыщенная смесь без газовых пузырей делится на два равноценных потока, при этом одна часть смеси движется к вертикальной трубе 1, а вторая — к вертикальной трубе 2. В точках подсоединения нижней горизонтальной перемычки 5 к вертикальным трубам 1 и 2 происходит гравитационное разделение жидкой составляющей на легкую и тяжелую фазы. Образовавшиеся части легкой фазы: предварительно обезвоженная нефть, остатки эмульсии и «свободной» воды в газонасыщенном состоянии, но без газовых пузырей движутся вверх до точек соединения вертикальных труб 1 и 2 с верхней трубной горизонтальной перемычкой 6, вводятся в нее и движутся к ее центру. Одновременно с этим, газ из верхней части ВТК 10 поступает по трубопроводу 12 в середину верхнего трубного горизонтального участка 3 корпуса рамы, где делится на равные доли, при этом одна доля движется к вертикальной трубе 1, а вторая — к вертикальной трубе 2, по которым каждая опускается до мест присоединения участков труб 1 и 2 с верхней горизонтальной трубной перемычкой 6, входит в нее и смешивается с соответствующей частью легкой жидкой фазы. Полученные смеси движутся к центру и объединяются. Таким образом, в верхней горизонтальной трубной перемычке 6 рамного корпуса образуется новая ГЖС, в которой отсутствует периодическое поступление разрозненных газовых пузырей и соблюдается во времени технологически равное соотношение смешиваемых легкой фазы и газа. Такая ГЖС через патрубок 8 выводится из середины верхней горизонтальной перемычки 6 и транспортируется двуслойным потоком под давлением процесса сброса воды в ТДФ к месту следующей ступени (стадии) промысловой подготовки нефти.

Третья составляющая промысловой ГЖС — соленая пластовая вода — отделилась от легкой фазы в точках соединения нижней горизонтальной перемычки 5 с вертикальными трубами 1 и 2, по которым равными частями опускается в нижний горизонтальный трубный участок 4 корпуса рамы, из середины которого выводится из ТДФ по трубопроводу 9.

Таким образом, в вертикальных трубах 1 и 2 корпуса рамы происходят важные технологические операции, включающие различные по направлению и по составу движущихся составляющих, полученных при разделении промысловой ГЖС, перемещения. В верхней части вертикальных труб 1 и 2 на участке до их сочленения с верхней горизонтальной перемычкой 6 сверху вниз движется газ, который вводится в эту перемычку. Одновременно, на среднем участке от верхней горизонтальной перемычки 6 до места их соединения с нижней горизонтальной перемычкой 5 снизу вверх движется легкая жидкая фаза и вводится в верхнюю горизонтальную перемычку 6 вместе с газом. В нижнем участке вертикальных труб 1 и 2 от места их соединения с нижней горизонтальной перемычкой 5 до места их соединения с нижней горизонтальной образующей 4 корпуса рамы происходит движение сверху вниз тяжелой жидкой фазы (воды), которая выводится из ТДФ из середины трубы 4 по патрубку 9.

Предлагаемое устройство эксплуатируется в автономном автоматическом режиме и не требует постоянного обслуживания, достаточно ежесменного визуального осмотра и перерегулирования автоматики после изменения производительности куста скважин, что обуславливается остановкой или вводом в эксплуатацию отдельных добывающих скважин.

Как показали испытания предлагаемой конструкции, двухрамный элемент, изготовленный из труб диаметром 8-10 дюймов, рекомендуется для производительности по ГЖС от 500 до 1000 м3/сутки. Для подготовки большего количества ГЖС компонуют установку из нескольких двухрамных элементов. Таким образом, изменяя диаметры труб и количество двухрамных элементов, можно компоновать ТДФ на кустах скважин, на любой объем ГЖС.

Испытания расчетным методом устройства, изготовленного из труб диаметром 8 дюймов, показали, что суточная удельная производительность 1 м3 его объема почти в два раза превышает показатели прототипа. Указанное достигается за счет минимизации неравномерности периодического увеличения содержания газа в жидкой фазе, которая движется по трубе 11 и тангенциально вводится в ВТК 10.

Трубный делитель фаз (ТДФ), включающий трубный рамный корпус, выполненный в виде установленной вертикально рамы из труб, с двумя горизонтальными трубными перемычками, расположенными одна над другой, трубопровод ввода жидкой части смеси в трубный рамный корпус снабжен устройством для ввода деэмульгатора и подсоединен к середине нижней перемычки, причем с противоположной стороны он подсоединен к средней части вертикальной трубной камеры (ВТК), на верхнем торце которой установлен газопровод, соединенный с серединой верхней горизонтальной частью вертикальной трубной рамы, а ввод промысловой газожидкостной смеси в ВТК выполнен тангенциально, вывод легкой фазы из ТДФ через штуцер, соединенный с серединой верхней горизонтальной перемычки, а вывод тяжелой фазы — через штуцер, соединенный с серединой нижней горизонтальной частью трубной рамы, отличающийся тем, что к концевому участку промыслового трубопровода перед его соединением с ВТК сверху, в вертикальной плоскости по осям труб, подсоединяется наклоненный трубопровод, соединенный другим концом с трубопроводом перепуска газа из ВТК в трубный рамный корпус, а внутренние пространства концевого участка промыслового трубопровода и наклоненного трубопровода соединены вертикальными трубными перемычками.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *