Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин: .устройства для разделения материалов, добытых из скважины (сепараторы как таковые, см. соответствующие подклассы) – E21B 43/34

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле. Способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды включает помещение нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость, дозирование в подземную накопительную емкость растворителя нефти в соотношении от 1:100 до 1:1 к объему нефтяной эмульсии, перекачивание насосом через узел учета в наземную емкость, на участке от насоса до наземной емкости в поток перекачиваемой жидкости с помощью дозаторной установки подачу деэмульгатора в дозировке 50-5000 г/тонну, нагревание смеси нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике, прохождение нагретой смеси осложненной нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в наземной емкости через теплообменник в виде змеевика, отражатель потока жидкости с расслоением на нефть с растворителем и воду, отделение механических примесей, раздельный отбор нефти с растворителем, воды и механических примесей, подачу нефти с растворителем в зависимости от допустимого уровня содержания воды в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти либо на повторную подготовку в подземную емкость. Технический результат заключается в обеспечении контролируемого процесса и повышении степени разделения нефтяной эмульсии. 1 ил.

Изобретение относится к технологии утилизации попутного нефтяного газа и может быть использовано на установках сепарации и подготовки нефти, на промысловых объектах подготовки и переработки нефтяного газа и на компрессорных станциях. Установка включает трубопровод подачи сырья, блок сепарации, состоящий из не менее чем двух ступеней сепарации, каждая из которых имеет вход для сырья и отводы попутного нефтяного газа и углеводородной смеси с водой, и имеющий отвод водонефтяной эмульсии, не менее чем две ступени компримирования газа с отводами газа и углеводородного компрессата, при этом отводы попутного нефтяного газа ступеней сепарации соединены с соответствующими по давлению ступенями компримирования, а отвод газа каждой ступени компримирования соединен с отводом попутного нефтяного газа предыдущей ступени сепарации, блок мембранного разделения газа с отводами подготовленного газа и пермеата, соединенный с отводом газа первой ступени компримирования, и блок стабилизации углеводородов с отводами газа стабилизации и жидких углеводородов, соединенный с отводом углеводородного компрессата со ступеней компримирования. Изобретение обеспечивает полную утилизацию попутного нефтяного газа, оптимизацию технологической схемы установки и снижение капитальных и эксплуатационных затрат. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к сепаратору, предназначенному для разделения текучей смеси веществ различной плотности, таких как газ и жидкость, и способу его сборки. Газоочистной сепаратор содержит кожух, роторный узел, отверстие для пропускания потока текучей среды, выступ, выступающий вверх от кожуха и окружающий отверстие, и патрубок. Причем патрубок может соединяться с выступом так, что внутренняя поверхность патрубка сочетается с изогнутой поверхностью выступа для получения изогнутой поверхности для пути потока. 2 н.п. ф-лы, 41 ил.

Изобретение относится к способу и устройству для сепарирования жидкости от газа в притоке скважины при сжатии притока скважины. Техническим результатом изобретения является предотвращение поступлений в компрессор жидкости в слишком больших концентрациях и имеющей слишком большой размер капель. Способ сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии с использованием сепаратора жидкости, имеющего впускную трубу для притока скважины, выпускную трубу для газа и выпускную трубу для жидкости, заключается в выполнении впуска притока скважины в сепаратор жидкости с помощью одной впускной трубы, заканчивающейся внутри сепаратора жидкости, подаче сепарированной жидкости из сепаратора жидкости через выпускную трубу для жидкости в газ из выпускной трубы для газа в точке смешивания, расположенной по потоку ниже сепаратора жидкости и по потоку выше компрессора, и удержании сепарированной жидкости в сепараторе в течение периода задержки в случае больших скоплений жидкости, таких как приливы и пробки, в притоке скважины в сепаратор жидкости, для исключения слишком большого содержания жидкости в газе, подаваемом в компрессор, распылении сепарированной жидкости по потоку выше впуска в компрессор или на впуске в компрессор. Устройство для сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии содержит сепаратор жидкости, имеющий впускную трубу для притока скважины, выпускную трубу для газа и выпускную трубу для жидкости, точку смешивания, расположенную по потоку ниже сепаратора жидкости и по потоку выше компрессора и обеспечивающую подачу сепарированной жидкости из выпускной трубы для жидкости сепаратора жидкости в газ из выпускной трубы для газа, и, по меньшей мере, одну форсунку для распыления жидкости, размещенную по потоку выше компрессора. При этом размещение форсунки выбрано из одного из следующего: форсунка для распыления жидкости размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания, и вторая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания; форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания, и вторая форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания, вторая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания, и третья форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания. 2 н. и 35 з.п. ф-лы, 11 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти в условиях нефтепромысла. Техническим результатом является повышение эффективности разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду на ступени предварительного обезвоживания и увеличения количества сепарируемого попутного нефтяного газа. Способ включает подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу нефтяной эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из нефтяной эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание нефтяной эмульсии и откачку нефти потребителю. Уровень жидкости в буферной сепарационной емкости поддерживают в пределах от 40 до 60% ее высоты. Нефтяную эмульсию вводят в буферную сепарационную емкость на уровне 50%-ного заполнения жидкостью, равномерно распределяют по поверхности жидкости по всей длине емкости, а подготовленную нефть полностью направляют потребителю. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом является обеспечение равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращение сбоев её работы. Способ включает подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из эмульсии в аппарате и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание эмульсии и откачку нефти потребителю. После аппарата предварительного сброса воды перед подачей в буферные сепарационные емкости эмульсию подают в коллектор, где производят частичное отделение газа. При этом за счет коллектора образуют гидрозатвор на пути эмульсии из аппарата предварительного сброса воды в буферные сепарационные емкости. Трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Буферные сепарационные емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса. После буферных сепарационных емкостей перед нагревом эмульсию подают в вертикальный резервуар и производят выдержку и сепарацию эмульсии в вертикальном резервуаре. При увеличении давления в коллекторе часть водонефтяной эмульсии направляют из коллектора в дополнительную емкость. При снижении давления в коллекторе водонефтяную эмульсию из дополнительной емкости направляют на вход аппарата предварительного сброса воды. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод. Способ включает в себя процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа. При этом начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод. Остаточное содержание газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле:

где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины; Qi - дебит по жидкости i-ой скважины; n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод; Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке. Сепаратор содержит цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой и днищем с осевыми каналами, дренажную трубу, размещенную в осевом канале днища. Внутри корпуса соосно размещены кожух, фильтрующий элемент в виде полого цилиндра, центратор, втулка и опорная шайба. Втулка присоединена к крышке, а центратор установлен внутри втулки. Верхний и нижний торцы фильтрующего элемента взаимодействуют соответственно со втулкой и опорной шайбой. Центратор и опорная шайба связаны между собой с помощью стяжной шпильки с гайками. Основная цилиндрическая спираль размещена в кольцевом пространстве, которое образовано внутренней поверхностью корпуса и наружной поверхностью кожуха, а дополнительная - в кольцевом пространстве, которое образовано наружной поверхностью фильтрующего элемента и внутренней поверхностью кожуха. Направление навивки основной спирали совпадает с направлением перемещения потока газа внутри корпуса и противоположно направлению навивки дополнительной спирали. Шаги навивки спиралей должны выбираться с учетом того, что площадь проходного сечения между смежными витками основной спирали должна быть меньше или равна площади поперечного сечения входного патрубка в месте его присоединения к корпусу, но при этом больше площади проходного сечения между смежными витками дополнительной спирали. Техническим результатом является повышение эффективности очистки природного газа от частиц капельной жидкости и механических примесей и повышение надежности работы сепаратора. 1 з.п. ф-лы, 2 ил

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке газа. Сепаратор включает цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой с осевым каналом и днищем с дренажным патрубком. Внутренняя поверхность корпуса выполнена ступенчатой по его высоте. При этом внутренний диаметр нижней части корпуса превышает внутренний диаметр его верхней части. Внутри корпуса соосно размещены кожух, фильтрующий элемент в виде полого цилиндра, центратор, конусная втулка и опорная шайба. К нижней части кожуха присоединена конусная втулка, а центратор установлен внутри нее. Верхний и нижний торцы фильтрующего элемента взаимодействуют соответственно с конусной втулкой и опорной шайбой. Центратор и опорная шайба связаны между собой с помощью стяжной шпильки с гайками. Основная цилиндрическая спираль размещена в кольцевом пространстве, которое образовано внутренней поверхностью корпуса и наружной поверхностью кожуха. Дополнительная спираль - в кольцевом пространстве, которое образовано наружной поверхностью фильтрующего элемента и внутренней поверхностью кожуха. В поперечном сечении витки обеих спиралей могут иметь форму круга, эллипса или параллелограмма. При этом направление их навивки совпадает с направлением перемещения потока газа внутри корпуса. Шаги навивки спиралей должны выбираться с учетом того, что площадь проходного сечения между смежными витками основной спирали должна быть меньше или равна площади поперечного сечения входного патрубка в месте его присоединения к корпусу, но при этом больше площади проходного сечения между смежными витками дополнительной спирали. Технический результат заключается в создании надежного в работе и удобного в эксплуатации сепаратора, способного эффективно очищать природный газ от частиц капельной жидкости и механических примесей. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке и транспорте нефти и газа и использовании попутного нефтяного газа. Обеспечивает возможность рационального использования газа и сокращение затрат на его транспортировку. Сущность изобретения: способ включает разделение продукции скважин на воду, нефть и газ, смешение нефти и газа и их совместную транспортировку. Согласно изобретению продукцию скважин подают в путевые подогреватели для ее нагрева до температуры 30-45°C. Затем эту продукцию разделяют. После разделения продукции скважин часть газа подают в трубопровод транспортировки нефти в условиях, исключающих принудительное смешение с нефтью, и транспортируют совместно с нефтью до нового потребителя газа. При этом из отделившегося и свободного газа отделяют газовый конденсат при давлении 0,03-0,20 МПа, а в путевых подогревателях используют часть этого газа в качестве топливного газа. Перед каждым новым потребителем эти операции повторяют. 1 пр., 1 ил.

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин. Способ включает подачу добытой продукции скважин по колонне насосно-компрессорных труб к устью скважины, поступление продукции скважин в газожидкостный сепаратор, деление в нем продукции скважин на газовую и жидкую фазы. Отвод из газожидкостного сепаратора газовой и жидкой фаз по газовой и жидкостной линиям соответственно. Измерение количества нефтяного газа в газовой линии и измерение количества жидкости в жидкостной линии. Определяют химический состав газа, массовые или объемные доли входящих в него компонентов и вычисляют его молярную массу. Полость, образованная внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб от устья скважины до динамического уровня жидкости в скважине, используется как газовый сепаратор, в этой полости собирается часть газа и создается давление газа, достаточное для отвода его по газовому патрубку в газовую линию и/или нефтегазопровод. В газовом патрубке производится измерение количества нефтяного газа и/или его температуры и давления. В жидкостной линии производится измерение количества остаточного свободного нефтяного газа и/или измерение количества растворенного газа. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к разделению твердых материалов с помощью жидкостей, а именно к промывке гранулированных, порошкообразных или кусковых материалов, и может найти применение для первичного обогащения и дообогащения полезных ископаемых в условиях добычного полигона при скважинной гидродобыче. Способ получения и использования продуктов скважинной гидродобычи включает бурение добычных скважин, гидромониторное разрушение массива горных пород в залежи полезного ископаемого, гидроподъем по скважине на дневную поверхность материала горных пород, гидротранспортирование материала горных пород и выдачу его в виде вертикального веерообразного потока пульпы на карту намыва, улавливание из потока пульпы тяжелой рудосодержащей фракции, сток гидросмеси песка и глины по дренажному каналу в пруд-отстойник, осветление воды в пруде-отстойнике, возврат осветленной воды в оборотную схему водоснабжения добычных скважин. После гравитационного разделения на карте намыва фракций горных пород, турбулентный поток гидросмеси песка и глины по спиральной траектории со стоковой части карты намыва подается самотеком тангенциально в гидроциклон, где песок осаждается в зумпф-накопитель, откуда он откачивается насосом. Водоглиняная смесь подается самотеком в коагуляционную емкость, где под воздействием сил гравитации, физического поля и химического реагента происходит ускоренное осаждение глины в зумпф-накопитель, откуда она откачивается насосом. Осветленная вода подается самотеком в оборотную схему водоснабжения добычных скважин. Выделенная фракция песка подается на забой добычных скважин в качестве абразивного компонента мониторной струи и используется для разупрочнения и дезинтеграции крепких горных пород. Выделенная фракция глины используется в бурении добычных скважин в составе буровых и тампонажных растворов. Способ осуществляют с помощью устройства, включающего добычную скважину, транспортный пульпопровод, карту намыва, улавливатель тяжелой рудосодержащей фракции, систему транспортировки гидросмеси песка и глины. Содержит гидроциклон и коагуляционную емкость, выполненные в земле, рядом с боковым бортом карты намыва. Стенка торцевого борта стоковой части карты намыва выполнена в форме раскрывающейся ветви спирали, центр которой совпадает с центром гидроциклона. Технический результат - повышение эффективности первичного обогащения полезных ископаемых на добычном полигоне при скважинной гидродобыче. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

Устройство для отделения и собирания жидкости, захваченной в газе из резервуара, которое присоединено к технологическому оборудованию (14, 15) для газа. Причем указанный газ подается в технологическое оборудование из устройства по впускной трубе (24) к технологическому оборудованию. Собираемая жидкость удаляется периодически из устройства по трубе (7) выпуска жидкости. Устройство образуется из сепаратора (1) жидкости и сборника (2) жидкости, которые являются двумя отдельными камерами. Камеры соединены друг с другом клапаном (3), и для дренирования собираемой жидкости сборник (2) жидкости соединен с выпускной трубой (19) от технологического оборудования промежуточным клапаном (6). Причем дренирование происходит с помощью сжатого газа, который через промежуточный клапан (6) подается из технологического оборудования. Альтернативно, подается от участка побережья или платформы, из газовой трубы или трубы газового потока скважины на морском дне или подобного. 28 з.п. ф-лы, 5 табл., 12 ил.

