Способ сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором и система для его осуществления
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к внутри промысловому сбору и транспорту водогазонефтяной продукции скважин с высоким газовым фактором на установки предварительного сброса воды и подготовки нефти. Способ включает забор продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок под устьевым давлением, пропускание ее через струйную технику, снабженную соплом, приемной камерой, камерой смешения и диффузором, последующую подачу ее на сепарационный узел, где производят разделение указанной продукции на газосодержащую продукцию сепарации - газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть, выполняющую роль рабочей среды, которую подают на прием силового блока и с его выхода - в сопло струйной техники. В качестве струйной техники используют струйный аппарат, а перед пропусканием продукции нефтяных скважин через указанный струйный аппарат производят ее турбулизацию. Далее ее подают в приемную камеру струйного аппарата и затем через камеру смешения последнего и его диффузор - в сепарационный узел с двумя ступенями сепарации, состоящий из последовательно размещенных гидроциклона и гравитационного сепаратора. При этом производят последовательную сепарацию продукции нефтяных скважин в гидроциклоне на свободный газ, отводимый в напорный трубопровод, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую в гравитационный сепаратор, где указанную жидкость разделяют на газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть, выполняющую роль рабочей среды, которую через трубопровод и вспомогательное технологическое оборудование, обеспечивающее устойчивую работу силового блока и струйного аппарата, подают на прием силового блока, а с его выхода - в сопло струйного аппарата. Предлагаемая система содержит линию 1 забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок 2, струйный аппарат 3, турбулизатор 4, сепарационную установку, состоящую из последовательно размещенных гидроциклона 5 и гравитационного сепаратора 6, и силовой блок 7. Линия 1 подключена к вводу транспортируемой жидкости турбулизатора 4. После турбулизатора 4 однородная по плотности продукция через приемную камеру 8, камеру смешения 9 струйного аппарата 3 поступает на диффузор 10, который связан с входом 11 гидроциклона 5. В гидроциклоне 5 производится сепарация продукции нефтяных скважин на свободный газ, отводимый из верхней части гидроциклона 5 в напорный трубопровод 12, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую по отводу 13 в гравитационный сепаратор 6. В последнем производится ее разделение на газонефтеводяную фазу, направляемую по отводу 14 в напорный трубопровод 12, и на водонефтяную часть - рабочую среду, направляемую через отвод 15 в трубопровод 16. Для обеспечения устойчивой работы силового блока и струйного аппарата трубопровод 16 снабжен вспомогательным технологическим оборудованием, например, пеногасителем 17, и/или теплообменником 18, и/или фильтром 19. Трубопровод 16 соединен с силовым блоком 7, выход которого соединен с соплом 20 струйного аппарата 3. Технический результат - расширение возможностей и повышение надежности сбора и транспортировки продукции скважин с высоким газосодержанием от 100 до 1000 и более м3 на тонну продукции и при наличии неравномерного чередующегося потока продукции нефтяных скважин пачками жидкость-газ, при одновременном придании возможности стабильной и безостановочной работы в течение длительного периода времени при обеспечении транспортирования указанной продукции, преимущественно, в количестве сотен и тысяч кубометров в час в условиях газовых пробок. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к внутри промысловому сбору и транспорту водогазонефтяной продукции скважин с высоким газовым фактором на установки предварительного сброса воды и подготовки нефти.
Известен способ транспортирования водогазонефтяной смеси многофазными винтовыми насосами, согласно которому производят подачу смеси с пункта сбора по трубопроводу через блок очистки от мехпримесей на прием двухвинтового насоса, последующее разделение с помощью аппарата-разделителя смеси на жидкую и газовую фазы, отвод газовой фазы и части жидкой фазы в транспортную магистраль, а другую часть жидкой фазы в объеме, определяемом математической зависимостью, возвращают с помощью байпасного трубопровода с регулировочной задвижкой на прием насоса, поддерживая общее газосодержание на приеме ниже предела срывания (патент РФ №2020371, кл. F17D 1/00, от 1992 г.).
Недостатком этого известного способа является применение винта как рабочего органа двухвинтового насоса, чувствительного к наличию механических примесей и газосодержанию смеси лишь до 60-90%, а также ограниченное время работы с газовыми пробками, необходимость применения системы зажижения (необходимость подачи смазывающей жидкости на винты насоса) при работе с газовой пробкой. Указанные недостатки приводят к тому, что известный способ является недостаточно надежным в работе в условиях высокого газового фактора до 100% водогазонефтяной смеси и малоэффективным при наличии большого числа газовых пробок.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по совокупности признаков является способ сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин (патент РФ №2236639, кл. F17D 1/00, от 2003 г.), включающий забор продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок под устьевым давлением, пропускание ее через струйную технику - эжектор, снабженный соплом, приемной камерой, камерой смешения и диффузором, последующую подачу ее на сепарационный узел-трубный делитель фаз, где производят разделение указанной продукции на газосодержащую продукцию сепарации - газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть, выполняющую роль рабочей среды, которую подают на прием силового блока и с его выхода - в сопло эжектора, который обеспечивает всасывание, смешение и сжатие смеси до давления сепарации и транспортировки продукции, при этом в качестве силового блока используют силовой блок, выполненный в виде электроцентробежного насоса, размещенного в обсаженном обсадной трубой с заглушкой на нижнем конце зумпфе и закрепленного на насосно-компрессорной трубе (НКТ), полость которой гидравлически соединена через линейный отвод устьевого оборудования зумпфа с соплом эжектора, а межтрубное пространство зумпфа соединено посредством байпасной линии (трубопровода) с отводом водонефтяной продукции сепарации.
К недостаткам известного способа можно отнести недостаточную производительность и эффективность работы в условиях очень высокого газового фактора и при наличии большого количества газовых пробок, что может привести к нестабильности всего технологического цикла.
Из этого же патента известна система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, включающая линию забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок, струйную технику - эжектор, содержащий сопло, приемную камеру, камеру смешения и диффузор, сепарационный узел-трубный делитель фаз, вход которого соединен с диффузором эжектора и который содержит отвод газосодержащей продукции сепарации, связанный с напорным трубопроводом, и отвод водонефтяной части сепарации, выполняющей роль рабочей среды, связанный посредством байпасной линии (трубопроводом) с силовым блоком, выход которого соединен с соплом эжектора, при этом в качестве силового блока система содержит силовой блок, выполненный в виде электроцентробежного насоса, размещенного в обсаженной обсадной трубой с заглушкой на нижнем конце зумпфе и закрепленного на насосно-компрессорной трубе, полость которой гидравлически соединена через линейный отвод устьевого оборудования зумпфа с соплом эжектора, а межтрубное пространство зумпфа соединено посредством байпасной линии (трубопровода) с отводом водонефтяной продукции сепарации.
Указанная известная система обеспечивает подачу продукции скважин через автоматизированные групповые замерные установки на прием эжектора, далее на трубный делитель фаз, где происходит разделение смеси на водонефтяную и газонефтеводяную части. Газонефтеводяная часть отводится в систему транспорта на установку предварительной подготовки нефти (УППН), а водонефтяная - на прием электроцентробежного насоса (ЭЦН), закрепленного на насосно-компрессорной трубе и установленного в зумфе (колодце). Рабочая среда под давлением, развиваемым насосом, поступает на сопло эжектора, который обеспечивает всасывание, смешение и сжатие смеси до давления сепарации и транспортировки продукции.
К недостаткам известной системы можно отнести ограниченную производительность погружных ЭЦН, недостаточную дегазацию продукции нефтяных скважин в трубном делителе фаз (остается значительное наличие газовых пробок в рабочей среде, особенно при высоком газосодержании - 100% продукции нефтяных скважин), снижающие технические характеристики ЭЦН и приводящие к неравномерной (нестабильной) работе эжектора по всасываемой смеси в режиме жидкость-жидкость, жидкость-газ.
Задачей предлагаемого комплексного изобретения является расширение возможностей и повышение надежности и производительности при использовании струйных аппаратов для транспортировки продукции скважин с высоким газовым фактором и при наличии неравномерного чередующегося потока продукции нефтяных скважин пачками жидкость-газ в течение длительного времени.
Единый технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в расширении возможностей и повышении надежности сбора и транспортировки продукции скважин с высоким газосодержанием от 100 до 1000 и более м3 на тонну продукции и при наличии неравномерного чередующегося потока продукции нефтяных скважин пачками жидкость-газ, при одновременном придании возможности стабильной и безостановочной работы в течение длительного периода времени при обеспечении транспортирования указанной продукции, преимущественно, в количестве сотен и тысяч кубометров в час в условиях газовых пробок.
Дополнительным техническим результатом является снижение затрат, приведенных на единицу продукции скважин на обслуживание и ремонт оборудования.
Указанный технический результат обеспечивается предлагаемым способом сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающим забор продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок под устьевым давлением, пропускание ее через струйную технику, снабженную соплом, приемной камерой, камерой смешения и диффузором, последующую подачу ее на сепарационный узел, где производят разделение указанной продукции на газосодержащую продукцию сепарации - газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть, выполняющую роль рабочей среды, которую подают на прием силового блока и с его выхода - в сопло струйной техники, при этом согласно изобретению в качестве струйной техники используют струйный аппарат, а перед пропусканием продукции нефтяных скважин через указанный струйный аппарат производят ее турбулизацию с получением однородной по плотности среды, после чего ее подают в приемную камеру струйного аппарата и далее через камеру смешения последнего и его диффузор - в сепарационный узел с двумя ступенями сепарации, состоящий из последовательно размещенных гидроциклона и гравитационного сепаратора, при этом производят последовательную сепарацию продукции нефтяных скважин в гидроциклоне на свободный газ, отводимый в напорный трубопровод, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую в гравитационный сепаратор, где указанную жидкость разделяют на газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть, выполняющую роль рабочей среды, которую через трубопровод и вспомогательное технологическое оборудование, обеспечивающее устойчивую работу силового блока и струйного аппарата, подают на прием силового блока, а с его выхода - в сопло струйного аппарата.
Турбулизацию продукции нефтяных скважин осуществляют посредством гидродинамического турбулизатора при числах Рейнольдса более ста тысяч.
В качестве гидродинамического турбулизатора используют турбулизатор со встречно направленными лопатками.
В качестве силового блока используют силовой блок, выполненный в виде расположенного наземно силового насоса центробежного типа, или винтового типа, или поршневого типа, или силового насоса, расположенного в шурфе, но с наземным положением электродвигателя к нему.
В качестве силового блока используют силовой насос с производительностью не менее 100 м3/ч.
Напорный трубопровод соединен с установкой подготовки нефти.
В качестве вспомогательного технологического оборудования, обеспечивающего устойчивую работу силового блока и струйного аппарата, используют пеногаситель, и/или теплообменник, и/или фильтр.
Для обеспечения наиболее устойчивой работы одновременно силового блока и струйного аппарата площадь сопла струйного аппарата выбирают в зависимости от характеристик силового насоса силового блока и определяют по формуле:
где
Q - оптимальный расход рабочей среды насоса по его характеристике через сопло СА, м3/сек;
µ - коэффициент, учитывающий трение, принимается от 0,82 до 0,95;
F - площадь сопла, м2;
Δh - максимальный напор, создаваемый насосом по его характеристике, м вод. ст.;
а расчет длины свободной струи lc в струйном аппарате выполняют по условию:
где
lc - длина свободной струи в струйном аппарате, м;
d1 - диаметр сопла из формулы (1) через F, м;
U - коэффициент инжекции;
a=0,11-0,12 - эмпирический коэффициент, определенный опытным путем.
Указанный технический результат также обеспечивается в предлагаемой системе сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающей линию забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок, струйную технику, содержащую сопло, приемную камеру, камеру смешения и диффузор, сепарационный узел, вход которого соединен с диффузором струйной техники и который содержит отвод газосодержащей продукции сепарации - газонефтеводяной фазы, связанный с напорным трубопроводом, и отвод водонефтяной части сепарации, выполняющей роль рабочей среды, связанный посредством трубопровода с силовым блоком, выход которого соединен с соплом струйной техники, в которой новым является то, что в качестве струйной техники система содержит струйный аппарат, кроме того, она дополнительно содержит гидродинамический турбулизатор, размещенный между линией забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок и указанным струйным аппаратом, приемная камера которого соединена с выходом указанного турбулизатора, в качестве сепарационного узла система содержит последовательно размещенные гидроциклон и гравитационный сепаратор, первый из которых, связанный с диффузором струйного аппарата, производит сепарацию продукции нефтяных скважин на свободный газ, отводимый в напорный трубопровод, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую по отводу в гравитационный сепаратор, производящий ее разделение на газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть - рабочую среду, направляемую через отвод в трубопровод, при этом последний дополнительно снабжен вспомогательным технологическим оборудованием для обеспечения устойчивой работы силового блока и струйного аппарата.
В качестве гидродинамического турбулизатора она содержит турбулизатор со встречно направленными лопатками, обеспечивающий турбулизацию при числах Рейнольдса более ста тысяч.
В качестве силового блока она содержит силовой блок, выполненный в виде расположенного наземно силового насоса центробежного типа, или винтового типа, или поршневого типа, или силового насоса, расположенного в шурфе, но с наземным положением электродвигателя к нему.
В качестве силового блока используют силовой насос с производительностью не менее 100 м3/ч.
В качестве вспомогательного технологического оборудования, обеспечивающего устойчивую работу силового блока и струйного аппарата, на трубопроводе размещены пеногаситель, и/или теплообменник, и/или фильтр.
Для обеспечения наиболее устойчивой работы одновременно силового блока и струйного аппарата площадь сопла струйного аппарата выбирается в зависимости от характеристик силового насоса силового блока и определяется по формуле:
где
Q -оптимальный расход рабочей среды насоса по его характеристике через сопло СА, м3/сек;
µ - коэффициент, учитывающий трение, принимается от 0,82 до 0,95;
F - площадь сопла, м2;
Δh - максимальный напор, создаваемый насосом по его характеристике, м вод. ст.;
а расчет длины свободной струи lс в струйном аппарате выполняется по условию:
где
lc - длина свободной струи в струйном аппарате, м;
d1 - диаметр сопла из формулы (1) через F, м;
U - коэффициент инжекции;
a=0,11-0,12 - эмпирический коэффициент, определенный опытным путем.
Достижение поставленного технического результата обеспечивается за счет совокупности и последовательности реализуемых операций способа, а также предложенной компоновки узлов системы и их взаимосвязи.
Указанный технический результат достигается за счет следующего. Важным условием является сочетание характеристик силового блока (силового насоса) и струйного аппарата (далее СА). Характеристика силового насоса определяет зону оптимального расхода рабочей среды и максимального напора ее для выбора площади сечения сопла СА. Приведенная формула (1) является определяющей для выбора площади F сопла СА.
где
Q - оптимальный расход рабочей среды насоса по его характеристике через сопло СА, м3/сек;
µ - коэффициент, учитывающий трение, принимается от 0,82 до 0,95;
F - площадь сопла, м2;
Δh - максимальный напор, создаваемый силовым насосом по его характеристике, м вод. ст.
Если Q будет оптимальным в процессе всей работы, то это обеспечит устойчивость работы насоса без угрозы срыва подачи.
Благодаря введению в предлагаемую систему между линией подачи и струйным аппаратом гидродинамического турболизатора (смесителя), который подвергает турбулизации поток продукции нефтяных скважин, преимущественно, при числах Рейнольдса более ста тысяч, и выполняет функцию гидродинамической мешалки, обеспечивая перемешивание потока, например, встречно направленными лопатками, появляется возможность получения на выходе из него однородного по плотности потока, поступающего на вход струйного аппарата. Однородность потока положительно влияет на работу струйного аппарата, улучшая его характеристики, а именно коэффициент инжекции, коэффициент полезного действия.
Давления, состав и плотность поступающей всасываемой среды влияет на коэффициент инжекции и геометрические размеры СА. И здесь определяющим является расчет длины свободной струи рабочей среды, выходящей из сопла СА, т.к. благодаря ей в приемной камере (в зоне действия струи) должен происходить массообмен и перераспределение энергии между рабочей средой и всасываемой продукцией скважин. При этом расчет длины свободной струи lс, в струйном аппарате в
преимущественном варианте выполняется по условию:
где
lc - длина свободной струи в струйном аппарате, м;
d1 - диаметр сопла из формулы (1) через F, м;
U - коэффициент инжекции;
a=0,11-0,12 - эмпирический коэффициент, определенный опытным путем.
Расчет коэффициента инжекции U струйного аппарата определяется приближенно по формуле:
где
ΔPp=Pp-Pн;
Pp - давление рабочее на сопле СА;
Pн - давление на входе приемной камеры СА, ата (атмосфера абсолютная);
ΔPc=Pc-Pн
Pc - давление смеси на выходе СА, ата;
Pн - давление на входе приемной камеры СА, ата;
σ - коэффициент 0,85-1,05 в зависимости от условий поступающей среды и давлений.
После турбулизатора однородная по плотности газожидкостная смесь - продукция, поступившая от скважин, проходит через приемную камеру, камеру смешения струйного аппарата, его диффузор и поступает в блок сепараторов, состоящий из гидроциклона и гравитационного сепаратора. Благодаря наличию совокупности указанного оборудования и, главное, их последовательному размещению обеспечивается глубокая дегазация продукции нефтяных скважин и подготовка рабочей среды с необходимыми характеристиками, благодаря которым силовой блок, через который проходит рабочая среда, и струйный аппарат, в сопло которого она поступает от силового блока, будут характеризоваться одновременно устойчивой и длительной работой независимо от показателей продукции нефтяных скважин. Гидроциклон обеспечивает отвод основной части свободного газа, нефтяной части с растворенным газом и части водонефтяной смеси в напорный трубопровод. А часть водонефтяной смеси с растворенным газом поступает в последующем в гравитационный сепаратор, где производится вторая ступень сепарации, в результате чего газовая и газонефтеводяная части отводятся так же, как и в гидроциклоне, в напорный трубопровод, а водонефтяная часть, выполняющая в последующем роль рабочей среды, по трубопроводу поступает на прием силового насоса.
Указанный трубопровод должен быть оборудован вспомогательным технологическим оборудованием, например, пеногасителем, и/или теплообменником, и/или фильтром. Наличие указанного оборудования и его комплектация определяется условиями перекачки, характеристиками струйного аппарата и силового блока. Так, например, пеногаситель необходим в случае пенящейся нефти (это обычно легкие нефти с большим газовым фактором). Теплообменник позволяет отводить излишнее тепло рабочей среды при длительной (несколько часов, а также суток) работе системы. Фильтр предназначен для очистки рабочей среды от крупных механических примесей (тряпки, болты, гайки и прочее). Поэтому размещение указанного вспомогательного технологического оборудования в совокупности или по отдельности зависит от технологических требований по обеспечению устойчивой работы силового блока (силового насоса) и струйного аппарата. При этом под устойчивой работой СА понимается выдерживание постоянного, близкого к расчетному коэффициента инжекции в течение работы системы. А под устойчивой работой силового насоса понимается работа в зоне характеристики насоса, в частности, расхода рабочей жидкости и давления ее подачи, без срыва подачи.
Силовой блок соответствующих характеристик, в преимущественном варианте с производительностью не менее 100 м3/ч, обеспечивает постоянную подачу рабочей среды на сопло струйного аппарата под необходимым давлением. В данном способе транспорта газожидкостной смеси (ГЖС) рассматриваются и могут применяться силовые блоки различной производительности, в том числе и высокопроизводительные силовые блоки для обеспечения транспорта газожидкостной смеси в объеме сотен и тысяч кубических метров в час. Но при этом любые указанные силовые блоки будут характеризоваться устойчивой работой в течение продолжительного времени и при перекачке повышенных объемов ГЖС при реализации предлагаемого способа, т.к. благодаря совокупности предложенных операций, их последовательности появилась возможность исключить вредное влияние на их работу газовых пробок при наличии неравномерного чередующегося потока продукции нефтяных скважин пачками жидкость-газ в течение длительного времени. Учитывая, что силовой блок и струйный аппарат работают во взаимосвязи, то указанная устойчивая работа будет характерна для обоих и всей системы в целом. Причем вышеприведенные математические зависимости характеристик силового насоса силового блока и параметров струйного аппарата показывают эту взаимосвязь и, например, могут быть использованы при конструировании предлагаемой системы. Причем в предлагаемом способе струйный аппарат также может быть использован различной производительности.
Благодаря предложенному подсоединению струйного аппарата между турбулизатором и напорным трубопроводом, а также благодаря введению сепарационной установки в две ступени на линии напорного трубопровода, обеспечивается надежная работа системы без остановки скважин и без остановки процесса транспортирования даже при отключении силового блока, так как образуется проточная система от скважин до напорного трубопровода (т.е. система не запирается).
Струйный аппарат в предлагаемой системе в рабочем режиме выполняет несколько функций:
- инжектора диспергированной газожидкостной смеси;
- струйного насоса перекачивания жидкой фазы;
- газового компрессора по сжатию газовой фазы;
- смесителя потоков рабочей и всасываемой среды.
В зависимости от количества газовой фазы в продукции нефтяных скважин струйный аппарат в предлагаемых способе и системе работает как жидкостногазовый компрессор, и чем больше газовая фаза на его приеме, тем больше струйный аппарат становится компрессором.
Геометрические размеры струйного аппарата отличаются от геометрических размеров эжектора, используемого в прототипе, и рассчитываются с учетом различных функций и процессов. Обычно эжектор имеет одинаковую рабочую и всасываемую среду, а струйный аппарат имеет не упругую рабочую среду (жидкость) и упругую всасываемую среду (газовую).
Работа струйного аппарата в предлагаемой системе обеспечивается энергией рабочей среды, поступающей с выхода силового блока (силового насоса) по нагнетательному трубопроводу на сопло струйного аппарата. Проходя через сопло, энергия рабочей среды преобразуется в кинетическую энергию струи и через зону разрежения (в приемной камере струйного аппарата), где давление понижается ниже давления на входе в струйный аппарат, обеспечивается инжектирование (подсос в постоянном режиме, независимо от дебита скважин и газосодержания) однородной по плотности ГЖС после турбулизации, смешение ее с рабочей средой в этой приемной камере и последующая подача смеси в камеру смешения струйного аппарата. В камере смешения происходит смешивание, частичное сжатие (компримирование) газовой фазы. В диффузоре происходит преобразование кинетической энергии жидкости и газа в статическую до давления сепарации и транспортирования.
Таким образом, заявляемый способ, реализуемый с помощью предлагаемой системы, обеспечивает непрерывную устойчивую, длительную работу многофазной насосной станции по транспортировке продукции скважин с высоким газовым фактором и с неоднородным потоком, поступающим со скважин пачками жидкость-газ.
Предлагаемые изобретения иллюстрируются чертежом, где изображена технологическая схема заявляемой системы сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором.
Предлагаемая система содержит линию 1 забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок 2, струйный аппарат 3, турбулизатор 4, сепарационную установку, состоящую из последовательно размещенных гидроциклона 5 и гравитационного сепаратора 6, и силовой блок 7.
Линия 1 забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок 2 подключена к вводу транспортируемой жидкости турбулизатора 4. После турбулизатора 4 однородная по плотности продукция через приемную камеру 8, камеру смешения 9 струйного аппарата 3 поступает на диффузор 10, который связан с входом 11 гидроциклона 5. В гидроциклоне 5 производится сепарация продукции нефтяных скважин на свободный газ, отводимый из верхней части гидроциклона 5 в напорный трубопровод 12, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую по отводу 13 в гравитационный сепаратор 6. В последнем производится ее разделение на газонефтеводяную фазу, направляемую по отводу 14 в напорный трубопровод 12, и на водонефтяную часть - рабочую среду, направляемую через отвод 15 в трубопровод 16. Для обеспечения устойчивой работы силового блока и струйного аппарата трубопровод 16 снабжен вспомогательным технологическим оборудованием, например, пеногасителем 17, и/или теплообменником 18, и/или фильтром 19. Трубопровод 16 соединен с силовым блоком 7, выход которого соединен с соплом 20 струйного аппарата 3. В качестве силового блока могут быть использованы расположенные наземно силовой насос цетробежного типа, например, марки НПС 200×700 со следующими характеристиками: расход 200 м3/ч, напор 700 м вод. ст., или силовой насос винтового типа с производительностью более 100 м3/ч и напором более 700 м вод. ст., или силовой насос поршневого типа с указанной производительностью и напором, или указанные насосы, расположенные в шурфе, но с наземным положением электродвигателя.
Реализация предлагаемого способа целесообразна посредством заявляемой системы сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором и осуществляется следующим образом.
Многофазная газоводонефтяная продукция нефтяных скважин с высоким газовым фактором через групповые замерные установки 2 по линии 1 поступает в турболизатор 4. Турболизатор 4 (смеситель) выполняет функции гидродинамической мешалки, обеспечивая перемешивание потока, например, встречно направленными лопатками 21. Однородность поступающей продукции по плотности достигается в турбулизаторе 4 за счет высоких скоростей движения во встречных направлениях при числах Рейнольдса Re больше ста тысяч. На выходе турболизатора 4 всегда идет однородный по плотности поток газожидкостной смеси, поступающий на вход струйного аппарата (далее СА) 3. Выход турболизатора 4 соединен с приемной камерой 8 СА 3. Однородная газожидкостная смесь поступает в приемную камеру 8 с зоной пониженного давления, затем - в камеру 9 смешения, далее в диффузор 10 и на вход 11 гидроциклона 5. В гидроциклоне 5 смесь разделяют на свободный газ, отводимый из верхней части гидроциклона 5 в напорный трубопровод 12, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую по отводу 13 в гравитационный сепаратор 6. В последнем производится ее разделение на газонефтеводяную фазу, направляемую по отводу 14 в напорный трубопровод 12, и на дегазированную водонефтяную часть - рабочую среду, направляемую через отвод 15 в трубопровод 16. Рабочая среда из гравитационного сепаратора 6 через пеногаситель 17, и/или теплообменник 18, и/или фильтр 19 (комплектация вспомогательного оборудования на трубопроводе 16 обусловлена обеспечением устойчивой работы силового блока и струйного аппарата и необходима для успешной реализации технологического процесса, способа) поступает на прием силового блока 7. Силовой блок 7 обеспечивает необходимый расход и напор для работы СА 3. Рабочая среда приобретает энергию в виде расхода и напора жидкости на выходе силового блока 7 и по нагнетательному трубопроводу 22, соединенному с СА 3, подается на сопло 20 СА. Проходя через сопло 20 СА, приобретенная энергия преобразуется в кинетическую энергию струи и, проходя через приемную камеру 8, создает зону разрежения с давлением ниже, чем на выходе турболизатора 4. Указанный эффект обеспечивает инжектирование однородной смеси продукции скважин в камеру смешения 9 струйного аппарата 3. Расстояние от сопла 20 СА 3 до камеры смешения 9 рассчитывается с учетом продукции скважин и, например, отличается от размеров эжектора, используемого в прототипе, на 30-60%.
Инжектированная из турбулизатора 4 смесь вместе с потоком рабочей среды поступает в камеру смешения 9, где происходит смешение потоков и преобразование скоростного напора жидкости в статический. Процесс преобразования напоров завершается в диффузоре 10. Далее газожидкостная смесь рабочей среды и продукции скважин поступает гидроциклон 5 и далее - в гравитационный сепаратор 6. В гидроциклоне 5 происходит отделение и отвод свободного газа и газожидкостной смеси по трубе отвода в напорный трубопровод 12. А газонефтеводяная жидкость с остаточным содержанием газа поступает в гравитационный сепаратор 10 для подготовки рабочей среды. Отделенная газонефтеводяная фаза отводится по отводу 14 в напорный трубопровод 12, дегазированная водонефтяная жидкость - рабочая среда необходимой кондиции поступает на прием силового блока 7. Таким образом, предлагаемый способ заключается в подготовке дегазированной рабочей среды для работы силового блока, энергия которого передается в энергию струи рабочей среды в струйном аппарате, обеспечивающего инжектирование, смешение и компримирование газожидкостной смеси до давления сепарации и транспортировки до установок подготовки нефти.
Таким образом, заявляемый способ, реализуемый предлагаемой системой сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором, обладает следующими преимуществами:
- обеспечивает стабильный и непрерывный режим транспортирования любых объемов продукции нефтяных скважин с любым газовым фактором вплоть до 100% и даже при наличии неравномерного чередующегося потока продукции нефтяных скважин пачками жидкость-газ;
- обеспечивает возможность успешной, стабильной и безостановочной работы в течение длительного периода времени, даже при транспортировании указанной продукции в количестве сотен и тысяч кубометров в час;
- исключает остановку транспортирования, а значит, исключает остановку скважин при остановке силового блока, что обеспечивает экономичный, стабильный режим работы системы и эксплуатационную надежность.
1. Способ сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающий забор продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок под устьевым давлением, пропускание ее через струйную технику, снабженную соплом, приемной камерой, камерой смешения и диффузором, последующую подачу ее на сепарационный узел, где производят разделение указанной продукции на газосодержащую продукцию сепарации - газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть, выполняющую роль рабочей среды, которую подают на прием силового блока и с его выхода - в сопло струйной техники, отличающийся тем, что в качестве струйной техники используют струйный аппарат, а перед пропусканием продукции нефтяных скважин через указанный струйный аппарат производят ее турбулизацию с получением однородной по плотности среды, после чего ее подают в приемную камеру струйного аппарата и далее через камеру смешения последнего и его диффузор - в сепарационный узел с двумя ступенями сепарации, состоящий из последовательно размещенных гидроциклона и гравитационного сепаратора, при этом производят последовательную сепарацию продукции нефтяных скважин в гидроциклоне на свободный газ, отводимый в напорный трубопровод, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую в гравитационный сепаратор, где указанную жидкость разделяют на газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть, выполняющую роль рабочей среды, которую через трубопровод и вспомогательное технологическое оборудование, обеспечивающее устойчивую работу силового блока и струйного аппарата, подают на прием силового блока, а с его выхода - в сопло струйного аппарата.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что турбулизацию продукции нефтяных скважин осуществляют посредством гидродинамического турбулизатора при числах Рейнольдса более ста тысяч.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве гидродинамического турбулизатора используют турбулизатор со встречно направленными лопатками.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве силового блока используют силовой блок, выполненный в виде расположенного наземно силового насоса центробежного типа, или винтового типа, или поршневого типа, или силового насоса, расположенного в шурфе, но с наземным положением электродвигателя к нему.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве силового блока используют силовой насос с производительностью не менее 100 м3/ч.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что напорный трубопровод соединен с установкой подготовки нефти.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве вспомогательного технологического оборудования, обеспечивающего устойчивую работу силового блока и струйного аппарата, используют пеногаситель, и/или теплообменник, и/или фильтр.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что для обеспечения наиболее устойчивой работы одновременно силового блока и струйного аппарата площадь сопла струйного аппарата выбирают в зависимости от характеристик силового насоса силового блока и определяют по формуле
где Q - оптимальный расход рабочей среды насоса по его характеристике через сопло СА, м3/с;
µ - коэффициент, учитывающий трение, принимается от 0,82 до 0,95;
F - площадь сопла, м2;
Δh - максимальный напор, создаваемый насосом по его характеристике, м вод. ст.,
и расчет длины свободной струи lс в струйном аппарате выполняют по условию
где lс - длина свободной струи в струйном аппарате, м;
d1 - диаметр сопла из формулы (1) через F, м;
U - коэффициент инжекции;
a=0,11-0,12 - эмпирический коэффициент, определенный опытным путем.
9. Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающая линию забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок, струйную технику, содержащую сопло, приемную камеру, камеру смешения и диффузор, - сепарационный узел, вход которого соединен с диффузором струйной техники и который содержит отвод газосодержащей продукции сепарации - газонефтеводяной фазы, связанный с напорным трубопроводом, и отвод водонефтяной части сепарации, выполняющей роль рабочей среды, связанный посредством трубопровода с силовым блоком, выход которого соединен с соплом струйной техники, отличающаяся тем, что в качестве струйной техники система содержит струйный аппарат, кроме того, она дополнительно содержит гидродинамический турбулизатор, размещенный между линией забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок и указанным струйным аппаратом, приемная камера которого соединена с выходом указанного турбулизатора, в качестве сепарационного узла система содержит последовательно размещенные гидроциклон и гравитационный сепаратор, первый из которых, связанный с диффузором струйного аппарата, производит сепарацию продукции нефтяных скважин на свободный газ, отводимый в напорный трубопровод, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую по отводу в гравитационный сепаратор, производящий ее разделение на газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть - рабочую среду, направляемую через отвод в трубопровод, при этом последний дополнительно снабжен вспомогательным технологическим оборудованием для обеспечения устойчивой работы силового блока и струйного аппарата.
10. Система по п.9, отличающаяся тем, что в качестве гидродинамического турбулизатора она содержит турбулизатор со встречно направленными лопатками, обеспечивающий турбулизацию при числах Рейнольдса более ста тысяч.
11. Система по п.9, отличающаяся тем, что в качестве силового блока она содержит силовой блок, выполненный в виде расположенного наземно силового насоса центробежного типа, или винтового типа, или поршневого типа, или силового насоса, расположенного в шурфе, но с наземным положением электродвигателя к нему.
12. Система по п.9, отличающаяся тем, что в качестве силового блока используют силовой насос с производительностью не менее 100 м3/ч.
13. Система по п.9, отличающаяся тем, что в качестве вспомогательного технологического оборудования, обеспечивающего устойчивую работу силового блока и струйного аппарата, на трубопроводе размещены пеногаситель, и/или теплообменник, и/или фильтр.
14. Система по п.9, отличающаяся тем, что для обеспечения наиболее устойчивой работы одновременно силового блока и струйного аппарата площадь сопла струйного аппарата выбирается в зависимости от характеристик силового насоса силового блока и определяется по формуле
где Q - оптимальный расход рабочей среды насоса по его характеристике через сопло СА, м3/с;
µ - коэффициент, учитывающий трение, принимается от 0,82 до 0,95;
F - площадь сопла, м;
Δh - максимальный напор, создаваемый насосом по его характеристике, м вод. ст.,
и расчет длины свободной струи lс в струйном аппарате выполняют по условию
где lс - длина свободной струи в струйном аппарате, м;
d1 - диаметр сопла из формулы (1) через F, м;
U - коэффициент инжекции;
a=0,11-0,12- эмпирический коэффициент, определенный опытным путем.
