Устройство, стабилизирующее давление в напорном нефтепроводе

Изобретение относится к устройствам предварительного разделения нефти и газа и обеспечивает устойчивую стабилизацию давления в напорном нефтепроводе.

Известно устройство, стабилизирующее давление в напорном трубопроводе (а.с. SU №459766, МПК G05D 16/20, опубл. 05.02.1975 г. в бюл. №5), работающее по схемам «до себя» или «после себя» при незначительном сбросе транспортируемой среды, состоящее из напорного трубопровода, задвижки с гидроприводом, дросселирующих устройств управляющего органа и системы соединительных трубопроводов, при этом с целью стабилизации давления и уменьшения гидравлических сопротивлений в качестве регулирующего органа применена задвижка с гидроприводом, управляемая с помощью диафрагменного клапана, причем с целью автоматического управления задвижкой посредством создания необходимых перепадов давления в полостях гидропривода в нем установлены синхронно работающие два кольцевых дросселя и два дросселирующих клапана, соединенных между собой штоком, при этом с целью возможности закрытия задвижки при аварийной ситуации шток дросселирующих клапанов соединен с якорем соленоида аварийной электрозащиты дождевальной установки.

Недостатки данного устройства:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;

- во-вторых, низкая эффективность работы, так как устройство позволяет сбросить часть транспортируемой среды из напорного трубопровода без разделения на фракции, например, сбросить транспортируемый газ из газожидкостной смеси (ГЖС) при образовании газовой шапки в напорном трубопроводе;

- в-третьих, низкая надежность работы конструкции, связанная с высокой вероятностью рассинхронизации двух кольцевых дросселей и двух дросселирующих клапанов и, как следствие, отказ устройства в работе.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство предварительного разделения нефти и газа (а.с. SU №1282864, МПК B01D 19/00, опубл. 15.01.1987 г., в бюл. №2), включающее цилиндрические горизонтальный и восходящий участки напорного нефтепровода с двумя нефтеотводящими трубопроводами и газоотводящим патрубком, первый по ходу потока нефтеотводящий трубопровод подключен к концу горизонтального участка, при этом устройство снабжено пленкосрезающим кольцом и отбойным патрубком со скошенным вводом, установленным в горизонтальном участке соответственно перед и после первого нефтеотводящего трубопровода, и отсекателями жидкости, установленными на входе в последующие нефтеотводящие трубопроводы, причем пленкосрезающее кольцо установлено под углом 45-60° к оси горизонтального участка, а отбойный патрубок расположен эксцентрично со смещением вверх.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая эффективность выделения газа из ГЖС, что приводит к снижению качества газа, направляемого на компрессорную станцию;

- во-вторых, низкая надежность работы, так как жидкость при повышении напора на восходящем участке напорного нефтепровода имеет возможность свободного попадания в газоотводящий патрубок вместе с газом, а это создает аварийную ситуацию вследствие того, что жидкость попадает в газоотводящий патрубок;

- в-третьих, отказ в работе напорного нефтепровода вследствие перекрытия напорного нефтепровода газом. Это обусловлено тем, что работа устройства происходит при нестабильном давлении в напорном нефтепроводе из-за высокого содержания газа в нефти, при этом в процессе работы напорного трубопровода давление колеблется в пределах 3,0-4,5 МПа из-за образования газовой шапки внутри напорного нефтепровода, что приводит к остановке насосных агрегатов при давлении выше 4,0 МПа;

- в-четвертых, пульсации давлении, возникающие внутри устройства в процессе работы напорного нефтепровода, негативно влияют на долговечность и могут привести к выходу из строя устройства.

Техническими задачами изобретения являются повышения эффективности и надежности работы устройства, а также исключение отказа в работе напорного нефтепровода и снижение пульсаций давления внутри устройства.

Поставленные технические задачи решаются устройством, стабилизирующим давление в напорном нефтепроводе, включающим цилиндрические горизонтальный и восходящий участки напорного нефтепровода с двумя нефтеотводящими трубопроводами и газоотводящим патрубком, причем первый по ходу потока нефтеотводящий трубопровод подключен к концу горизонтального участка.

Новым является то, что восходящий участок напорного трубопровода выполнен в виде цилиндрической емкости диаметром 0,5 и длиной 12 м, наклоненной к горизонтальному участку напорного нефтепровода под углом 15°, причем внутри емкости со стороны горизонтального участка напорного нефтепровода жестко уставлены шесть поперечных диафрагм на расстоянии 1 м друг от друга, при этом поперечные диафрагмы оснащены центральными щелевыми отверстиями, а каждое последующее щелевое отверстие поперечной диафрагмы смещено на угол 60° против часовой стрелки и выполнено с уменьшением пропускной способности по направлению потока жидкости, причем внутренняя поверхность емкости со стороны горизонтального участка напорного нефтепровода напротив поперечных диафрагм покрыта гасителем пульсации в виде эластичной оболочки из вспененного пенополиуретана, при этом второй по ходу потока нефтеотводящий трубопровод установлен в емкость после поперечных диафрагм, причем в верхней части внутри емкости установлен каплеулавливатель в виде пакета сеток для сепарации газа, причем на верхнем конце цилиндрической емкости установлен газовый отсекатель, выполненный в виде трубы диаметром 0,3 м и длиной 1,5 м, сообщающейся снизу с емкостью, а сверху с газоотводящим патрубком, при этом внутри трубы размещен поплавок, соединенный с регулируемой задвижкой, установленной в газоотводящем патрубке, выше поплавка выполнены каплеотбойники в виде конусов, сужающихся снизу вверх, в нижней части трубы выполнен отвод для слива жидкости, причем при попадании жидкости в газовый отсекатель поплавок поднимается вверх и регулируемая задвижка отсекает газоотводящий патрубок.

На фиг. 1 схематично изображено предлагаемое устройство, стабилизирующее давление в напорном нефтепроводе.

На фиг. 2 и 3 изображены сечения А-А и Б-Б предлагаемого устройства, стабилизирующего давление в напорном нефтепроводе.

Проблема заключается в том, что в процессе транспортирования продукции скважин по напорному трубопроводу из-за большого перепада высот на местности и наличия газа в напорном нефтепроводе происходит постепенное образование газовой шапки в верхней точке, которая в свою очередь перекрывает трубопровод и не пропускает через себя жидкость (нефть). Насосные агрегаты при повышении давления в напорном нефтепроводе более 4,0 МПа перестают перекачивать жидкость (по своим характеристикам), что приводит к накапливанию жидкости в буферных емкостях и в дальнейшем остановке скважин, работающих на данные объекты.

Для решения данной проблемы предлагается устройство, стабилизирующее давление в напорном нефтепроводе, включающее цилиндрические горизонтальный 1 и восходящий 2 участки напорного нефтепровода с двумя нефтеотводящими трубопроводами 3 и 4 и газоотводящим патрубком 5. Первый по ходу потока нефтеотводящий трубопровод 3 подключен к концу горизонтального участка 1.

Восходящий участок 2 напорного трубопровода выполнен в виде цилиндрической емкости 6 диаметром 0,5 и длиной 12 м, наклоненной к горизонтальному участку 1 напорного нефтепровода под углом 15°. Опытным путем получено, что угол наклона 15° является достаточным и оптимальным для отвода газа в газоотводящий патрубок 5, выделившегося из жидкости (нефти) в емкости 6.

Внутри емкости 6 со стороны горизонтального участка напорного нефтепровода жестко уставлены шесть поперечных диафрагм 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7'''''' на расстоянии а=1 м друг от друга.

Поперечные диафрагмы 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7'''''' оснащены центральными щелевыми отверстиями 8', 8'', 8''', 8'''', 8''''', 8'''''' с длиной - b и шириной - с (см. фиг. 2 и 3), причем каждое последующее щелевое отверстие поперечной диафрагмы смещено на угол 60° против часовой стрелки, что позволяет закрутить поток жидкости (нефти) с газом.

Кроме того, каждое последующее щелевое отверстие 8', 8'', 8''', 8'''', 8''''', 8'''''' соответствующей поперечной диафрагмы 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7'''''' выполнено с уменьшением пропускной способности по направлению потока жидкости (нефти).

Уменьшение пропускной способности щелевых отверстий 8', 8'', 8''', 8'''', 8''''', 8'''''' соответствующих поперечных диафрагм 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7'''''' достигается за счет уменьшения площадей поперечных сечений щелевых отверстий 8', 8'', 8''', 8'''', 8''''', 8'''''', например прямоугольного сечения за счет уменьшения ширины - с при неизменной длине - b (см. фиг. 4), поэтому уменьшаются площади поперечных сечений щелевых отверстий 8', 8'', 8''', 8'''', 8''''', 8'''''' (на фигуре 1 показано условно).

Уменьшение пропускной способности позволяет увеличить скорость закрученного потока на выходе из поперечных диафрагм 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7'''''', что позволяет повысить эффективность выделения газа из нефти.

Внутренняя поверхность емкости 6 со стороны горизонтального участка 1 напорного нефтепровода напротив поперечных диафрагм 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7'''''' покрыта гасителем пульсации в виде эластичной оболочки 9 из вспененного пенополиуретана.

Пенополиуретан является продуктом изоцианата и полиола под воздействием вспенивающего агента. В процессе вспенивания по всему объему материала образуется множество микрокапсул, заполненных воздухом.

Вспененный пенополиуретан перед пластиком и другими видами резины имеет преимущества:

- во-первых, обладает свойствами восстановления своей формы;

- может эксплуатироваться в агрессивных средах, подвергаться воздействию масел и производных нефти;

- в-третьих, сохраняет свои характеристики при эксплуатации на открытом воздухе под воздействием солнечных лучей.

Второй 4 по ходу потока нефтеотводящий трубопровод установлен в емкость 6 после поперечных диафрагм 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7''''''.

В верхней части внутри емкости 6 установлен каплеулавливатель 10 в виде пакета сеток, например, в виде четырехметаллических сеток 11', 11'', 11''', 11'''', с размерами ячейки, например, 0,1⋅0,1 мм для сепарации газа, выделившегося из нефти в емкости за поперечными диафрагмами 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7''''''.

На верхнем конце емкости 6 установлен газовый отсекатель, выполненный в виде трубы 12 диаметром d=0,3 м и длиной l=1,5 м, сообщающийся снизу с емкостью 6 посредством задвижки 13, а сверху с газоотводящим патрубком 5.

Внутри трубы 12 размещен поплавок 14, соединенный с регулируемой задвижкой 15, установленной в газоотводящем патрубке 5.

Выше поплавка 14 выполнены каплеотбойники в виде конусов 16, сужающихся снизу вверх, например, в количестве 5 штук.

В нижней части трубы 12 выполнен отвод 17 для слива жидкости, причем при попадании жидкости в трубу 12 поплавок 14 поднимается вверх и регулируемая задвижка 15 отсекает газоотводящий патрубок 5.

В первом 3 и втором 4 по ходу потока нефтеотводящем трубопроводе установлены соответствующие технологические задвижки 18 и 19. Также на горизонтальном участке напорного нефтепровода 1 установлена технологическая задвижка 20.

Устройство работает следующим образом.

Для запуска устройства в работу необходимо открыть технологические задвижки 13, 19 и 20.

ГЖС со скважин (на фиг. не показано) по горизонтальному участку 1 напорного нефтепровода попадает в восходящий участок 2, выполненный в виде емкости 6.

В емкости 6 поток газожидкостной смеси проходит сквозь щелевые отверстия 8', 8'', 8''', 8'''', 8''''', 8'''''' соответствующих диафрагм 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7'''''', при этом происходит дробление потока ГЖС и выделение газа из нефти (жидкости) за счет резкого сужения в поперечных диафрагмах 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7'''''' и резкого расширения за поперечными диафрагмами 7', 7'', 7''', 7'''', 7''''', 7''''''.

Кроме того, каждое щелевое отверстие 11', 11'', 11''', 11'''', 11''''', 11'''''' последующей поперечной диафрагмы 10', 10'', 10''', 10'''', 10''''', 10'''''' смещено на угол 60 (на фиг. 3 показано стрелкой) против часовой стрелки, что приводит к закручиванию потока на 360° и более интенсивному выделению газа из жидкости (нефти) по сравнению с прототипом.

