способ разделения нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин и четырехпродуктовый отстойник для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ разделения нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин, содержащий постоянную подачу смеси, постоянное разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс последней потребителю с одновременным улавливанием в ней капель жидкой фазы и их утилизацией, постоянное разделение смеси на воду, газ, нефть с эмульсией многократным отстоем череды объемов смеси по вертикали, пополняемых эмульсией, нефтью, газом из предстоящих объемов, откуда удаляется вниз вода и вверх газ на сброс потребителю, отбор отстоявшейся нефти с эмульсией, регулирование уровней нефти с эмульсией, воды, отличающийся тем, что способ состоит: из цикла одновременных накопления, отстоя отстаиваемой среды и сбора его продуктов в отстоявшихся по вертикали согласно плотности и ограниченных межпродуктовыми поверхностями раздела трех объемах: нефти и водонефтяной эмульсии с остатками воды и газа, воды с остатками нефти и газа, величина остатков обратно пропорциональна времени отстоя, прямо пропорционального отношению объема отстаиваемой смеси к ее дебиту V_см /Q_см, и минимум их ограничен только растворимостью остатков в продуктах отстоя; дискретного цикла отбора и сброса потребителю отдельно и разновременно нефти, эмульсии, воды и газа по завершении их сбора, отдельно и разновременно, каждого жидкого продукта в заданном количестве, причем чередование сброса одного из жидких продуктов со сбросом газа, и наоборот, осуществляют запиранием жидким продуктом потока газа или освобождением его по окончании отбора заданного количества жидкого продукта, при этом идентифицируют продукт путем замера плотности жидких продуктов; замеряют величины температуры газовой фазы и ее давления, величину которого поддерживают в заданных пределах, объемный расход продуктов разделения и ограничивают уровень скопившихся жидких продуктов сбросом их потребителю.

2. Четырехпродуктовый отстойник, содержащий вертикальный цилиндрический корпус со штуцерами впуска и выпуска, приспособлениями для отбора продуктов отстоя, каплеуловитель, сливную трубу, датчики уровня, тарелки, отличающийся тем, что каплеуловитель выполнен в виде гидроциклона с тангенциальным впускным штуцером, со сливной трубой, ограниченной снизу тарелками со спрямляющими лопатками, выпускным штуцером, сообщенным газовой линией, оснащенной датчиками давления и температуры, с гидрозамком, сообщенным, в свою очередь, выпускной линией, оснащенной мерным участком и гидростатическими датчиками верхнего и нижнего уровней, с комбинированным объемным счетчиком расхода и далее с перепускным клапаном дискретного действия путем магнитной фиксации крайних положений, соединенным выходом с общим коллектором, а также со сбросной линией, оснащенной приспособлениями для отбора нефти, эмульсии, воды, выполненными в виде сифонов, причем сифоны для отбора эмульсии и воды оборудованы гидрозатворами, кроме того, отстойник включает блок расчета, связанный с датчиками давления, температуры, уровня и комбинированным объемным счетчиком.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам и устройствам для разделения продукции нефтяных скважин на фракции и может быть использовано при подготовке продукции на промысле для подачи ее в товарный парк или подготовке ее перед ректификацией на нефтеперерабатывающем заводе, а также для применения в процессах разделения любых смесей жидкостей с различными плотностями на фракции и газ с последующим измерением их объема и массы.

Известен аппарат для обезвоживания нефти (патент RU № 2077918 С1 от 27.04.97, МПК: B01D 17/28), содержащий горизонтальный цилиндрический корпус с поперечными перегородками, размещенными последовательно в средней его части, верхний и нижний края которых ступенчато смещены вниз с поочередным и последовательным в направлении выхода увеличением смещения, патрубок подвода водонефтяной смеси, патрубки отвода газа, воды и нефти, отсек для обезвоживания нефти, регуляторы уровня нефти и воды, причем величина смещения и количество перегородок определяются соотношением плотностей нефти и воды. Способ обезвоживания нефти, осуществляемый аппаратом, включает: подачу с заданным расходом водонефтегазовой смеси, постоянное разделение ее на фазы газовую и жидкую, разделение жидкой фазы на нефть, эмульсию, воду и газ многократным отстоем поочередно и последовательно объемов смеси в отсеке перед каждой перегородкой, причем отстоявшаяся в предстоящем отсеке нефть с остаточными обводненностью и газонасыщенностью постоянно пополняет объем в последующем отсеке, откуда вода постоянно уходит вниз; отбор отстоявшейся нефти с остаточными обводненностью и газом из верхнего тонкого приповерхностного слоя каждого объема смеси в очередном отсеке переливом через верх каждой перегородки в последующий отсек; интенсификацию процесса разделения при переливе; пропуск эмульсии под низом перегородки в последующий отсек, отбор воды из нижнего слоя объемов смеси и пропуск ее под перегородками на сброс, затем накапливание обезвоженной нефти и эмульсии, с регулированием ее уровня, в последнем отсеке и регулирование уровня воды в отсеках; отвод обезвоженной нефти, эмульсии, воды и газа к потребителю.

Недостатками известных аппарата и способа являются:

- ограниченность возможности аппарата, обусловленная тем, что его размерные параметры рассчитаны строго на определенные соотношения плотностей нефти и воды и расход смеси;

- многоступенчатый перелив из отсека в отсек нефти в смеси с остатками воды провоцирует дополнительное образование водонефтяной эмульсии путем перемешивания верхнего слоя нефти в отсеке переливающейся струей;

- не отделяется от нефти эмульсия;

- неэффективен отстой нефти в отсеках, из-за его кратковременности, обусловленной непрерывностью процесса обезвоживания, и из-за постоянного нарушаемого равновесного состояния нефти переливом смеси с неотделившейся водой из предыдущего отсека, и по этой же причине нерационален отбор нефти из приповерхностного слоя нефти в отсеке.

Известно устройство для разделения нефти, воды и газа (а/с SU № 1450840 А1 от 15.01.89 г., МПК: B01D 17/02; 19/00), содержащее вертикальный цилиндрический корпус со штуцерами впуска обводненной и газонасыщенной нефти, выпуска нефти, воды и газа, тарелки, приспособления для удаления нефти, воды, каплеуловитель, сливную трубу, датчики уровня.

Способ для разделения нефти, воды и газа, осуществляемый устройством, содержит: постоянной величины подачу обводненной и газонасыщенной нефти, постоянное разделение ее на жидкую и газовую фазы, постоянный выпуск последней из устройства с одновременной очисткой ее от капель жидкой фазы и их утилизацией, постоянное разделение обводненной и остаточно насыщенной газом нефти на воду, газ и собственно нефть с эмульсией многократным отстоем, поочередно и последовательно, череды объемов отстаиваемой нефти по вертикали, постоянно пополняемых отстоявшейся нефтью с остатками воды и газа из верхних объемов, откуда постоянно удаляются на выпуск вниз вода и вверх газ, и включает отбор отстоявшейся нефти с остаточными водой и газом из верхнего приповерхностного слоя очередного объема и слив в нижний, регулирование уровня нефти и воды.

Известные способ и устройство имеют недостатки:

- неэффективность процесса отстоя из-за его кратковременности, обусловленной непрерывностью процесса поступления из объема в объем его продуктов и выпуска их из аппарата;

- постоянное и многократное перемешивание нефти сливом сверху из объема в объем провоцирует образование эмульсии, дополнительно к имеющейся;

- нет отбора эмульсии отдельно от нефти;

- ограничение возможности устройства, обусловленное способностью его работать только при одном режиме подачи нефти.

Известные способ и устройство наиболее близки по технической сути и достигаемым технических результатам заявляемому изобретению.

Технической задачей изобретения является: повышение эффективности процесса отстоя нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин за счет дискретности порядка осуществления способа, путем разделения его на циклы: цикл накопления и отстоя смеси, сбор продуктов отстоя в отдельные объемы, и цикл дискретного сброса накопленных продуктов отстоя потребителю, отдельно каждого продукта по мере завершения сбора; расширение возможностей способа и устройства, выражающееся в способности их функционировать в режиме изменения плотностей фракций смеси, величины ее подачи и отдельно собирать и дискретно сбрасывать водонефтяную эмульсию, а также создание условий, предотвращающих образование эмульсии дополнительно к имеющейся, замер объемных расходов и плотностей продуктов разделения.

Техническая задача по способу разделения нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин, содержащему постоянную подачу смеси, постоянное разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс последней потребителю с одновременным улавливанием в ней капель жидкой фазы и их утилизацией, постоянное разделение смеси на воду, газ, нефть с эмульсией многократным отстоем череды объемов смеси по вертикали, пополняемых эмульсией, нефтью, газом из предстоящих объемов, откуда удаляется вниз вода и вверх газ на сброс потребителю, отбор отстоявшейся нефти с эмульсией, регулирование уровней нефти с эмульсией, воды, решается согласно изобретению тем, что способ состоит из цикла одновременных накопления и отстоя отстаиваемой смеси и сбора его продуктов в отстоявшихся по вертикали, согласно плотности, и ограниченных межпродуктовыми поверхностями раздела, трех объемах: нефти и водонефтяной эмульсии с остатками воды и газа, воды с остатками нефти и газа, величина которых (остатков) обратно пропорциональна времени отстоя, прямо пропорционального отношению объема отстаиваемой смеси к ее дебиту - V_см /Q_см и минимум их ограничен только растворимостью остатков в продуктах отстоя; дискретного цикла отбора и сброса потребителю отдельно и разновременно нефти, эмульсии, воды и газа по завершению их сбора, отдельно и разновременно каждого жидкого продукта в заданном количестве, причем чередование сброса одного из жидких продуктов со сбросом газа и наоборот, осуществляют запиранием жидким продуктом потока газа или освобождением его по окончании отбора заданного количества жидкого продукта, при этом замеряют: плотность жидких продуктов, величины температуры газовой фазы и ее давления, величину которого поддерживают в заданных пределах, объемный расход продуктов разделения; и ограничивают уровень скопившихся жидких продуктов сбросом их потребителю.

Техническая задача по четырехпродуктовому отстойнику, содержащему вертикальный цилиндрический корпус со штуцерами впуска и выпуска, приспособлениями для отбора продуктов отстоя, каплеуловитель, сливную трубу, датчики уровня, тарелки, решается согласно изобретению тем, что каплеуловитель выполнен в виде гидроциклона, с тангенциальным впускным штуцером, со сливной трубой, ограниченной снизу тарелками со спрямляющими лопатками, выпускным штуцером, сообщенным газовой линией, оснащенной датчиками давления и температуры, с гидрозамком, сообщенным, в свою очередь, выпускной линией, оснащенной мерным участком и гидростатическими датчиками верхнего и нижнего уровня, с комбинированным объемным счетчиком расхода и, далее, с перепускным клапаном дискретного действия, путем магнитной фиксации крайних положений, соединенным выходом с общим коллектором, а также со сбросной линией, оснащенной приспособлениями для отбора нефти, эмульсии, воды, выполненными в виде сифонов, причем сифоны для отбора эмульсии и воды оборудованы гидрозатворами, кроме того отстойник включает блок расчета, связанный с датчиками давления, температуры, уровня и комбинированным объемным счетчиком.