Изобретение относится к газовой и нефтяной отрасли промышленности и может использоваться для снижения парафинообразования в оборудовании установок подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений. Способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту включает подачу пластовой смеси на первую ступень сепарации, охлаждение отсепарированного газа, подачу его на вторую ступень сепарации; охлаждение и расширение отсепарированного на второй ступени газа, подачу его на третью ступень сепарации; отвод отсепарированного на третьей ступени газа потребителю или на дальнейшую переработку; разделение конденсата после третьей ступени на две части, подачу одной из них на дальнейшую переработку, а второй - на первую ступень сепарации. Подачу второй части конденсата на первую ступень сепарации осуществляют путем его смешивания с пластовой смесью, подаваемой на первую ступень сепарации. Перед подачей второй части конденсата на первую ступень сепарации ее нагревают до необходимой температуры. Установка для осуществления способа содержит линию подачи пластовой смеси, соединенную с сепаратором первой ступени, выход по газу которого соединен через первый теплообменник с входом сепаратора второй ступени. Выход по газу второго сепаратора соединен через расширительное устройство с входом сепаратора третьей ступени, выход по конденсату которого соединен с линией отвода части конденсата и с линией подачи части конденсата на первую ступень сепарации. Согласно изобретению линия подачи части конденсата на первую ступень сепарации соединена со смесительным устройством, установленным на линии подачи пластовой смеси. На линии подачи конденсата установлен второй теплообменник. Технический результат заключается в том, что предотвращается парафинообразование во всем технологическом процессе начиная с входных ниток сепараторов первой ступени (в том числе на внутренних элементах), при этом исключаются высокие капитальные затраты на строительство крупногабаритного оборудования. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. Техническим результатом является упрощение конструкции, расширение функциональных возможностей и улучшение потребительских свойств. Устройство содержит входной трубопровод, сепаратор с поплавком, механически связанным с заслонкой, газовый трубопровод с установленной заслонкой, высокопредельным счетчиком газа и двухпозиционным пневмоуправляемым клапаном. Клапан оборудован фиксаторами положения и мембранной камерой. Жидкостный трубопровод оборудован счетчиком жидкости и таким же клапаном. Плюсовую полость камеры клапана на газовом трубопроводе пневматически связывают с этим же трубопроводом - с его полостью между заслонкой и клапаном. Фиксаторы положения клапанов настраивают таким образом, что значения перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на газовом трубопроводе, меньше соответствующих значений перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на жидкостном трубопроводе. 1 ил.

Изобретение относится к способу хранения диоксида углерода (CO₂) в пористом и проницаемом подземном пласте - коллекторе-резервуаре) и, в частности, к способу закачивания CO₂ в коллектор углеводородов для его хранения. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает следующие стадии: (а) извлечение из эксплутационной скважины потока добываемого флюида, состоящего из добываемых углеводородов, воды и CO₂; (б) направление потока добываемого флюида на технологический объект, где от этого потока флюида отделяют парофазный поток, включающий диоксид углерода и летучие углеводороды; (в) сжатия полученного парофазного потока до давления выше максимального давления, при котором могут сосуществовать две фазы газа и жидкости, для состава полученного парофазного потока; (г) охлаждения сжатого потока с образованием охлажденного потока в плотнофазном состоянии; (д) направление к нагнетательному оборудованию поступающего со стороны потока CO₂, в который может быть либо в жидкофазном, либо в сверхкритическом состоянии; (е) смешение охлажденного потока со стадии (г) с потоком поступающего со стороны CO₂ с образованием объединенного потока, представляющего собой поток плотнофазного вещества; и (ж) закачивание упомянутого объединенного потока в коллектор углеводородов через нагнетательную скважину. 21 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при промысловой подготовке сырой нефти. Способ сбора и подготовки нефти к транспорту, включающий трехступенчатую сепарацию водогазонасыщенной нефти из скважин с компримированием отсепарированного газа на компрессорной станции, согласно изобретению дегазацированная и обезвоженная нефть с остаточной газонасыщеностью (деэтанизированная нефть), вместо сепараторов конечной ступени сепарации, подается в буферную емкость (резервуар избыточного давления) для сохранения в составе товарной нефти ценных углеводородов С₁ и С₂ с последующей подачей в конденсатопровод. Изобретение позволяет увеличить выход углеводородной продукции, сохранить остаточную газонасыщенность, снизить материальные и энергетические затраты. 1 ил.

Сепаратор содержит выполненные с возможностью вращения цилиндрическую разделительную камеру (3) и коаксиальный нагнетатель (2). Нагнетатель содержит сердечник (27), вход (25) для, по существу, осевого потока текучей среды, выход (26) для нагнетания текучей среды в разделительную камеру и направляющие каналы (28), выполненные между входом и выходом нагнетателя на периферии сердечника. Сердечник (27) содержит участок диаметром (D27), по существу, равным или превышающим внутренний диаметр (D3) разделительной камеры. На этом участке направляющие каналы выполнены прямолинейными, затем они продолжаются до выхода нагнетателя, который имеет, по существу, цилиндрическую форму с диаметром, равным внутреннему диаметру разделительной камеры (3). 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей и стабилизирующей способностью. Способ включает разделение нефтяной эмульсии на нефть, воду и газ и организацию пеногашения. При пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены сточной водой, подогретой до 25÷35°С, применяемой в количестве 2-5% от объема подготавливаемой нефти и содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%. Технический результат заключается в обеспечении подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшении процесса сепарации нефтяной эмульсии при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации. 3 ил.

Изобретение относится к области подготовки товарной нефти и может быть использовано на производствах нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей промышленности для создания аппаратов сверхвысокочастотной (СВЧ) обработки водонефтяных смесей. Обеспечивает повышение качества разделения водонефтяной эмульсии путем увеличения интенсивности и равномерности воздействия электромагнитной энергии на весь поток водонефтяной эмульсии. Устройство содержит цилиндрическую камеру, имеющую входной и выходной патрубки для подключения камеры к трубопроводу. Внутри камеры на торцевой стенке установлен герметичный радиопрозрачный обтекатель, внутри которого расположено устройство ввода и распределения электромагнитной энергии, соединенное с источником СВЧ-энергии. Поверх обтекателя, соосно с ним, установлены вложенные друг в друга с зазором между их боковыми поверхностями проточные радиопрозрачные обтекатели, подобные радиопрозрачному герметичному обтекателю с отверстием в каждом из них для протока эмульсии, распложенным в соседних обтекателях в противоположных концах соответственно, у одного обтекателя на его конце, у другого - в начале обтекателя. Входной и выходной патрубки расположены, соответственно, в области между герметичным радиопрозрачным обтекателем и первым проточным радиопрозрачным обтекателем, и за последним проточным радиопрозрачным обтекателем. В качестве герметичного радиопрозрачного обтекателя и проточных обтекателей могут быть использованы обтекатели конической формы. Нечетные проточные обтекатели выполнены с отверстием при вершине обтекателя и своим основанием размещены вплотную на поверхности камеры, а четные проточные обтекатели установлены своим основанием на поверхности камеры с зазором. Герметичный радиопрозрачный обтекатель и проточные обтекатели могут быть выполнены цилиндрической формы разных диаметров и установлены коаксиально относительно друг друга на противоположных торцевых стенках камеры. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения продукции нефтяных скважин. Способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин включает поступление добываемой продукции из колонны насосно-компрессорных труб в сепаратор. Разделяют продукцию в сепараторе на газ и нефть. Последовательно отбирают из сепаратора нефть и газ и замеряют их с помощью поплавка и переключателя потоков по времени соответственно наполнения и опорожнения измерительной части сепаратора. При этом в период замеров осуществляют отбор отсепарированного на приеме глубинного насоса газа из затрубного пространства скважины и направляют его непосредственно в газовую полость сепаратора. Техническим результатом является повышение точности измерения дебитов нефти и попутного газа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании нефти. Проводят диспергирование воды в нефтяной эмульсии. В качестве воды используют сточную воду той же нефтяной залежи с содержанием нефтепродуктов не более 1% при температуре 5-50°С. Диспергирование осуществляют в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи водомаслорастворимого деэмульгатора. При диспергировании воду в объеме 2-15% от объема подготавливаемой нефти направляют в нефтяную эмульсию под углом 45°±5° к направлению оси трубопровода через отверстия диаметром 5-15 мм, остальную часть направляют под слой сточной воды. Техническим результатом является повышение степени обезвоживания нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при утилизации попутного сероводородсодержащего нефтяного газа. Способ включает сжигание газа. При этом предварительно продукцию от добывающих скважин перекачивают на групповую замерную насосную установку. Далее от групповой замерной насосной установки мультифазными насосами на объект подготовки нефти, где производят разделение продукции скважин на жидкость и попутный сероводородсодержащий газ. Часть попутного сероводородсодержащего газа направляют на установку подготовки нефти и используют вместо топливного газа, а часть попутного сероводородсодержащего газа сжигают в агрегате для выработки электроэнергии, работающем на попутном сероводородсодержащем газе. Технический результат заключается в получении полезной работы от сжигания попутного сероводородсодержащего нефтяного газа.

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки низконапорных газов с последующей подачей их потребителю. Технический результат - снижение энергетических затрат на сбор, подготовку низконапорного газа и перевод его в товарный природный газ за счет полезного использования кинетического и теплового потенциала пластовой жидкости, а также обеспечение возможности получения тепловой энергии за счет повышения теплового потенциала пластовой жидкости, откачиваемой из скважины, и, при необходимости, доведение ее водородного показателя до значений, удовлетворяющих экологическим требованиям. Сущность изобретения: в соответствии со способом проводят предварительную очистку и осушку газа, повышают его давление, производят окончательную очистку и осушку газа и подают потребителю. Повышают тепловой потенциал пластовой жидкости, откачиваемой из скважины, и используют в качестве теплоносителя потребителем тепла. По крайней мере, откачку пластовой жидкости из скважины осуществляют с использованием электропотребляющего средства и питающей электрической сети. Часть подготовленного газа резервируют для использования в качестве энергоносителя для выработки электроэнергии на месте сбора и подготовки низконапорного газа. Система содержит трубопровод приема газа. В трубопроводе приема газа установлены средства предварительной очистки и осушки газа, повышения давления газа, окончательной очистки и осушки газа. Блок выработки электроэнергии может быть использован в качестве резервного источника электропитания и связан трубопроводом подвода энергоносителя с трубопроводом отвода подготовленного газа и электрически, по крайней мере, - с электроприводом погружного насоса. Трубопровод приема пластовой жидкости связан с узлом повышения ее теплового потенциала. Имеются теплообменный аппарат, дренажная емкость, потребитель тепла. Отличительной особенностью второго варианта системы является то, что окончательная очистка и осушка газа, а также повышение теплового потенциала пластовой жидкости осуществляются в едином блоке. 3 н. и 36 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к утилизации попутного нефтяного газа. Техническим результатом является совмещение процесса утилизации газа с технологической схемой двухступенчатой сепарации газа из нефти. Способ включает сепарацию газа из нефти и нагнетание его с водой жидкостно-газовым эжектором. С целью совмещения блока утилизации газа с технологической схемой двухступенчатой сепарации газа отсепарированный газ низкого давления из сепаратора 2-й ступени сепарации дожимной насосной станции или установки предварительного сброса воды направляют во всасывающую камеру жидкостно-газового эжектора, в который в качестве активной среды подводят часть сбрасываемой подтоварной воды высокого давления. Водогазовую смесь с выкида жидкостно-газового эжектора направляют на прием сепаратора 1-й ступени сепарации. 1 ил.

Изобретение относится к способу оптимизации применения реагентов, в частности применения антипенных агентов и деэмульгаторов, на нефтеперерабатывающих установках на морском дне, на морском берегу или в открытом море. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: по способу поток подают по подводящему трубопроводу в сепаратор, в котором его разделяют. Согласно изобретению антипенный агент и деэмульгатор дозируют, исходя из воздействия, которое они оказывают на толщину слоя пены и эмульсионного слоя, соответственно, в потоке. При этом измерение эмульсионных и пенных слоев выполняют с помощью измерителя профиля плотности, с помощью которого подают сигнал на контрольное устройство, контролирующее работу насосов, обеспечивающих прокачку замеренного количества антипенного агента и деэмульгатора в поток, который должен быть разделен. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - снижение энергозатрат, снижение нагрузки на ступень сепарации высоконапорного газа, повышение эффективности очистки нефтепромысловой сточной воды, обеспечение утилизации низконапорного газа процессов сепарации и флотации. Способ утилизации низконапорного нефтяного газа на промысле включает поступление низконапорного нефтяного газа с концевой сепарационной установки КСУ в эжектор типа «газ-жидкость», в котором в качестве рабочей жидкости используют нефтепромысловую сточную воду, компримирование низконапорного нефтяного газа в указанном эжекторе с получением водогазовой смеси, поступление полученной водогазовой смеси на ступень очистки нефтепромысловой сточной воды от нефти, отделение газа от нефтепромысловой сточной воды с использованием отделяемого газа в качестве флотореагента, поступление очищенной флотацией нефтепромысловой сточной воды в резервуар для дальнейшей очистки методом гравитационного отстаивания и далее на кустовую насосную станцию для закачки в пласт, поступление отделившейся в результате флотации нефти на КСУ, а отделившегося газа в качестве пассивного газа -в эжектор типа «газ-газ», в котором в качестве активного газа используют высоконапорный газ, компримирование пассивного газа до давления транспорта потребителю и подача потребителю совместно с высоконапорным газом. 4 табл., 2 ил.

Изобретение относится к делителю потока текучей среды, способствующему сепарации. Делитель потока текучей среды, способствующий равномерному распределению между параллельными технологическими линиями и сепарации, содержит впускное отверстие, разделительные пластины и, по меньшей мере, два выпускных отверстия. Трубопровод, ведущий к впускному отверстию, имеет достаточную длину для, по меньшей мере, частичной сепарации текучей среды, транспортируемой по трубопроводу, и равномерного распределения текучей среды по площади сечения трубопровода. При этом более легкие составляющие протекают по верхней секции трубопровода, а более тяжелые составляющие протекают по нижней секции трубопровода, и разделительные пластины расположены вертикально и/или горизонтально для разделения потока на, по меньшей мере, два меньших потока после делителя потока. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле и выделении широкой фракции легких углеводородов - ШФЛУ. Обеспечивает повышение выхода ШФЛУ из нефти. Сущность изобретения: проводят разделение нефти на фракции в ректификационной колонне, летучие соединения направляют в теплообменник, затем направляют в конденсатосборник, где отделяют жидкую фазу и осаждают на дно и отделяют парообразную фазу, скапливающуюся в верхней части. Со дна конденсатосборника отводят воду с температурой 70-90°C. Выше с уровня над водным слоем отводят жидкие углеводороды С_6+выше для дальнейшего охлаждения в теплообменниках и накопления в буферно-сепарационной емкости. Часть жидких углеводородов С_6+выше отправляют потребителям, остальную часть подают в поток нефти, поступающей в ректификационную колонну. ШФЛУ из конденсатосборника направляют в дополнительный теплообменник, где их охлаждают до температуры, достаточной для конденсации. Далее сконденсировавшуюся ШФЛУ направляют в буферно-сепарационную емкость, откуда откачивают и часть ШФЛУ подают в верхнюю часть ректификационной колонны, а избыточную часть ШФЛУ подают на склад. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении на нефть, воду и механические примеси стойкой нефтяной эмульсии, образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах для очистки сточной воды установок подготовки нефти. Технический результат - повышение эффективности разделения образующейся и накапливающейся в резервуарах и отстойных аппаратах для очистки сточной воды установок подготовки нефти стойкой нефтяной эмульсии на нефть, воду и механические примеси. В способе обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды, включающем подачу в резервуар в сточную воду, имеющую сверху слой стойкой нефтяной эмульсии, вещества, способствующего разделению стойкой нефтяной эмульсии, в качестве вещества, способствующего разделению стойкой нефтяной эмульсии, используют газолин, который вводят в сточную воду с расходом 0,1-15 м³/ч при перепаде давлений между линией подачи газолина и давлением в резервуаре от 0,2 до 1,1 МПа с объемной долей подаваемого газолина от 1 до 30% от объема стойкой нефтяной эмульсии, при этом температуру в резервуаре поддерживают в пределах от 2 до 50°С, а из резервуара отводят нефть и сточную воду.