Способ определения параметров трубной сепарационной установки

Изобретение относится к оборудованию для нефтедобывающей промышленности, а именно к сепарационным установкам для разделения продукции нефтедобывающих скважин на воду, нефть и газ, и может быть применено в напорных системах сбора и подготовки нефти. Способ включает измерение объемного расхода водонефтяной эмульсии и обводненности ее, определение массового расхода нефти и ее газового фактора, определение длины водоотстойной и нефтеотстойной секций. Измеряют время разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду, плотности нефти и воды, высоту слоя воды, необходимую для ее отстоя, высоту слоя нефти для очистки воды и высоту слоя нефти для очистки нефти. Ввод водонефтегазовой смеси осуществляют на высоте от зеркала нефть-вода, равной или большей высоты слоя нефти, необходимой для очистки воды. Высота слоя воды равна или больше высоты слоя воды, необходимого для отстоя. Измеряют давление и температуру нефти и/или воды на выходе из трубной сепарационной установки, определяют коэффициент выделения растворенного газа из нефти, определяют углы наклона секций и длину газовой секции. Технический результат состоит в повышении эффективности установки, выполненной с параметрами, определенными по данному способу. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Заявляемое изобретение относится к области оборудования для нефтедобывающей промышленности, а именно к сепарационным установкам для разделения продукции нефтедобывающих скважин на воду, нефть и газ, и может быть применено в напорных системах сбора и подготовки нефти.

Известен способ определения параметров трубной сепарационной установки, включающий измерение объемного расхода водонефтяной эмульсии и обводненности ее, определение массового расхода нефти и ее газового фактора, определение длины трубной установки, в котором длина трубной сепарационной установки определена как сумма водной и нефтяной частей, угол наклона определен испытаниями и составляет 4° /патент № 2098166, МПК⁷ В01D 19/00. Опубл. 12.10.1997/.

Недостатками известного способа являются:

- низкая эффективность, обусловленная тем, что в основной трубе не предусмотрено наличие газовой части, газовая линия расположена параллельно основной трубе. Основная труба и газовая линия представляют сообщающиеся сосуды, соединенные перемычками. Поэтому в основной трубе и газовой линии будет одинаковый уровень жидкости. Выходящий по газовой линии газ будет образовывать пену и уносить с собой значительную часть нефти;

- ограниченность применения, так как предусмотрен только постоянный угол наклона 4°;

- значительная материалоемкость, так как угол наклона не зависит от параметров водонефтегазовой смеси.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретению является способ определения параметров трубной сепарационной установки, включающий измерение объемного расхода водонефтяной эмульсии и обводненности ее, определение массового расхода нефти и ее газового фактора, определение длины водоотстойной и нефтеотстойной секций в зависимости от диаметра трубы, в котором нефтеотстойная секция расположена под углом к водоотстойной, угол наклона нефтеотстойной секции составляет 5...7°, а угол наклона водоотстойной секции 2...4° /патент № 2119372, МПК⁷ В01D 19/00. Опубл. 27.09.1998, Бюл. № 27/.

Недостатками известного способа являются:

- низкая эффективность, так как площадь поперечного сечения трубы в плоскости, параллельной поверхности, в нефтеотстойной зоне всегда будет меньше, чем в водоотстойной секции;

- повышенная длина, так как не учитывается изменение выделения газа в зависимости от давления.

Целью заявляемого изобретения является повышение эффективности и уменьшение длины.

Указанная цель достигается тем, что в способе определения параметров трубной сепарационной установки, включающем измерение объемного расхода водонефтяной эмульсии и обводненности ее, определение массового расхода нефти и ее газового фактора, определение длины водоотстойной и нефтеотстойной секций в зависимости от диаметра трубы, при этом измеряют время разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду, плотности нефти и воды, высоту слоя воды, необходимую для ее отстоя, высоту слоя нефти для очистки воды и высоту слоя нефти для очистки нефти, при этом ввод водонефтегазовой смеси осуществляется на высоте от зеркала нефть-вода, равной или большей высоты слоя нефти, необходимой для очистки воды, высота слоя воды между зеркалом нефть-вода и местом вывода воды из трубной сепарационной установки равна или больше высоты слоя воды, необходимого для отстоя, давление и температуру нефти и/или воды на выходе из трубной сепарационной установки, определяют коэффициент выделения растворенного газа из нефти в зависимости от давления и температуры на выходе, определяют углы наклона секций и длину газовой секции. Кроме того, в некоторых случаях в мерной емкости может быть произведен замер времени разрушения эмульсии в зависимости от ее высоты, полученные данные могут быть использованы для определения параметров при работе на нерасчетных режимах. Кроме того, в некоторых случаях ввод водонефтегазовой смеси может осуществляться в месте малой оси плоскости поперечного сечения трубной сепарационной установки, параллельной поверхности, при этом сам ввод может осуществляться прямо или тангенциально.

В лабораторных условиях измеряются объемный расход жидкости Q_ж, плотности нефти ρ_н и воды ρ_в, обводненность n_в и газовый фактор Г_ρ (по плотности [м³ газа/т нефти]), коэффициент выделения газа из нефти k_p (в зависимости от давления).

Время цикла расслоения Т определяется как произведение времени разрушения эмульсии τ* (на нефть и воду) на коэффициент запаса по времени К:

Тогда объем пластовой жидкости V_ж,T и масса нефти М_н,T, поступающие в трубную сепарационную установку за время Т, будут соответственно равны:

и

Объем нефти v_н,T, поступающей в трубную сепарационную установку за время Т (1), находится путем деления массы нефти, поступившей за это время, из (3) на ее плотность:

Газовый фактор Г в зависимости от объема нефти равен произведению газового фактора по плотности Г_ρ на плотность нефти:

Газовый фактор замеряется при нормальных физических условиях (нфу). Приведенный газовый фактор Г_пр зависит от коэффициента выделения газа k_p, а также по закону Менделеева-Клапейрона от его давления и температуры. В нефти при температуре t_вых и давлении Р_вых приведенный газовый фактор Г_пр составит:

По известным объему нефти Vн,Т, поступившему за время Т, из (4) и приведенному газовому фактору (6) определяется объем поступившего газа v_г,Т за это время:

Потребная длина трубной сепарационной установки L определяется как отношение сумм объемных расходов за время Т пластовой жидкости (2) и газа (7) к вместимости погонного метра трубы v_пм:

Трубная сепарационная установка состоит из водоотстойной, нефтеотстойной и газоотстойной секций длиной соответственно l_в, l_н и l_г. При этом очевидно, что суммарная длина слагается из длин секций

Длина секции l_i равна отношению объема компонента V_i,t, поступившего за время Т, к вместимости погонного метра трубы (индексы в, н и г - вода, нефть и газ соответственно):

Высота секции h_i равна отношению ее длины к синусу угла наклона ϕ_i:

Суммарная высота Н трубной сепарационной установки аналогично (9) определяется как сумма высот секций (11):

В случае, если углы наклона всех секций одинаковы, соотношение (12) с учетом (11) примет вид:

Площадь поперечного сечения секции в плоскости, параллельной поверхности, в общем случае представляет эллипс, у которого малая ось равна диаметру трубы, а большая ось - D/sin ϕ:

Площадь его составляет:

Измерение времени разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду позволяет определить необходимое время пребывания пластовой жидкости в трубной сепарационной установке, что позволяет повысить эффективность работы установки и оптимизировать ее длину.

Измерение плотностей нефти и воды позволяет уточнить длины нефтеотстойной и водоотстойной секций, что обеспечивает оптимизацию ее размеров.

Измерение высоты слоя воды, необходимой для ее отстоя, позволяет выбрать угол наклона водоотстойной секции трубной сепарационной установки, обеспечивающий качественный отстой воды, что обеспечивает повышение эффективности работы.

Измерение высоты слоя нефти для очистки воды (гидрофобного фильтра) и высоты слоя нефти для очистки нефти позволяет выбрать угол наклона нефтеотстойной секции трубной сепарационной установки, обеспечивающий качественную очистку воды от нефти и нефти от воды, что обеспечивает повышение эффективности работы.

Осуществление ввода водонефтегазовой смеси на высоте от зеркала нефть-вода, равной или большей высоты слоя нефти, необходимой для очистки воды, позволяет производить качественную очистку воды от нефти, что обеспечивает повышение эффективности работы.

Выполнение высоты слоя воды между зеркалом нефть-вода и местом вывода воды из трубной сепарационной установки, равной или большей высоты слоя воды, необходимой для отстоя, позволяет повысить качество отводимой воды, что обеспечивает повышение эффективности работы установки.

Измерение давления и температуры нефти и/или воды на выходе из трубной сепарационной установки (и/или в ней, и/или на входе в нее) позволяет учесть зависимость газа от давления и температуры), что обеспечивает оптимизацию длины газовой секции.

Определение (или измерение) коэффициента выделения растворенного газа из нефти в зависимости от давления и температуры на выходе позволяет учесть выделение газа от давления и температуры, что обеспечивает оптимизацию длины газовой секции.

Измерение в мерной емкости времени разрушения эмульсии в зависимости от ее высоты позволяет более точно оптимизировать длины секций трубной сепарационной установки для определения параметров при работе на нерасчетных режимах.

Осуществление ввода водонефтегазовой смеси в месте малой оси плоскости поперечного сечения трубной сепарационной установки, параллельной поверхности, позволяет обеспечить более равномерное распределение пластовой жидкости в нефтеотстойной секции, что обеспечивает повышение эффективности работы.

Осуществление ввода может тангенциально обеспечить более равномерное распределение пластовой жидкости в нефтеотстойной секции, что обеспечивает повышение эффективности работы.

Одна из возможных трубных сепарационных установок, построенная на реализации заявляемого способа определения параметров трубной сепарационной установки, показана на чертеже.

Трубная сепарационная установка состоит из последовательно соединенных водоотстойной 1, нефтеотстойной 2 и газовой секций 3. К нефтеотстойной секции 2 подсоединен трубопровод подвода 4 водонефтегазовой смеси и трубопровод отвода нефти 5. Трубопровод отвода воды 6 соединен с водоотстойной секцией 1. Верхняя часть газовой секции 3 подсоединена к трубопроводу отвода газа 7. В трубопроводе отвода воды 6 расположено устройство для измерения температуры и давления воды 8.

Параметры трубной сепарационной установки определяются следующим образом. Отбирается проба водонефтегазовой смеси достаточного объема для проведения полного исследования. Измеряются (определяются):

- плотность нефти:

- плотность воды;

- обводненность;

- газовый фактор при нормальных физических условиях;

- коэффициент выделения газа из нефти в зависимости от давления и температуры;

- время разрушения водонефтяной эмульсии на воду и нефть;

- высота слоя воды, необходимая для ее отстоя;

- высота слоя нефти (гидрофобного фильтра) для очистки воды от нефти;

- высота слоя нефти для очистки нефти от воды.

По условиям промысла измеряются (определяются) следующие параметры трубной сепарационной установки:

- объемный расход пластовой жидкости;

- температура и давление воды на выходе из установки;

- внутренний диаметр трубы.

С помощью формулы (1) определяется время цикла расслоения. Коэффициент запаса по времени К в (1) в зависимости от свойств нефти и воды обычно изменяется от 1 до 3. Затем по формуле (2) находится суммарный объем водоотстойной и нефтеотстойной секций. Масса нефти там равна (3). По известной массе нефти (3) из соотношения (4) находится объем нефтеотстойной секции. Далее с помощью (4)-(6) из выражения (7) определяется объем газовой секции. Длины водоотстойной 1, нефтеотстойной 2 и газовой 3 секций вычисляются по формуле (10). Углы наклона секций находятся из выражения (11). Площадь поперечного сечения секций в плоскости, параллельной поверхности, находятся из (15). Качество сепарации зависит от площади зеркала нефть-вода. В нефтеотстойную секцию 2 трубной сепарационной установки по трубопроводу подвода 4 поступает водонефтегазовая смесь. Начинается ее сепарация на воду, нефть и газ. Нефть отводится по трубопроводу отвода нефти 5, а вода - по трубопроводу отвода воды 6 из водоотстойной секции 1. Газ поднимается и отводится из верхней части газовой секции 3 трубопроводом отвода газа 7. В трубопроводе отвода воды 6 производится замер давления и температуры устройством для измерения температуры и давления воды 8.

Ниже приведен расчет путевого трубного водоотделителя ТВО-48 НГДУ «Уфанефть» ОАО «АНК «Башнефть».

Исходные данные:

- объемный расход жидкости Q_ж=450 м³ /сут;

- массовый расход нефти G_н=90 т/сут;

- обводненность n_в=76.9%;

- газовый фактор Г_ф=65 м³ /т;

- давление на выходе Р_вых=14 атм;

- О_тр=1402 мм=1,402 м (1420 мм *18 мм);

- v_тр(1 п.м)=1.543 м³.

По условиям ТВО-48 должна представлять трубу с постоянным углом наклона. Время разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду для НГДУ «Уфанефть» составляет 15-20 мин. При Р_вых=14 атм k_p=0.56. После расчетов по формулам (1)-(15) вышла длина 40 м, угол наклона 3...4 град.

Таким образом, заявляемый способ определения параметров трубной сепарационной установки позволяет повысить эффективность и уменьшить длину.

1. Способ определения параметров трубной сепарационной установки, включающий измерение объемного расхода водонефтяной эмульсии, времени разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду, определение длины водоотстойной и нефтеотстойной секций в зависимости от диаметра трубы, отличающийся тем, что дополнительно измеряют обводненность эмульсии, плотности нефти и воды, высоту слоя воды, необходимую для ее отстоя, высоту слоя нефти для очистки воды и высоту слоя нефти для очистки нефти, а также давление и температуру воды и нефти на выходе из установки, определяют массовый расход нефти и ее газовый фактор, коэффициент выделения растворенного газа из нефти в зависимости от давления и температуры нефти на выходе, определяют углы наклона секций и длину газовой секции, при этом ввод водонефтегазовой смеси в установку осуществляют на высоте от зеркала нефть-вода, равной или большей высоты слоя нефти, необходимой для очистки воды, а вывод воды - на высоте от зеркала нефть-вода, равной или большей высоты слоя воды, необходимого для ее отстоя.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что время разрушения эмульсии замеряют в мерной емкости.