Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОДАЧИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НА СЕПАРАЦИЮ

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

Известен способ сбора продукции скважин, включающий отделение газа и транспортирование нефти (или нефтеводяной смеси) по трубопроводу до пункта подготовки, а отделенный газ при этом транспортируют по газопроводу (Медведев В.Ф. Сбор и подготовка нефти и воды: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986. - с.17).

Недостатком способа являются высокие затраты на прокладку газопровода.

Известен способ сбора продукции скважин, включающий транспортировку жидкости и газа совместным потоком по общему коллектору от места добычи до пункта сбора (Авторское свидетельство СССР №623049, опубл. 05.0.78).

Недостатком способа является то, что в трубопроводе в месте локального подъема скапливаются газовые пробки, препятствующие движению газожидкостной смеси. В результате растет давление на выходе скважинного оборудования.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ сбора продукции скважин с удаленных нефтяных месторождений, включающий транспортировку жидкости и газа от места добычи до пункта сбора. Перед каждым участком трассы с локальными подъемами газ отделяют и транспортируют отдельно от жидкости, а после каждого данного участка трассы, где гидростатическое давление не превышает гидростатического давления в точке разделения на газ и жидкость, производят объединение потоков газа и жидкости (Патент РФ №2367841, опубл. 20.09.2009 - прототип).

Недостатком способа является то, что при объединении потоков продукция скважин движется в виде газовых и жидкостных пробок. При этом наблюдаются значительные пульсации давления и неравномерная подача газонефтяной смеси в сепараторы, что ведет к перегрузке аппаратуры и сильной вибрации.

В предложенном способе решается задача сокращения пульсаций потока газожидкостной смеси, повышения эффективности гравитационного разделения потока при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации.

Задача решается тем, что в способе подачи продукции скважин на сепарацию, включающем разделение потока на газ и жидкость, согласно изобретению, поток перед разделением на газ и жидкость многократно разделяют на два равных потока, образуя множество потоков, каждый разделенный поток направляют вверх с наклоном под углом к горизонтали от 40 до 80°, разделение на газ и жидкость выполняют при потоке вверх, газ направляют вверх отдельным потоком, перед входом в сепаратор потоки направляют горизонтально, а затем вертикально вниз в сепаратор.

Сущность изобретения

При транспортировке продукции нефтедобывающих скважин наблюдается процесс внутритрубной деэмульсации, нефтяная эмульсия разделяется. В результате к моменту подхода продукции скважин к сепаратору давление в трубопроводе становится существенно ниже давления насыщения, а продукция в трубопроводе находится в двухфазном состоянии: газ и жидкость. На эффективность работы сепарационных установок большое влияние оказывает характер движения газожидкостной смеси в подводящих трубопроводах. Наилучшее разделение достигается при равномерном поступлении смеси. Однако чаще всего продукция скважин движется в виде газовых и жидкостных пробок. При этом наблюдаются значительные пульсации давления и неравномерная подача газонефтяной смеси в сепараторы, что ведет к перегрузке аппаратуры и сильной вибрации.

Существующие технические решения не обеспечивают отсутствие пульсации давления и пробок в трубопроводе. В предложенном изобретении решается задача сокращения пульсаций потока, повышения эффективности гравитационного разделения потока газожидкостной смеси при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации. Задача решается следующим образом.

При подаче продукции скважин на сепарацию поток многократно разделяют на два равных потока, образуя множество потоков. Каждый разделенный поток направляют вверх с наклоном под углом к горизонтали от 40 до 80°. При этом проводят разделение потока на два, т.е. на газ и жидкость. Газ направляют вверх отдельным потоком. При этом организуют сообщение между потоками газа и жидкости. Непосредственно перед входом в сепаратор потоки направляют горизонтально, а затем вертикально вниз в сепаратор.

Второй поток газа организуют в точке начала выделения газа как отдельной фазы из потока газожидкостной смеси.

Предложенный способ иллюстрируется фиг.1, 2, 3 и 4.

Для равномерной загрузки блока параллельно работающих сепараторов 1 используют параллельно работающие депульсаторы 2, снабжаемые газожидкостной смесью через распределительный блок 3, позволяющий без контрольно-измерительных и регулирующих приборов равномерно загрузить аппараты. При этом при выводе из технологической схемы одного из аппаратов обеспечивается равномерное распределение по аппаратам потока поступающей продукции скважин.