Суть изобретения поясняется чертежом. Четырехпродуктовый отстойник (в дальнейшем тексте «Отстойник») состоит из вертикального цилиндрического корпуса 1 с крышкой 2, в которую встроен каплеуловитель 3, выполненный в виде гидроциклона 4 с тангенциальным впускным штуцером 5, конусом 6, сливной трубой 7, ограниченной снизу кольцевой 8 и донной 9 тарелками со спрямляющими лопатами 10, образующими диффузорные межлопаточные каналы 11, придающие потоку радиальное направление и затормаживающие его. На крышке 12 гидроциклона 4 имеется выпускной штуцер 13, сообщенный газовой линией 14, оснащенной датчиками давления ДД 15 и температуры ДТ 16, с гидрозамком 17, в виде тройника 18 с двумя входами 19, 20 и одним выходом 21, связанным выпускной линией 22, оснащенной вертикальным мерным участком 23, с датчиками нижнего ДНУ 24 и верхнего ДВУ 25 уровней по концам участка 23 на расстоянии Н ₀, с комбинированным объемным счетчиком 26 расхода. Счетчик 26, далее, сообщен с перепускным подпружиненным клапаном 27 дискретного действия, путем магнитной фиксации крайних положений клапана 27: «Открыто» и «Закрыто». Гидростатические датчики ДНУ 24 и 25 ДВУ уровня связаны уравнительной импульсной линией 28 с газовой линией 14. Клапан 27 сообщен выходом с общим коллектором 29. Вход 19 гидрозамка 17 связан со сбросной линией 30, оснащенной приспособлениями в виде сифонов для отбора: нефти 31, водонефтяной эмульсии 32, воды 33. Сифон 32 для отбора эмульсии и сифон 33 для отбора воды оборудованы гидрозатворами h_3.Э , h_3.В 34, 35, служащих для предотвращения доступа нефти в сифон 32 и доступа эмульсии в сифон 33. В состав отстойника включен блок расчета БР 36, связанный с датчиками давления ДД 15 и температуры ДТ газовой фазы, датчиками уровня ДНУ24, ДВУ 25 и счетчиком 26. Для сбора продуктов разделения используют поочередно три, отстоявшихся согласно плотности по вертикали, объема, разделенные межпродуктовыми поверхностями раздела: нефти 37 и водонефтяной эмульсии 38 с остатками воды и газа, воды 39 с остатками нефти и газа.

Осуществляют способ разделения нефтеводогазовой смеси из нефтяной скважины дискретно отстойником следующим образом: в цикле одновременных накопления и отстоя смеси, сбора его продуктов смесь по тангенциальному впускному штуцеру 5 постоянно подают в гидроциклон 4, где во вращательном движении потока смеси по стенкам его производят в поле центробежных сил разделение жидкой и газовой фаз, в том числе улавливание капель жидкой фазы в газовой части вращающегося потока смеси и утилизация их в жидкой части потока. Газовую фазу через выпускной штуцер 13 удаляют по газовой линии 14 в общий коллектор 29. Жидкую фазу, стекающую по стенкам вниз, через конус 6, где скорость ее вращения увеличивается и происходит конечное разделение фаз в гидроциклоне 4, по сливной трубе 7 подают под поверхность скопившейся в корпусе 1 жидкой фазы, что предотвращает разрушение сложившегося состояния верхних слоев отстоявшихся продуктов. Прежде жидкая фаза проходит через диффузорные межлопаточные каналы 11, где вращающийся поток ее приобретает радиальное направление и снижает скорость до величины, характерной для безнапорного течения жидкости, тем самым предотвращается интенсивное перемешивание и турбулизация всего объема скопившейся жидкой фазы, нарушающих процесс отстоя.

В цикле одновременного накопления смеси, ее отстоя и сбора его продуктов производят примешивание постоянно поступающей жидкой фазы из циклона 4, с остатками газовой фазы, к объему ранее скопившейся жидкой фазы, постоянное разделение ее отстоем в гравитационном поле на остаток газа, поднимающегося через жидкость вверх, и удаление его по сбросной линии 30 в общий коллектор 29, на воду, стекающую через все слои жидкой фазы вниз, на водонефтяную эмульсию, поднимающуюся через все слои воды вверх и наконец на нефть, также поднимающуюся вверх через слои воды и эмульсии.