В процессе работы устройства между поперечными диафрагмами 10', 10'', 10''', 10'''', 10''''', 10'''''' возникают пульсации давления из-за циклов расширения - сужения, поэтому эластичная оболочки 9 из вспененного пенополиуретана сжимается, принимая на себя избыток давления, а затем после прохождения фронта ударной волны снова расширяется, тем самым принимая на себя все колебания давления в емкости 6.

Газ, выделившийся из нефти, поднимается в верхнюю часть емкости 6, а жидкость нефть из емкости 6 попадает во второй 4 по ходу потока нефтеотводящий трубопровод и далее транспортируется на дожимную насосную станцию.

В верхней части газ попадает на каплеулавливатель 10, выполненный в виде четырехметаллических сеток 11', 11'', 11''', 11'''', с размерами ячейки, 0,1⋅0,1 мм. Здесь происходит сепарация газа от капель жидкости, увлекшихся в верхнюю часть емкости 6 вместе с газом. Далее отсепарированный на металлических сетках 11', 11'', 11''', 11'''', от капельной жидкости газ через открытую задвижку 13 попадает в газовый отсекатель, выполненный в виде трубы 12, где поднимаясь вверх проходит через каплеотбойники, выполненные в виде пяти конусов 16, сужающихся снизу вверх, и выводится через газоотводящий патрубок 5, откуда направляется на газокомпрессорную станцию.

При поступления брызг из емкости 6 вместе с газом в трубу 12 они попадают на каплеотбойники, выполненные в виде пяти конусов 16, сужающихся снизу вверх, где, разбиваясь о поверхность конусов 16, и стекают вниз.

Такая конструкция каплеотбойника, размещенного непосредственно внутри газового отсекателя, предотвращает брызгоунос капель в газоотводящий патрубок 4 и обеспечивает возврат брызг обратно в емкость 6, что позволяет повысить качество очистки газа, поступающего на компрессорную станцию.

Наличие в предлагаемом устройстве поперечных диафрагм, каплеуловителя и каплеотбойников повышают эффективность выделения газа из ГЖС, что повышает качество сепарации газа, направляемого через газоотводящий патрубок на компрессорную станцию, и исключает повторное образование газовой шапки в напорном нефтепроводе.

В случае попадания нефти из емкости 6 в трубу 12 поплавок 14 поднимается вверх, воздействуя на регулируемую заглушку 15, которая имеет возможность, например, при втягивании стержня (на фиг. не показано) полностью перекрыть проходное сечение газоотводящего патрубка 5. Падение давление газа в газоотводящем патрубке 5 свидетельствует о закрытии регулируемой задвижки 15. После чего закрывают технологические задвижки 13, 19 и 20 и сливают нефть через отвод 17 для слива жидкости из трубы 12. После слива излишков нефть из трубы 12 открывают технологические задвижки 13, 19 и 20 и возобновляют работу устройства, как описано выше.

Повышается надежность работы устройства, так как при повышении напора нефти на восходящем участке напорного нефтепровода устройство имеет возможность перекрытия газоотводящего патрубка газовым отсекателем и слива излишков жидкости. Это исключает аварийную ситуацию вследствие того, что жидкость попадает в газоотводящий патрубок.

Исключается отказ в работе напорного нефтепровода, вследствие перекрытия напорного нефтепровода газом, стабилизируется и снижается давление перекачки жидкости в напорном нефтепроводе до 2,0-2,5 МПа, при этом не образуется газовая шапка внутри напорного нефтепровода, поэтому исключается остановка насосных агрегатов.

Благодаря наличию в устройстве эластичной оболочки из вспененного пенополиуретана, гасящей пульсации давления, возникающей внутри устройства в процессе работы напорного нефтепровода, повышается долговечность работы и исключается выход из строя устройства.

Устройство, стабилизирующее давление в напорном нефтепроводе, позволяет:

- повысить эффективность и надежность работы;

- исключить отказа в работе напорного нефтепровода;

- снизить пульсацию давления внутри устройства.