Поступление потока газожидкостной смеси осуществляют по трубопроводу 4 под давлением 0,2-0,4 МПа, далее разделяют газожидкостную смесь на два потока. Поток, движущийся по трубопроводу 6, поступает в среднюю точку трубопровода и снова делится на два потока. Далее потоки, движущиеся по трубопроводам 7 и 8, поступают в распределительный трубопровод ввода продукции в сепараторы. Точки ввода потоков в распределительный трубопровод ввода продукции в сепараторы располагают в месте, обеспечивающем равномерное распределение продукции в сепараторе. Таким образом, поток газожидкостной смеси многократно разделяют на два равных потока, образуя множество потоков.

Депульсаторы 2 выполняют в виде двух наклонных восходящих участков входного трубопровода 9 подачи газожидкостной смеси, расположенных в одной плоскости под углом α=40÷80° и соединенных патрубками 11 для отвода газа с расположенным выше третьим наклонным восходящим трубопроводом 10 для сбора выделившегося газа.

Для более равномерного ввода продукции добывающих скважин в сепараторы 1 газожидкостную смесь разделяют на два потока в трубопроводах 9 и по наклонным восходящим участкам, далее по горизонтальным участкам направляют в верхнюю часть сепаратора 1. Диаметр подводящих участков трубопроводов 9-D подбирают оптимальным для сохранения эффекта внутритрубной деэмульсации, поступающей по подводящим трубопроводам продукции добывающих скважин, в зависимости от максимального объема поступающего потока газожидкостной смеси.

Выделившийся газ через отводные вертикальные патрубки 11, расположенные равномерно по всей длине двух наклонных восходящих и горизонтальных участков входного трубопровода 9, собирают в расположенном выше наклонном трубопроводе 10 и подают в газовую часть сепаратора 1.

Диаметр трубопровода для сбора выделившегося газа 10-d подбирают оптимальным для отбора газа в зависимости от максимального объема выделяющегося газа.

Для исключения возможности попадания жидкости в трубопровод для сбора выделившегося газа 10 патрубки для отвода газа 11 располагают равномерно по всей длине наклонных и горизонтальных подводящих участков трубопроводов 9 в сепаратор 1, начиная с высоты Н. Высоту начала отвода газа Н подбирают в начале разделения газожидкостной смеси на газ и жидкость. Высота Н оптимально обеспечивает отбор газа, исключает попадание жидкости в трубопровод сбора газа.

Подача выделившегося газа в газовую часть сепаратора позволяет исключить возможность уноса капельной жидкости вместе с газом в систему газосбора, при этом нет необходимости устанавливать на газовой линии дополнительное оборудования для сбора уносимой капельной жидкости вместе с газом.

Эффективность работы предлагаемого способа подачи продукции скважин на сепарацию достигается тем, что данная схема позволяет равномерно распределить потоки по всем сепараторам, при этом разделение газожидкостной продукции на 2 потока при вводе в сепаратор позволяет сохранить эффект внутритрубной деэмульсации поступающей продукции, отбор газа происходит по всей длине как наклонных подводящих участков, так и горизонтальных участков трубопроводов подачи газожидкостной смеси в сепаратор.

Пример конкретного выполнения

Нефтяную эмульсию с расходом 150-200 м³/час под давлением 0,2-0,4 МПа подают в распределительный блок 3, где происходит равномерное распределение продукции добывающих скважин по сепараторам 1. Далее поток газожидкостной смеси поступает по двум наклонным восходящим участкам, расположенным в одной плоскости под углом α=60°, и горизонтальным участкам трубопровода подачи газожидкостной смеси 9 в верхнюю часть сепаратора 1. Диаметр трубопроводов подачи газожидкостной смеси равен 325 мм, длина наклонного участка 16,38 м, горизонтального - 2,845 м.

Выделившийся газ через патрубки для отвода газа длиной 0,55 м, расположенные на расстоянии 4,18 м друг от друга, подают в трубопровод сбора газа 10 диаметром 159 мм и далее в газовую часть сепаратора 1. Высота начала отвода газа составляет 3,86 м.

В результате газ и жидкость поступают в сепараторы без пульсаций и с полным разделением потока на газ и жидкость.

Применение предложенного способа позволит решить задачу сокращения пульсаций потока газожидкостной смеси, повышения эффективности гравитационного разделения потока при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации.