Применение принципа кавитации для улучшения процессов разделения фаз в групповых замерных установках

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

"СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт Нефти и Газа

Кафедра "МОНГП"

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине "Расчет и проектирование трубопроводов"

Применение принципа кавитации для улучшения процессов разделения

фаз в групповых замерных установках.

Руководитель преподаватель Афанасов В.И.

Студент НГ 10-09 081012385 Лисецкий А.И.

Красноярск 2014

Содержание

1. Введение

2. Групповые замерные установки

2.1 Автоматизированные групповые замерные установки "Спутник"

2.2 Установки измерительные "Масса"

2.3 Групповые замерные установки "Дельта"

Изготавливаются следующих модификаций:

ГЗУ-Д40-8-60

2.4 Блочная автоматизированная индивидуальная установка БИУС 40-50

2.5 Замерная установка "Мера-ММ2"

3. Патентный поиск ГЗУ

3.1 Патент № 2168011. Автоматизированная система испытания скважин и способ ее эксплуатации

3.2 Патент № 2219428. Групповая замерная установка

3.3 Патент № 2283681. Установка подготовки нефти

3.4 Патент № 2307930. Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде

4. Патентный поиск кавитационных аппаратов 4.1 Патент № 2372974

4.1 Кавитационный мембранный аппарат

4.2 Патент № 2402375. Способ обработки жидкой среды

4.3 Патент № 2455056. Способ диспергирования жидкости и устройство для его осуществления

4.4 Патент № 2483213. Устьевой турбулизатор скважинной продукции

5. Техническое предложение

6. Расчетная часть

6.1 Расчет средней скорости потока

6.2 Расчет фланцевого соединения

6.3 Расчет потерь давления в напорной и сливной гидролиниях кавитатора

6.4 Геометрический расчет протяжённости кавитатора

7. Заключение

1. Введение

Кавитация - процесс парообразования и последующей конденсации пузырьков воздуха в потоке жидкости, сопровождающийся шумом и гидравлическими ударами, образование в жидкости полостей (кавитационных пузырьков или каверн), заполненных паром самой жидкости, в которой возникает.

В данной курсовой работе мы, опираясь на закон Бернулли, рассмотрим гидродинамическую кавитацию в замерных установках, которая возникает в результате местного понижения давления в жидкости при увеличении ее скорости.

Для этого, нам необходимо провести патентный поиск групповых замерных установок, патентный поиск востребованных кавитационных аппаратов, также предлагается установить проточно-кавитационный реактор на входе в сепаратор ГЗУ, что позволит интенсифицировать процесс отделения газа от нефти, а также позволит отказаться от использования сепаратора первой ступени системы подготовки нефти, т.к. процесс разделения фракций будет производиться в сепараторе ГЗУ.

2. Групповые замерные установки

Групповые замерные установки или ГЗУ предназначаются для автоматического поочередного измерения дебитов подключенных к ней скважин по общей жидкости, чистой нефти и газу. Измерения производятся по программе, задаваемой местным устройством; внеочередное измерение дебитов осуществляется изменением программы на групповой установке. ГЗУ состоит из двух самостоятельных блоков - технологического и блока автоматики и обычно обслуживает до восьми скважин. Рассмотрим отдельные установки.

2.1 Автоматизированные групповые замерные установки "Спутник"

Установки предназначены для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях. Эксплуатационное назначение установок заключается в обеспечении контроля за технологическими режимами работ нефтяных скважин.

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа "сэндвич" с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя. В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев. В технологическом блоке размещены: замерный сепаратор, переключатель скважин многоходовый ПСМ, счетчик жидкости ТОР, регулятор расхода, привод гидравлический и запорная арматура. В аппаратурном блоке размещены: блок управления и индикации, блок питания.

Установки "Спутник" АМ 40-1500 и Б 40-500 дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов, что позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость.

групповая замерная установка кавитация

Установки автоматизированные групповые "Спутник" при наличии счетчика газа турбинного типа "Агат" и влагомера ВСН могут дополнительно определять количество газа и содержание воды в добываемой жидкости.

Работа установок происходит следующим образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод. В установке предусмотрена возможность применения для измерения дебита скважин счетчика жидкости СКЖ 30 - 40М2, который устанавливается параллельно счетчику ТОР.

Переключение для измерения с одного счетчика на другой осуществляется вручную, перекрытием (открыванием) задвижек.

Управление переключателем скважин осуществляется блоком управления и индикации по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

Наличие обводной линии (байпаса) и механического счетчика ТОР позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном переключателе ПСМ или неисправном гидроприводе ГП-1.

Во время ремонта ПСМ или сепарационной емкости возможны работы блока по обводной линии (байпасу), при этом не производится замер продукции, поступающей со скважин.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

·              Спутник АМ 40-8-400

·              Спутник АМ 40-10-400

·              Спутник АМ 40-14-400

·              Спутник АМ 40-8-1500

·              Спутник АМ 40-10-1500

·              Спутник Б 40-8-500

·              Спутник Б 40-10-500

·              Спутник Б 40-14-500

Возможно изготовление по индивидуальному заказу на количество подключаемых скважин от 1 до 14.

2.2 Установки измерительные "Масса"

Областью применения установок являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

В зависимости от количества подключаемых скважин и вида запорного органа на переключатель скважин многоходовой и на байпас, установки имеют несколько обозначений.

Установка "Масса" Б 40-500 и "Масса" 40-1500 дополнительно позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость.

Установки АГЗУ "Спутник-Масса" модернизированный вариант АГЗУ "Спутник", с установкой в жидкостной и газовой линиях сепараторной установки блока расходометрии на основе массовых кориолисовых расходомеров с основным процессом (core-processor) для непосредственного подключения к хосту, что позволяет с необходимой точностью определять массовую производительность скважин раздельно по нефти, воде и газу.

Метод измерения массовый.

Оборудование блока расходометрии обладает высокими эксплуатационными качествами: не имеет движущихся частей; не требует периодической перекалибровки и регулярного обслуживания: не чувствительно к изменениям давления и температуры; может измерять любые по составу водонефтегазовые потоки.

Применение блока расходометрии позволит точно узнать уровень добычи каждого месторождения.

Информация об уровне добычи нефти, уровне попутного газа, реальной обводненности дает возможность наиболее оптимально эксплуатировать скважины и своевременно влиять на возникающие изменения.

Блок-схема технического решения на основе R-AT-MM-200

. Многоходовой переключатель скважины.

. Сепарационные емкости.

. Массовые кориолисовые расходомеры на газ и жидкость.

. Блок вторичной электроники со встроенным микропроцессором.

. Передача информации в систему регистрации данных.

Каждая установка состоит из технологического помещения и аппаратного блока и включает комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей.

В технологическом помещении установлено: переключатель скважин многоходовой ПМС, привод гидравлический ГП-1М, запорная арматура (задвижки), клапан предохранительный и клапана обратные, емкость сепарационная с заслонкой, регулятором расхода.

Работа установок происходит аналогично работе АГЗУ "Спутник".

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию.

Конструктивно блок БА-1 выполнен аналогично технологическому помещению. Внутри блока БА-1 расположены приборы управления измерения.

Таблица 1 - Базовые модификации установок

2.3 Групповые замерные установки "Дельта"

Групповые замерные установки Дельта предназначены для непрерывного измерения количества жидкости (массовым методом) одновременно во всех подключенных скважинах и оперативного контроля за работой нефтяных скважин по их дебиту.

Область применения установок: системы сбора продукции скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Блок автоматики: принимает сигналы от СКЖ по 8, 10 или 14 каналам; принимает сигнал от датчика давления по каждому СКЖ или суммарную массу по группе из двух каналов.

Установки состоят из технологического блока и блока автоматики.

Блок технологический состоит из следующих составных частей: рамы с размещенным на ней модулем измерительных блоков. Трубопроводная обвязка включает в себя подводящие трубопроводы, соединяющие модуль измерительных блоков с каждой подключенной скважиной: байпасные трубопроводы, служащие для переключения потока жидкости, идущего от скважин в выкидной коллектор, минуя модуль измерительных блоков; газовый коллектор, минуя модуль измерительных блоков; дренажный коллектор, соединяющий модуль измерительных блоков и трубопроводную обвязку с канализацией.

Запорно регулирующая арматура содержит: задвижки, установленные в подводящих линиях; задвижки, установленные в байпасных линиях; задвижки, установленные в выкидном коллекторе. Обратные клапаны установлены на подводящих линиях. Преобразователь давления с дистанционным выходным сигналом и манометр размещены, соответственно, на сборном коллекторе модуля блоков измерительных. Клеммная коробка закреплена на раме технологического блока.

Изготавливаются следующих модификаций:

ГЗУ-Д40-8-60

ГЗУ-Д40-10-60

ГЗУ-Д40-14-60

2.4 Блочная автоматизированная индивидуальная установка БИУС 40-50

Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.

Каждая установка состоит из технологического помещения и блока малой автоматики.

Принципиальная схема установок.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР1-50 с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР1-50 и направляется в общий трубопровод.

Управление переключателем скважин осуществляется блоком управления информацией по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

Таблица 2 - Технические данные

2.5 Замерная установка "Мера-ММ2"

Установка предназначена для непрерывных или дискретных (циклических) измерений расходов и количеств компонентов (цикличность измерения зависит от производительности), полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин, а также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины выполнение следующих функций:

.        поочередное измерение расхода компонента рабочей среды;

2.      автоматическое и ручное управление процессом измерения;

.        вычисление в соответствии с утвержденной методикой ведения измерений и отображение на дисплее станции управления: текущих показаний датчиков; пройденное время в серии измерений; значений масс и массовых расходов сырой нефти, нефти и воды в рабочих условиях и приведенных к стандартным условиям объемов и среднесуточных объемных расходов нефтяного газа; исходные данные для расчетов и измерений - параметры установки, параметры продукции нефтяных скважин;

.        обработка и выдача по запросу с диспетчерского пункта сигнальной информации: превышение рабочего давления в установке за предельные значения; предельная загазованность в технологического блока; отказ токовых датчиков; выход температуры газа и жидкости за пределы измерения; выход значения перепада давления на фильтрах за пределы; выход расхода жидкости за пределы заданного диапазона измерений; выход температуры в блоке за пределы заданного диапазона измерений; перезапуск контроллера;

.        автоматизированное управление: системой обогрева БК и БК; включением вентилятора при достижении объемной концентрации 10% от нижнего предела воспламенения (НКПВ) и включением местной световой звуковой сигнализации; отключением всех токоприемников в БТ при 50% НКПВ; отключением всех токоприемников БТ и БК с выдержкой времени для передачи аварийного сигнала на ДП при возникновении пожара.

Рисунок 1 - Принципиальная схема замерной установки "Мера-ММ2"

Установка состоит из блока технологического (БТ) блока контроля и управления (БК).

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования и средств измерений установки. В БТ размещены:

-        сепаратор (ЕС), служащий для отделения попутного газа от жидкости, оснащенный датчиком уровня радарным, определяющим уровень жидкости, накапливаемой в ЕС, и управляющий работой запорно-регулирующих клапанов ЗРК1 и ЗРК2;

-        трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов ЕС по газу и жидкости с выходным коллектором, а входа ЕС - с входом жидкости в измерительную установку (ИУ);

         регулятор расхода (РР), установленный байпасно с ЗРК1, в трубопроводе, соединяющем выход ЕС по жидкости с коллектором, служит для предотвращения аварийной ситуации которая может возникнуть при одновременном закрытии ЗРК1 и ЗРК2. При одновременном закрытии обоих ЗРК и превышении перепада давления в ЕС более 5 кгс/м² происходит открытие РР и сброс жидкости и газа через жидкостную линию в коллектор;

         средства измерений (СИ), служащие для измерения расхода и массы жидкости, влагосодержания W₀, расхода и массы (объема) газа, давления и температуры;

         естественная вытяжная вентиляция из верхней зоны с однократным воздухообменом в час;

         механическая вытяжная вентиляция периодического действия с восьмикратным воздухообменом в час;

         системы отопления, освещения и сигнализации.

БК предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы устанавливаемого в нем оборудования.

В БК размещены (в зависимости от исполнения установки):

         контроллер для сбора и обработки информации с примененных в БТ СИ, для управления БТ, а также для передачи информации на верхний уровень;

-        шкаф силовой для питания контроллера, систем отопления, освещения, вентиляции;

         вторичные устройства СИ, примененных в БТ;

         системы отопления, освещения и сигнализации;

         клеммные колодки.

Установка работает следующим образом.

Циклический режим работы установки с периодическим опорожнением ЕС.

Скважинная жидкость поступает по трубопроводу в завихритель ЕС. В завихрителе происходит первичное отделение попутного газа от сырой нефти. Далее частично разделенные сырая нефть и газ попадают в ЕС, где жидкость равномерно тонким слоем поступает на лотки (что обеспечивает дальнейший процесс сепарации) и самотеком поступает в выходную линию ЕС по жидкости.

Выделившийся газ, при открытом регуляторе расхода газа ЗРК1 и закрытом регуляторе расхода жидкости ЗРК2, через газовый фильтр и расходомер газа (РГ) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней части ЕС.

По показаниям датчика уровня BL, контроллер управляет ЗРК1 и ЗРК2 и обеспечивает периодический слив накопившейся жидкости через расходомер жидкости (РЖ). Измеренная жидкость направляется в общий трубопровод.

Режим работы с поддержанием заданного уровня в ЕС.

Продукция скважин поступает в ЕС, где происходит отделение газа от жидкости. При закрытом РР и ЗРК2 и открытом ЗРК1 происходит накопление жидкости в нижней части ЕС, газ через ЗРК1 и РГ сбрасывается в коллектор.

При достижении жидкостью заданного уровня нефти по показаниям датчика уровня BL контроллер дает команду на частичное открытие ЗРК2; жидкость избыточным давлением вытесняется из сепарационной емкости через РЖ в коллектор. Газ вытесняется из ЕС через ЗРК1 и РГ в коллектор. Значение Н устанавливается оператором с помощью панели управления и зависит от величины расхода жидкости. В случае, если уровень жидкости в ЕС продолжает повышаться и достигает значения Н1>Н+А, по команде контроллера К дополнительно открывается ЗРК2. В случае, когда при полностью открытом ЗРК2 уровень жидкости продолжает расти и достигает значения Н2>Н+А, контроллер К частично закрывает ЗРК1, что оказывает дополнительное сопротивление выходу газа. В результате этого газ воздействует на уровень жидкости в ЕС, что приводит к его снижению до значения Н;

при достижении уровня жидкости значения НЗ<Н-А контроллер дает команду на дополнительное открытие ЗРК1 что приводит к уменьшению сопротивления для выхода газа из ЕС и повышению уровня жидкости в ЕС. В случае, когда при полностью открытом ЗРК1 уровень жидкости продолжает снижаться и достигает значения Н4<Н-Д, контроллер К частично закрывает ЗРК2, что оказывает дополнительное сопротивление выходу жидкости и ведет к повышению уровня жидкости в ЕС. Таким образом, работа контроллера обеспечивает поддержание уровня жидкости в ЕС в диапазоне значений от Н-А до Н+А и непрерывность процесса измерения.

Режим работы с измерением, через ЕС на ручном управлении;

В этом режиме контроллер выключен, продукция проходит через входной трубопровод и ЕС. Производится настройка "0" расходомеров.

Режим работы с измерением через ЕС на автоматическом управлении;

Контроллер включен, продукция проходит через входной трубопровод, ЕС, измерительные приборы и уходит в коллектор.

Режим работы по обводному трубопроводу без измерения;

В этом режиме продукция скважин через входной трубопровод направляется в байпасную линию и далее в коллектор.

Длительность процесса измерения, зависящая от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др, задается потребителем.

В установках предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от РЖ и РГ.

Технологический блок установки показан в приложении В.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании.

На основании, по периметру рамы, крепятся трехслойные панели укрытия. Укрытие установки отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами, что обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала. Установка комплектуется обратными клапанами, устанавливаемыми при эксплуатации на входные патрубки БТ.

Технические характеристики установки соответствуют требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 и приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Технические характеристики АГЗУ "Мера-ММ2"

3. Патентный поиск ГЗУ

Патентный поиск - это процесс отбора соответствующих запросу документов или сведений по одному или нескольким признакам из массива патентных документов или данных, при этом осуществляется процесс поиска из множества документов и текстов только тех, которые соответствуют теме или предмету запроса.

Патентный поиск осуществляется посредством информационно-поисковой системы и выполняется вручную или с использованием соответствующих компьютерных программ, а так же с привлечением соответствующих экспертов.

Предмет поиска определяют исходя из конкретных задач патентных исследований категории объекта (устройство, способ, вещество), а так же из того, какие его элементы, параметры, свойства и другие характеристики предполагается исследовать.

При патентном поиске сравниваются выражения смыслового содержания информационного запроса и содержания документа.

Для оценки результатов поиска создаются определенные правила-критерии соответствия, устанавливающие, при какой степени формального совпадения поискового образа документа с поисковым предписанием текст следует считать отвечающим информационному запросу.

Среди основных целей патентного поиска можно выделить:

§   Проверка уникальности изобретения

§   Определение особенностей нового продукта

§   Определение других сфер применения нового продукта

§   Поиск изобретателей или компании, получивших патенты на изобретения в той же области

§   Поиск патентов на какой-либо продукт

§   Найти последние новинки в исследуемой области

§   Поиск патентов на изобретения в смежных областях

§   Определение состояния исследований в интересуемом технологическом поле

§   Выяснить, не посягает ли ваше изобретение на чужую интеллектуальную собственность

§   Получить информацию по конкретной компании или состоянию сектора рынка в целом

§   Получить информацию о частных лицах, имеющих патенты на схожие изобретения

§   Поиск потенциальных лицензиаров

§   Поиск дополнительных информационных материалов

Патентный поиск является трудоёмким, но необходимым мероприятием. Он необходим не только лицам или организациям, желающим запатентовать изобретение, но и промышленным предприятиям, желающим это изобретение использовать.

Например, использование запатентованных изобретений другими юридическими и физическими лицами приводит к огромным штрафам и возможным разорением предприятий.

3.1 Патент № 2168011. Автоматизированная система испытания скважин и способ ее эксплуатации

Настоящее изобретение относится к автоматизированным сепараторным системам нефтяных месторождений, предназначенным для использования в измерении объемов добычи, включая смесь из нефти, газа и воды. Более конкретно в сепараторной системе применяется расходомер Кориолиса, денсиметр и щуп обводнения для измерения объемов добычи соответствующих компонентов или фаз смеси скважинного продукта. Система испытания скважин, являющаяся предметом настоящего изобретения, имеет два режима работы. Испытательная система работает как обычная система испытания скважин, предназначенная для измерения объема соответствующих компонентов, отделенных от смеси компонентов, а именно: продукции скважины, включающей нефтяной, газовый и водный компоненты. Система испытания скважин включает в себя также специальный режим определения плотности, который позволяет обойтись без отбора вручную проб входящих в продукт текучих сред с тем, чтобы определить их плотность.

Рисунок 2 - Автоматизированная система испытания скважин

На рисунке 2 показана автоматизированная система 20 испытания скважин. Основными компонентами системы 20 являются трубопровод 22 с клапанами, применяемый для избирательного подключения отдельных скважин, испытательный сепаратор 24, сливная линия 26 измерительных приборов для определения расхода, предназначенная для использования при измерении объемных расходов компонентов продукции, поступающих из испытательного сепаратора 24, система 28 создания газовой оболочки, предназначенная для поддержания в испытательном сепараторе 24 постоянного давления, и система 30 автоматизации.

Трубопровод 22 содержит множество клапанов. Каждый клапан соединен с подводящим трубопроводом от устья скважины и трубопроводом испытательного сепаратора, например трубопроводом 36, ведущим к сборной линии 38 испытательного сепаратора. Каждый клапан соединяется также со сборной линией 40 главного производственного сепаратора, ведущей к обычному главному производственному сепаратору 42. Клапаны, подобные клапану 32, предпочтительно являются трехходовыми электропневматическими клапанами, контролирующими доступ к линии испытательного сепаратора 38 и сборной линии 40 главного производственного сепаратора. Клапаны предпочтительно сконфигурированы на прием каждой добываемой текучей среды из соответствующей отдельной скважины. Клапаны могут избирательно отклонять добываемые текучие среды к сборной линии 40 главного производственного сепаратора, где эти текучие среды соединяются с текучими средами от других клапанов для транспортировки к главному производственному сепаратору 42. Отдельный клапан может быть выбран для отвода продукта от соответствующей скважины к сборной линии 38 испытательного сепаратора с целью транспортировки на испытательный сепаратор 24.

Испытательный сепаратор 24 является обычным гравитационным сепаратором для испытания скважин, имеющим овалоидную наружную стенку 44, обладающую достаточной прочностью для того, чтобы выдержать испытательное давление скважины. Испытательный сепаратор 24 снабжен электронным индикатором 46 уровня жидкости, предназначенным для указания автоматической системе 30 уровня всей жидкости, включая воду 48, водно-нефтяную эмульсию 50 и нефть 52. Газ 54 остается в испытательном сепараторе 24 выше общего уровня жидкости. Примером индикатора 46 жидкости может служить аналоговый поплавковый указатель уровня со смотровым стеклом Fisher Model 249 B-2390. Испытательный сепаратор 24 соединяется с выпускной линией 56 топочного газа, которая предпочтительно содержит датчик 58 давления. Выпускная линия 56 топочного газа предпочтительно содержит также газовый расходомер или датчик перепада давления на диафрагме. Снабженный электронным управлением дроссельный клапан 62 регулирования расхода газа управляет потоком газа через выпускную линию 56 топочного газа. Линия 56 выпуска газа оканчивается в главном производственном сепараторе 42.

Выпускная линия 26 расходомерных приборов соединятся с местом слива 64 испытательного сепаратора 24. Выпускная линия 26 расходомерных приборов включает в себя монитор 66 обводнения, который использует результаты измерения электрических характеристик для количественного определения обводнения текучих сред, протекающих по выпускной линии 26 расходомерных приборов. Вода и нефть обладают очень различающимися диэлектрическими постоянными, что позволяет использовать результаты измерения электрических характеристик для количественного определения обводнения текучих сред. Так, монитор 66 обводнения может использовать для количественного определения обводнения текучих сред результаты измерения емкостного сопротивления, сопротивления или иных характеристик. К другим поставляемым промышленностью устройствам относится применение для определения обводнения микроволнового излучения. Выпускная линия 26 расходомерных приборов идет от монитора 66 обводнения к жидкостному расходомеру 68. Жидкостный расходомер 68 предпочтительно включает в себя расходомер Кориолиса (включая массовый расходомер, денсиметр и датчик температуры), определяющий массовый расход, плотность и температуру измерения расхода материалов, проходящих через выпускную линию 26 расходомерных приборов. Датчик 69 температуры предусмотрен для измерения температуры текучих сред в выпускной линии 26 расходомерных приборов. Окно 70 для отбора проб является управляемым вручную вентилем, предусмотренным для отбора проб текучих сред в линии 26. Линейный статичный смеситель 71 используется для того, чтобы гарантировать отбор из линии 26 через окно 70 хорошо перемешанных проб.

Дренажный клапан 72 предпочтительно является электропневматическим клапаном. Он может открываться для дренажа испытательного сепаратора 24 через выпускную линию 26 расходомерных приборов и может закрываться для того, чтобы дать возможность испытательному сепаратору 24 заполниться продуктом через трубопровод 22 с клапанами. Выпускная линия 26 расходомерных приборов оканчивается в производственном сепараторе 42.

Система 28 образования газовой оболочки содержит источник 74 сжатого газа, которым может служить газ от компрессора или топливный газ источника сжатого газа, который используется для привода производственного агрегата. Источником газа 74 может также быть главный производственный сепаратор 42. Газ 74 поступает в питающую газовую линию 76, ведущую к клапану 80 газовой оболочки. Клапан 80 предпочтительно работает для поддержания постоянного давления в испытательном сепараторе 24 путем дросселирования потока газа в питающей линии 76. Питающая линия 76 оканчивается в верхней входной точке 82 испытательного сепаратора 24.

Автоматизированная система 30 применяется для управления работой системы 20. Система 30 включает в себя компьютер, запрограммированный на сбор данных и программирование. Компьютер 84 контролирует программирование дистанционного контроллера операций 86, включающего множество драйверов и интерфейсов, позволяющих компьютеру 84 взаимодействовать с дистанционными компонентами системы 20. Контроллер 86 может также быть запрограммирован таким образом, чтобы облегчить применение команд управления компьютера 84. Управляющие выводы 88, 90, 92 и 94 клапана соединяют соответственно контроллер 86 с соответствующими клапанами 32, 80, 72 и 62 с электронным управлением для избирательного управления клапанами. Вывод 96 соединяет котроллер 86 с датчиком 58 давления. Вывод 98 соединяет контроллер 86 с газовым расходомером 60. Вывод 100 соединяет контроллер 86 с измерителем обводнения 66. Вывод 102 соединяет контроллер 86 с датчиком 104, который, в свою очередь, соединяется с уровнемером 46 текучей среды, жидкостным расходомером 68 и датчиком 69 температуры для передачи информации на контроллер 86.

Испытательная информация, полученная в ходе процесса, включает данные об обводнении, объемном расходе газа, объемном расходе нефти, объемном расходе воды, плотности нефти, плотности воды, температуре в сепараторе и давлении в сепараторе. Компьютер 84 сохраняет эти значения для передачи оператору. С другой стороны, информация может быть передана оператору по радио, соединенному с контроллером 86. Система позволяет осуществлять более частое и точное испытание скважин, которое может осуществляться вручную рабочими насосных станций, посещающими производственный объект. Применение расходомера Кориолиса в качестве расходомера 68 является особенно предпочтительным из-за присущей ему точности и надежности.

3.2 Патент № 2219428. Групповая замерная установка

Изобретение относится к добыче нефти, в частности к установкам для измерения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин.

Сущностью изобретения является улучшение условий эксплуатации задвижек и повышение степени ремонтопригодности установки.

Сущность изобретения достигается тем, что магистральные оси задвижек, расположенных между коллектором и переключающим устройством, продольная ось коллектора сбора нефти, вертикальная ось переключающего устройства и вертикальная ось замерного сепаратора расположены в одной вертикальной плоскости, причем задвижка коллектора расположена между коллектором и переключающим устройством также в этой плоскости. Кроме этого, применен замерный сепаратор вертикального типа, верх которого соединен с переключающим устройством посредством наклонного гребенчатого сепаратора отделения газа, а низ - через выходной патрубок с коллектором сбора нефти, установленным с зазором относительно настила, необходимым для обслуживания, например 300 мм.

В контейнере 1 на подставках 2, установленных на напольном настиле контейнера 1, закреплен коллектор сбора нефти 3, снабженный патрубками 4 с установленными задвижками 5, перпендикулярно к оси задвижек установлены обратные клапаны 6, соединенные с входными трубопроводами 7, идущими от добывающих скважин. В одной оси с задвижками 5 установлены задвижки 8, через трубопроводы 9 они соединены с переключающим устройством 10. Между устройством 10 и коллектором 3 на трубопроводе 11 установлена центральная задвижка 12. Переключающее устройство 10 соединено с верхней частью замерного сепаратора 13 посредством наклонного гребенчатого сепаратора отделения газа 14, а нижняя часть замерного сепаратора 13 имеет выходной патрубок 15, соосно соединенный с коллектором 3. Кроме этого, замерный сепаратор 13 имеет предохранительное устройство 16 для отвода газовой фракции, а переключающее устройство 10 имеет канал 17 для направления среды от замеряемой скважины в гребенчатый сепаратор 14 и канал 18 для среды от других скважин трубопроводов 7.

Установка работает следующим образом (Рис. 3).

Рисунок 3 - Групповая замерная установка

От скважин по трубопроводам 7 (при этом задвижки 5 перекрыты) добываемая среда через задвижки 8 поступает в каналы переключающего устройства 10. Добываемая среда от измеряемой скважины через гребенчатый сепаратор 14 поступает в замерный сепаратор 13, в котором среда разделяется на фракции: газ, нефть, вода, и производится замер каждой фракции. Из каналов среда через задвижку 12, трубопровод 11 и патрубки 4 поступает в коллектор 3 и далее в нефтесборник. Измеренная среда из сепаратора 13 по патрубку 15 также поступает в коллектор 3.

Вследствие того, что магистральные оси задвижек 5, 8 и 12, продольная ось коллектора 3, вертикальные оси переключающего устройства 10 и сепаратора 13 находятся в одной вертикальной плоскости, коллектор 3 установлен в контейнере 1 на подставках 2, обеспечивается свободная площадь для обслуживающего персонала и его свободный доступ ко всем маховикам управления, что позволяет визуально осматривать все соединения трубопроводов и арматуры. Этим достигается удобство обслуживания установки, а значит и улучшаются условия эксплуатации.

Благодаря тому, что над коллектором вертикально расположены задвижки управления 5, 8 и 12, переключающее устройство 10 и применен замерный сепаратор 13 вертикального типа достигается наиболее полный слив среды при ремонте установки, а размещение переключающего устройства 10 над задвижками 8 предопределяет отделение газовой фракции еще до поступления среды в наклонный гребенчатый сепаратор 14, чем также улучшаются условия эксплуатации.

А благодаря свободному доступу ко всем задвижкам 5, 8, 12 и тому, что переключающее устройство 10 расположено в вертикальной одной плоскости и посредине входных патрубков позволяет ряд трубопроводов унифицировать и выполнить их с одним или двумя коленами, что позволяет, особенно в условиях низких температур, без труда производить их замену, чем достигается более высокая степень ремонтопригодности.

3.3 Патент № 2283681. Установка подготовки нефти

Изобретение относится к области совместного сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Задачей данного изобретения является снижение энергетических и эксплуатационных затрат путем совместного транспортирования газа на дальнейшую подготовку и переработку с газосепараторов, деэмульсатора и блока горячей сепарации за счет давления на устье скважин.

Поставленная задача решается разработкой установки подготовки нефти, содержащей последовательно соединенные трубопроводами фильтр грубой очистки, газосепаратор первой ступени, газосепаратор второй ступени, деэмульсатор и блок горячей сепарации, которая дополнительно снабжена эжекторами первой, второй и концевой ступеней, при этом у эжектора концевой ступени сопло соединено газопроводом с патрубком выхода газа деэмульсатора, камера смешения соединена газопроводом с блоком горячей сепарации, а выход эжектора соединен газопроводом с камерой смешения эжектора второй ступени, у которого сопло соединено газопроводом с патрубком выхода газа газосепаратора второй ступени, а выход эжектора соединен газопроводом с камерой смешения эжектора первой ступени, сопло которого соединено газопроводом с патрубком выхода газа газосепаратора первой ступени, а выход эжектора соединен с магистральным газопроводом.

На рисунке 4 показана установка подготовки нефти.

Рисунок 4 - Установка подготовки нефти

Установка содержит фильтр 1 грубой очистки, газосепаратор 2 первой ступени, газосепаратор 3 второй ступени, деэмульсатор 4 и блок 5 горячей сепарации, последовательно соединенные трубопроводами 6-9, трубопровод 10 подачи газонасыщенной обводненной нефти и трубопровод 11 транспорта подготовленной нефти.

Установка подготовки нефти снабжена эжекторами 12, 13 и 14 концевой, второй и первой ступеней соответственно.

Камера смешения 15 эжектора 12 соединена газопроводом 16 с блоком 5 горячей сепарации. Сопло 17 эжектора 12 соединено газопроводом 18 с патрубком 19 выхода газа деэмульсатора 4. Выход эжектора 12 соединен газопроводом 20 с камерой смешения 21 эжектора 13, сопло 22 которого соединено газопроводом 23 с патрубком 24 выхода газа газосепаратора 3. Выход эжектора 13 соединен газопроводом 25 с камерой смешения 26 эжектора 14, у которого сопло 27 соединено газопроводом 28 с патрубком 29 выхода газа газосепаратора 2. Выход эжектора 14 соединен с магистральным газопроводом 30 транспорта газа на дальнейшую подготовку и переработку.

Газосепаратор 3 и деэмульсатор 4 снабжены штуцерами 31 и 32 выхода воды.

Установка подготовки нефти работает следующим образом.

Продукция нефтяных скважин, представляющая собой газоводонефтяную смесь, поступает по трубопроводу 10 в фильтр 1, где отделяется от крупных механических примесей. Из фильтра 1 газоводонефтяная смесь направляется по трубопроводу 6 в газосепаратор 2, в котором в результате понижения давления из жидкой фазы частично выделяется растворенный газ. Свободный и выделившийся из водонефтяной смеси растворенный газ выходит из газосепаратора 2 через патрубок 29 и по газопроводу 28 поступает в сопло 27 эжектора 14, а водонефтяная смесь уходит по трубопроводу 7 в газосепаратор 3. В результате понижения давления в газосепараторе 3 из водонефтяной смеси выделяется еще одна часть растворенного газа, которая уходит через патрубок 24 по газопроводу 23 в сопло 22 эжектора 13. В газосепараторе 3 под действием гравитационной силы происходит разделение водонефтяной смеси на воду и частично обезвоженную нефть. Вода выходит из газосепаратора 3 через штуцер 31, а частично обезвоженная нефть направляется по трубопроводу 8 в деэмульсатор 4. В деэмульсаторе 4 в результате снижения в нем давления из частично обезвоженной нефти выделяется растворенный газ, который выходит через патрубок 19 и по газопроводу 18 направляется в сопло 17 эжектора 12. В процессе нагрева частично обезвоженной нефти в деэмульсаторе 4 происходит расслоение ее на обезвоженную нефть и воду. Нагретая вода выходит из деэмульсатора 4 через штуцер 32, а нагретая обезвоженная нефть по трубопроводу 9 поступает в блок 5 горячей сепарации. В этом блоке давление снижается ниже атмосферного, в результате чего из нагретой обезвоженной нефти выделяются легкие углеводородные фракции. Из блока 5 горячей сепарации подготовленная нефть уходит в трубопровод 11, а легкие углеводородные фракции уходят по газопроводу 16 в камеру смешения 15 эжектора 12. В этой камере смешения 15 легкие углеводородные фракции смешиваются с газом, выбрасываемым из сопла 17. Из эжектора 12 газовая смесь по газопроводу 20 направляется в камеру смешения 21 эжектора 13. В камере смешения 21 поступающая из эжектора 12 газовая смесь смешивается с газом, выбрасываемым из сопла 22. Образовавшаяся в камере смешения 21 газовая смесь уходит из эжектора 13 в газопровод 25, по которому направляется в камеру смешения 26 эжектора 14. В камере смешения 26 поступающая из эжектора 13 газовая смесь смешивается с газом, выбрасываемым из сопла 27 эжектора 14. Из эжектора 14 газовая смесь, содержащая газ газосепараторов 2 и 3, деэмульсатора 4 и легкие углеводородные фракции блока 5 горячей сепарации, выбрасывается в магистральный газопровод 30.