Сбор продуктов разделения осуществляют в череде трех, отстоявшихся согласно плотности по вертикали, объемах, разделенных межпродуктовыми поверхностями раздела: нефти 37 и водонефтяной эмульсии 38 с остатками воды и газа, воды 39 с остатками нефти и газа. Величины этих остатков обратно пропорциональны времени отстоя, прямо пропорционального отношению объема V _см отстаиваемой смеси к ее дебиту Q_см: V _см/Q_см; и минимумы их ограничены растворимостью остатков в продуктах отстоя. Наряду с постоянно осуществляемым процессом отстоя идет процесс разделения и сбора продуктов отстоя. Через поверхность раздела вода-нефть нижнего 39 с водой и среднего 38, с эмульсией, постоянно идет перемещение остатков: вниз воды, сбор и накапливание ее в нижнем объеме 39, вверх нефти, эмульсии и газа. Через поверхность раздела эмульсия-нефть среднего объема 38 с эмульсией и верхнего 37 с нефтью, постоянно идет перемещение остатков: вниз воды, вверх нефти и газа; и сбор и накапливание эмульсии в среднем объеме 38.

Через поверхность раздела нефть-газ верхнего объема 37 с нефтью и пространства с газом в корпусе 1 постоянно идет перемещение остатков: вверх газ, вниз возможные следы воды; и сбор и накопление нефти в верхнем объеме. Перемещение продуктов разделения между объемами отстоя производят по направлениям, присущим естественному процессу разделения в поле гравитационных сил, в отличие от аналога и прототипа, где перемещение производят в направлениях обратных естественным. Длительность времени отстоя в промежутках между дискретными процессами сброса продуктов достаточно велика, определяется только соотношением объема V_CM отстаиваемой смеси и ее дебита Q_см , в отличие от аналога и прототипа, где процесс отбора постоянен и, тем самым, нарушает естественный процесс отстоя. Эти обстоятельства являются залогом высокой эффективности процесса разделения в заявляемом изобретении. Ограничение уровня скопившихся продуктов отстоя производят задавая размеры и месторасположения сифонов: 31 для отбора нефти - размер h_H, в верхнем объеме 37; 32 для отбора эмульсии - размер h_э, в среднем объеме 38; 33 для отбора воды - размер h_В, в нижнем объеме 39. Клапаном 27 поддерживают давление в отстойнике в заданном диапазоне величин тем, что настраивают его на заданные перепады давлений в отстойнике и общем коллекторе 29: Р_мин и Р_макс. При падении давления в отстойнике ниже уровня, обеспечивающего Р_мин, клапан 27 закрывается до тех пор, пока в отстойнике не накопится газовая фаза до давления создающего Р_макс, обеспечивающего функционирование отстойника. Клапан 27 откроется. Закрытие и открытие клапана 27 осуществляется перемещением его запорного органа во взаимодействии усилия от перепада давлений с усилием подпружинивания без промежуточных положений и остановок, из одного крайнего положения, фиксируемого магнитной силой, в другое и обратно.

По мере накопления смеси в корпусе 1 уровень ее растет до тех пор, пока уровень одного из жидких продуктов отстоя: нефти, эмульсии или воды в соответствующем сифоне 31 или 32 или 33 во входной его ветви не достигнет верха одного из сифонов 31, 32, 33. На чертеже показан этот момент, когда во входной ветви сифона 31 уровень нефти достиг верха. Клапан 27 открыт и газовую фазу через газовую линию 14 и сбросную линию 30 сбрасывают через гидрозамок 17 и далее через счетчик 26, замеряющий объемный расход газовой фазы, и клапан 27 в общий коллектор 29. Нефть переливается при дальнейшем подъеме ее уровня через верх сифона 31, заполняет сбросную линию 30 до уровня верха сифона 31, сифон 31 начинает всасывать нефть, и начинается дискретный цикл отбора и сброса нефти под давлением газовой фазы из срединных и приповерхностных слоев ее верхнего объема 37. Нефть эта наиболее отстоявшаяся, состояние ее не нарушено, с изчезающе малым содержанием остатков воды и газа. Перелившись, нефть через сбросную линию 30 заполняет гидрозамок 17, газовую линию 14 до уровня верха сифона 31, перекрывает поток газовой фазы и начинается сброс нефти по выпускной линии 22, через мерный участок 23, далее через счетчик 26 и клапан 27 в общий коллектор 29. Счетчиком 26 измеряют объем собранной и сброшенной нефти. Блоком расчета БР 36 по показаниям датчиков ДВУ и ДНУ 24, 25 вычисляют гидростатический вес столба нефти высотой Н₀ - Р_г.ст и по формуле: _H= Р_г.ст/H₀·g, где Р_г.ст - гидростатический вес столба нефти высотой Н₀; _H - плотность нефти; g - ускорение свободного падения; определяют плотность нефти, тем самым идентифицируют протекающую по мерному участку 23 жидкость, как нефть.

Подобно нефти так же замеряют плотность и идентифицируют эмульсию и воду. Газ идентифицируют по отсутствию показаний датчиков ДНУ и ДВУ 24, 25.

При падении уровня нефти в сбросной линии 30 до выхода в нее сифона 31 происходит срыв сифона 31 и окончание дискретного цикла отбора и сброса нефти. Общий уровень смеси в корпусе 1 снизился. Остатки нефти в сбросной линии 30, гидрозамке 17, газовой линии 14, и выпускной линии 22 давлением газовой фазы сбрасывают в общий коллектор 29. Газовую фазу через освободившийся гидрозамок 17 начинают сбрасывать в общий коллектор 29. Начался цикл накопления, отстоя и сбора его продуктов. Уровень жидкой фазы за счет подачи смеси, поднимается до тех пор, пока уровень какого-либо из жидких продуктов: эмульсия или вода; во входной ветви соответствующего сифона 32 и 33 не поднимается до верха сифона 32 и 33. Начинается дискретный цикл отбора и сброса какого-либо жидкого продукта. Отбор эмульсии осуществляют из приповерхностного наиболее отстоявшегося слоя среднего объема 38, отбор воды осуществляют из нижнего наиболее отстоявшего слоя нижнего объема 39. Начало и окончание цикла происходит в точном соответствии, как в случае с нефтью. Идентификацию начала и окончания цикла отбора и сброса какого-либо продукта разделения осуществляют также и по резким скачкам и падениям давления газовой фазы и их величине. Это объясняется следующим образом: счетчик 26 и клапан 27 представляют собой, кроме всего прочего назначения, местные гидравлические сопротивления и при вхождении в них нового продукта и выходе его из них происходит резкое изменение давления газовой фазы в отстойнике. Величина изменения напрямую зависит от плотности и вязкости продуктов, которые значительно отличаются друг от друга по величине. По показаниям датчика давления ДД 15 блоком расчета БР 36 уверенно идентифицируют продукт. По величине давления газовой фазы и ее температуре, замеренных датчиками ДД и ДТ 15 и 16, блоком расчета БР 36, рассчитывают плотность газовой фазы и приводят ее параметры к нормальным условиям. Таким образом, производят отбор и подачу потребителю отдельно и разновременно нефти, эмульсии, воды и газа.

Использование изобретения на практике позволит эффективно и качественно разделить нефтеводогазовую смесь на составляющие ее продукты разделения, замерить плотность, дебит каждого продукта и подать по отдельности потребителю, что обеспечит их высококачественную окончательную товарную ректификацию.