Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара



Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара
Устройство отделения и собирания текучей среды, захваченной в газе из резервуара

 


Владельцы патента RU 2496002:

АКЕР САБСИ АС (NO)

Устройство для отделения и собирания жидкости, захваченной в газе из резервуара, которое присоединено к технологическому оборудованию (14, 15) для газа. Причем указанный газ подается в технологическое оборудование из устройства по впускной трубе (24) к технологическому оборудованию. Собираемая жидкость удаляется периодически из устройства по трубе (7) выпуска жидкости. Устройство образуется из сепаратора (1) жидкости и сборника (2) жидкости, которые являются двумя отдельными камерами. Камеры соединены друг с другом клапаном (3), и для дренирования собираемой жидкости сборник (2) жидкости соединен с выпускной трубой (19) от технологического оборудования промежуточным клапаном (6). Причем дренирование происходит с помощью сжатого газа, который через промежуточный клапан (6) подается из технологического оборудования. Альтернативно, подается от участка побережья или платформы, из газовой трубы или трубы газового потока скважины на морском дне или подобного. 28 з.п. ф-лы, 5 табл., 12 ил.

 

Настоящее изобретение использует энергию сжатого газа для дренирования и продувки песка (с завихрением песка и других частиц) подводного сепаратора жидкости с объединенным сборником жидкости.

Для защиты технологического оборудования и, в частности, газового технологического оборудования, от неприемлемого притока жидкости, которая также может содержать песок и другие частицы, что далее называется общим термином «песок», сепаратор жидкости, как правило, помещают выше по потоку от оборудования. Жидкость и песок собирают таким образом, что газ и жидкость с песком могут затем обрабатываться раздельно.

Такая защита подводного компрессора от слишком большого притока жидкости и песка является уже известной, и она обычно осуществляется при размещении сепаратора жидкости выше по потоку от компрессора, так что жидкость и песок могут разделяться из потока скважины, собираться и подаваться насосом в газовый трубопровод в точке ниже по потоку от компрессора, или опционально жидкость транспортируется в отдельную трубу.

В данном контексте сепараторы жидкости могут означать, среди прочего, сепараторы, скрубберы, циклоны и ловушки для жидкого конденсата, все из которых в дополнение к действующему сепаратору имеют объем для собираемой жидкости. Указанный собирающий объем определяется несколькими факторами, такими как:

Среднее содержание жидкости в газовом потоке скважины. Это может очень значительно зависеть от газового потока скважины, идущего либо от промысла сухого газа, либо от промысла газового конденсата. Варьирование в зависимости от промысла может составлять от 0,01% мас. или ниже до 5% мас. или более без какого-либо значения для изобретения, иного, чем практическое определение размеров и работа. В многофазной подаче насосом от нефтяного промысла жидкая фракция может составлять обычно от 3% об. до 30% об.

Объем порции жидкости, т.е. объем накапливания жидкости, который по разным причинам имеет место в трубопроводе выше по потоку от компрессора, и который течет в сепаратор жидкости в течение нескольких секунд.

Для иллюстрации ряда недостатков ранее известных решений следует описание общего пути дренирования жидкости из подводного сепаратора жидкости с присоединенным объемом для сбора жидкости. Поэтому ссылка делается на фиг.1, которая показывает главное оборудование на таких традиционных подводных компрессорных и насосных станциях. В таблице 1 приводятся наименования компонентов, к которым относятся буквы на фигуре.

Таблица 1
А Сепаратор жидкости с собирающим объемом в общем сосуде
В Компрессор
b' Двигатель компрессора
С Насос
с' Двигатель насоса
D Нижний допускаемый контрольный уровень жидкости
Е Верхний допускаемый контрольный уровень жидкости, когда поток является стабильным
F Наивысший уровень жидкости, определяемый объемом порции жидкости
G Оборудование вторичной очистки, например, циклоны
g' Нижняя граница оборудования вторичной очистки
H Спускная труба от оборудования вторичной очистки
I Выпуск спускной трубы
J Клапан против гидравлического удара с исполнительным Механизмом
K Холодильник против гидравлического удара
L Кабель для подачи электрической энергии к двигателю компрессора
M Кабель для подачи электрической энергии к двигателю насоса
N Труба рециркуляции жидкости
O Труба рециркуляции газа
p, Стопорные клапаны
p',
p”,
p”'
Q Электрический соединитель для двигателя компрессора
q' Электрический соединитель для двигателя насоса
R Клапан циркуляции жидкости

В процессе обычной работы все показанные стопорные клапаны р, р', р”, р”' являются открытыми, а клапан против гидравлического удара J является закрытым. В заданное время компрессор В работает при некоторой скорости, чтобы выдать требуемую газовую продукцию. Компрессор работает от электродвигателя b', который питается электрической энергией через кабель L, который соединен с двигателем компрессора электрическим соединителем Q. Аналогично насос получает электрическую энергию через кабель М и соединитель q'.

Газ, который идет из скважины резервуара, т.е. влажный газ, в сепаратор жидкости с его собирающим объемом А, имеет некоторое среднее содержание жидкости, которое в некоторых условиях может быть нарушено неустановившейся порцией жидкости с высоким содержанием жидкости и короткой длительностью. Важно знать, что в процессе работы редко несколько таких порций жидкости идут в быстрой последовательности, поэтому газ в течение отдельного периода имеет данное среднее содержание жидкости.

На фиг.1 в сборнике жидкости указан конкретный допустимый уровень жидкости от d до f. Когда насосом является центробежный насос, который способен образовывать пузырьки, нижний уровень d определяется насосом, требующим минимальную высоту для нижнего уровня жидкости d относительно всасывания насоса С. Требуемая высота - «требуемая чистая высота положительного всасывания» (ТЧВПВ) варьируется в зависимости от конструкции и рабочих параметров центробежного насоса, особенно скорости, но может быть, например, 3-4 м. Нижний уровень жидкости d также должен быть таким высоким, чтобы защитить центробежный насос от уноса свободного газа в его потоке жидкости. Центробежные насосы являются чувствительными к свободному газу из-за способности к разряжению, т.е. способности создавать увеличение давления, и мощность уменьшается вместе со степенью эффективности, и увеличивается потребность в рабочей мощности. Общим правилом является то, что свободный газ в центробежных насосах должен поддерживаться ниже 3% об. Когда выполняется требование к ТЧВПВ, указанное правило также соблюдается автоматически.

Кроме того, самый высокий допустимый нормальный уровень жидкости Е, когда поток является стабильным, определяется защитой от чрезмерно высоких количеств жидкости, унесенных газом и прошедших в компрессор, когда самая большая порция жидкости, т.е. определяющая размер порция, доходит до верха верхнего допустимого нормального уровня Е, когда поток является стабильным. Самый высокий уровень жидкости F задается при условии, что «самая большая порция жидкости», определенная расчетами, измерениями или эмпирически, должна иметь место на верху верхнего обычного уровня жидкости Е без абсолютно верхнего допустимого самого высокого уровня жидкости F. Должно быть отмечено, что абсолютно верхний допустимый самый высокий уровень жидкости F, что касается расположения оборудования вторичной очистки G, когда для дренирования используются циклоны и другое оборудование вторичной очистки, требующее спускную трубу Н, определяется падением давления после оборудования вторичной очистки, которое устанавливается в верхней части сепаратора жидкости А. Длина спускной трубы Н от нижнего конца g' оборудования вторичной очистки вниз до самого высокого допустимого уровня жидкости F должна дать достаточную статическую высоту для дренирования оборудования вторичной очистки, которое часто состоит из циклонов, которые имеют падение давления в интервале 0,1-0,5 бар (10-50 кПа). Кроме того, выпуск I спускной трубы Н должен быть всегда погружен в жидкость для предотвращения всасывания газа через спускную трубу Н. Это значит, что выпуск I должен быть расположен ниже нижнего допустимого уровня жидкости D.

Если более простое оборудование, например, мат из проволочной сетки, обеспечивает удовлетворительную вторичную очистку и, таким образом, удаление капель, высота между оборудованием вторичной очистки G и самым высоким уровнем жидкости F может быть снижена, потому что спускная труба тогда становится ненужной. Механизм обеспечения того, что капли жидкости захватываются матами из проволочной сетки и т.п. состоит в том, что капли сливаются вместе с получением размера, который заставляет их падать вниз через газ, поднимающийся к матам из проволочной сетки, т.е. что скорость падения капель является большей скорости подъема газа вверх.

Что составляет «чрезмерно высокую» нагрузку жидкости и песка для компрессора, зависит от устойчивости его конструкции по отношению к данной нагрузке и выбора материалов и любого защитного покрытия от эрозии на крыльчатках компрессора. Центробежные компрессоры могут выдерживать редкую и непостоянную нагрузку жидкости, например, 2% об., при условии, что диаметр капель является не слишком большим, т.е. обычно менее 50 мкм. Поставщики компрессоров также утверждают, что компрессоры могут работать непрерывно с жидкостью при условии, что содержание жидкости составляет менее 2% об. Другие поставщики компрессоров утверждают, что компрессоры могут работать непрерывно с жидкостью до 2% об. на впуске с каплями мельче 50 мкм с приемлемой эрозией и сроком службы.

В процессе работы насос для традиционного решения регулируется так, что уровень в сепараторе жидкости выдерживается между верхним уровнем жидкости Е и нижним уровнем D. Он затем обычно регулируется до «идеального уровня», где-то между D и Е. Это представляет собой уровень, который определяется для защиты насоса как от пузыреобразования, так и от уноса свободного газа, и который в то же самое время является достаточно низким для предотвращения уноса жидкости в компрессор.

Жидкость, которая отделяется в сепараторе жидкости А, собирается в его собирающем объеме. В известных решениях насос С указан как центробежный насос. Указанные насосы хорошо подходят для всасывания, когда производительность жидкости в кубических метрах в час (м3/ч) является не слишком низкой, так что насосы могут тогда предназначаться для повышения давления, которое может потребоваться. Обычно потребность в росте давления может варьироваться от 5 бар до 100 бар (от 500 кПа до 10000 кПа) и даже более.

В качестве примера для иллюстрации проблем, связанных с известными решениями, может быть выбран типичный случай небольшого газового промысла, который требует только одного компрессора, и где производительность жидкости составляет 10 м3/сутки, т.е. 0,4 м3/ч. В рассматриваемом примере это соответствует содержанию жидкости в газе примерно 0,01% об. и требует роста давления 30 бар (3000 кПа) от давления всасывания, которое составляет 10 бар (1000 кПа). Не существует центробежных насосов, которые при непрерывной работе могут удовлетворять такому небольшому требованию объемного потока с необходимостью увеличения давления. Одно решение для непрерывной работы насоса может включать рециклы почти полного объема жидкости с тем, чтобы получить достаточный минимальный поток жидкости в насосе, например, 70 м3/ч.

При сравнении нагрузки жидкости, которую могут выдержать центробежные устройства, по отношению к содержанию жидкости в промыслах газа или смеси газа и конденсата, как указано выше, центробежные компрессоры могут теоретически работать без отделения жидкости от газа. Однако это является теоретическим рассмотрением, которое требует, чтобы поток жидкости был равномерно диспергирован в газе. Данное положение может рассматриваться как нормальное для большей части рабочего времени для подводного компрессора, но может быть иногда нарушено большими концентрациями жидкости в наихудшем случае в форме порций жидкости, которые заполняют все поперечное сечение трубы. Механизмами, которые дают в результате такие порции жидкости, являются обычные изменения, т.е. нестационарные процессы, которые ведут к накапливанию, например, при запуске или остановке одной или более скважин на опорной плите. Наихудшим случаем, вероятно, является запуск скважин на опорной плите, где все скважины были остановлены. Значительное количество жидкости может быть тогда собрано и течь к компрессору. Чтобы избежать того, чтобы сепаратор жидкости А, имеющий определенные размеры, выдерживал неустановившуюся порцию жидкости при запуске, могут быть разработаны специальные методики запуска. Например, порция жидкости может либо пропускаться после компрессора в отдельную байпасную трубу, либо прогоняться порциями через сепаратор жидкости А.

Независимо от того, выдерживает ли компрессор жидкость, он является хорошей защитой от излишнего износа или разрушения при прохождении воды, которая также имеет некоторое содержание песка, около компрессора, особенно когда, как сделано возможным настоящим изобретением, не требуется отдельного насоса с подачей энергии.

Для компрессора этим является его стойкость к жидкости и песку, которая определяет разработку газообрабатывающей части сепаратора жидкости, и, аналогично, этим является стойкость насоса, что касается пузыреобразования и унесенного газа, что определяет конструкцию жидкость обрабатывающей части. Что касается задания точности и комплексности контроля уровня, одинаковая устойчивость двух частей является также очень важной.

На фиг.2 показано, как использование центробежного насоса увеличивает общую конструкционную высоту насоса и сепаратора жидкости и его собирающий объем для того, чтобы отвечать ТЧВПВ.

Можно видеть из примера, что разность высоты между самым низким уровнем жидкости и впуском к насосу составляет 4 м.

Для определения общей конструкционной высоты размещения компрессора, сепаратора/сборника жидкости и насоса, необходимо учитывать, что компрессор и/или двигатель компрессора могут требовать дренирования. В известных решениях для дренирования используется сила тяжести. Для обеспечения дренирования под действием силы тяжести нижняя часть компрессора должна быть расположена приблизительно на 0,5 м выше нижнего уровня в сборнике жидкости.

Следствием использования центробежного насоса и дренирования под действием силы тяжести является большая конструкционная высота всего размещения, как указано в абзаце выше. На фиг.2 в качестве примера она указана как 10,5 м. Также указан типичный диаметр некоторых компонентов.

В примере показаны вертикально ориентированный компрессор и двигатель компрессора. Если два компонента являются горизонтальными, конструкционная высота снижается, но, с другой стороны, увеличивается ширина.

Фиг.2 включает в себя только компоненты, которые необходимы для иллюстрации требования к высоте. Символы здесь являются такими же, как для фиг.1, но в дополнение имеется

Таблица 2
z Дренажная труба для компрессора с двигателем компрессора

Поэтому главной целью настоящего изобретения является показать улучшенное решение для отделения и собирания жидкости, обычно воды, конденсата и нефти с введенными химическими веществами (причем смесь является очень зависимой от резервуара), унесенной в газе, который идет из резервуара. Под улучшением понимается, главным образом, что необходимость в насосе исключается, и с этим - потребность насоса в напоре, т.к. дренирование сборника жидкости осуществляется с использованием сжатого газа. Кроме того, термин «улучшение» означает, что дренирование компрессора с двигателем осуществляется с использованием сжатого газа, и поэтому необходимость в напоре в отношении уровня жидкости в установке собирания жидкости исчезает, т.е. - что компрессор и связанный с настоящим изобретением двигатель компрессора, если такой включен в технологическое оборудование, могут быть расположены свободно с точки зрения высоты по отношению к сборнику жидкости. Как показано ниже, это дает значительное снижение высоты для всего размещения.

Указанная главная цель достигается с помощью устройства отделения и собирания жидкости, унесенной в газе из резервуара, которое присоединено к технологическому оборудованию для газа, причем указанный газ подается к технологическому оборудованию из устройства по впускной трубе к технологическому оборудованию, и собираемая жидкость удаляется периодически из устройства по выпускной трубе жидкости, причем устройство отделения и собирания отличается тем, что оно образовано из сепаратора жидкости и сборника жидкости, которые представляют собой две отдельные камеры, и которые соединены друг с другом с помощью клапана, и тем, что для дренирования собранной жидкости сборник жидкости соединяется с выпускной трубой из технологического оборудования с помощью промежуточного клапана, причем дренирование имеет место с помощью сжатого газа, который через промежуточный клапан подается от технологического оборудования или, альтернативно, от участка побережья или платформы, из газовой трубы или трубы газового потока скважины на морском дне или подобном.

Предпочтительные варианты согласно настоящему изобретению представлены в зависимых пунктах формулы изобретения.

В противоположность предшествующему уровню техники, включающему в себя дренирование с помощью питаемых электроэнергией насосов или под действием силы тяжести и продувку песка с использованием жидкости, подаваемой насосами, требованием для успешного результата использования сжатого газа является, однако, то, что подаваемый сжатый газ имеет достаточно высокое давление, более конкретно, выше, чем давление на впуске сборника жидкости в процессе обычной работы, т.е. когда дренирование сборника жидкости в данное время не проводится.

Сжатый газ в некоторых случаях, как указано, может подаваться от платформы или участка побережья из газового трубопровода и трубопровода для газового потока скважины на морском дне, или от расположения ниже по потоку от по меньшей мере одного подводного компрессора, или от промежуточной ступени компрессора, или от двигателя, охлаждающего газ.

В том случае, когда энергия подводится от сжатого газа на выпускной стороне по меньшей мере одного компрессора, сжатый газ может отводиться как, когда компрессор находится в работе, так и в форме ограниченного сжатого газа ниже по потоку, когда компрессор не находится в работе.

Так как целью является защита компрессора, в соответствии с изобретением, неважно какой выбор делается в отношении привода или двигателя: низкоскоростного, либо высокоскоростного, и подшипников: смазываемых маслом, либо магнитных подшипников, или: имеют двигатель компрессора и компрессор редукторы, либо не имеют. Это благодаря тому, что используется только сжатый газ, например, ниже по потоку от компрессора для дренирования жидкости из сборника, жидкости выше по потоку от компрессора. Кроме того, сжатый газ может быть использован для продувки песка из сепаратора жидкости и/или сборника жидкости, а также для любых других задач, где использование сжатого газа является предпочтительным. Сепаратор жидкости с присоединенным сборником жидкости помещается выше по потоку от компрессора, чтобы противодействовать эрозии и любой коррозии благодаря более высокому содержанию жидкости и песка в газе на впуске в компрессор, чем это рассчитано.

В тех случаях, когда несколько подводных компрессоров работают параллельно с общим сборником, сжатый газ может опционально отбираться из сборника или ниже по потоку от сборника.

Хотя это не должно пониматься как ограничение, описание изобретения ниже дается в связи с дренированием и/или продувкой песка подводного сборника жидкости, который собирает жидкость из присоединенного сепаратора жидкости. Хотя размещение, как правило, осуществляется в форме подводного местоположения, это не должно рассматриваться как какое-либо ограничение для среды, где может быть помещено настоящее устройство. Ясно, что дренирование может даже легко относиться к жидкости, которая, например, собирается в компрессоре и/или двигателе компрессора. Кроме того, продувка песка относится как к сепаратору жидкости, так и к сборнику жидкости для того, чтобы предотвратить нарастание песка в них, но также может быть использована для продувки других компонентов, где может иметь место нарастание песка.

Практически изобретение разработано так, что газ из источника давления, например, по меньшей мере одного подводного компрессора, действует как плунжер, который сжимает сверху вниз, подобно плунжеру в плунжерном насосе, тогда как сосуд, который составляет сборник жидкости, действует как цилиндр плунжера. Конструкция и ориентация сосуда, в принципе, не имеют значение, но на практике наиболее подходящими являются цилиндрический вертикальный, сферический или цилиндрический горизонтальный сосуды.

В отношении продувки, с тем, чтобы удалить накопленный песок, использование сжатого газа вызывает мощное завихрение благодаря его сжатию и расширению. Размещение непоказанных сопел и их конструкция могут быть оптимизированы для задачи. Поэтому смысл состоит в том, что имеется избыток продувающего газа под высоким давлением, доступный для использования.

Расширение газа дает охлаждение. Поэтому должно быть определено, может ли температура быть такой низкой, что имеется опасность образования гидрата. Если так, то гидратингибирующий агент, например, МЭГ, ДЭГ, ТЭГ, метанол или подобное, должен быть введен известным образом. В большинстве случаев избыточное введение гидратингибирующего агента не является необходимым, поскольку он был уже введен в поток скважины при пуске.

Эффективное завихрение песка в сборнике жидкости при продувке сжатым газом позволяет использовать горизонтальный сепаратор без какой-либо опасности значительного накопления песка во времени. Для облегчения удаления песка множество выпусков жидкости может быть расположено вдоль сепаратора. Это противоречит предшествующему уровню техники, где используются вертикальный сепаратор жидкости и сборник жидкости, и песок смывается с использованием жидкости под давлением из насоса, поскольку вертикальные сосуды с одним выпуском являются выгодными, когда имеется ограничение количества жидкости, которое может использоваться для продувки.

Разность в давлении между сжатым газом и давлением выше по потоку от подводного сепаратора жидкости может, быть - также использована для работы газовой турбины, которая приводит в действие, например, насос, эжектор, эдуктор и/или компрессор, если такое вспомогательное оборудование рассматривается в качестве предпочтительного для дренирования, продувки песка или других целей. Кроме того, давление газа может использоваться для пневматических цилиндров в качестве рабочих органов для клапанов, а также для пневматического измерения уровня или восприятия уровня. Ради полноты низкой точкой давления может быть также давление в сепараторе жидкости или ниже по потоку от него, но в последнем случае - перед оборудованием усиления давления.

Что делает настоящее изобретение отличающимся от предшествующего уровня техники, - это упрощение, состоящее в том, что насосы являются излишними, и необходимость постоянного регулирования уровня в сборнике жидкости отпадает. Неиспользование насосов автоматически приводит к преимуществу, заключающемуся в том, что больше не требуется оборудования для подачи электрической энергии к двигателю насоса. Кроме того, исключение постоянного регулирования уровня в сборнике жидкости ведет к упрощению системы регулирования. Неиспользование насосов, особенно центробежных насосов, дает в результате исключение необходимости специальной минимальной высоты уровня жидкости по отношению к впуску насоса, т.е. ТЧВПВ. Как указано выше, она может составлять, например, 4 м. Помимо безопасной высоты, это также ведет к снижению массы и объема. Удаление оборудования и, в частности, вращающегося оборудования, также дает повышенную надежность.

Что позволяет исключить насосы согласно настоящему изобретению - это использование энергии подаваемого сжатого газа, например, перепада давления между давлением ниже по потоку и выше по потоку от компрессора, для того, чтобы дренировать сборник жидкости.

Изобретение требует подачи газа с давлением, которое является достаточно высоким с точки зрения впускного давления в сепараторе, т.е. давление газа в потоке скважины, который вводится из резервуара, так что имеется достаточно энергии для осуществления дренирования и/или продувки. Кроме того, предполагается, что компонентами для отделения и сбора жидкости являются отдельные камеры - каждая, имеющая свой соответствующий объем, и с одним или более клапанов между указанными камерами. Наиболее практично, что указанные камеры находятся в форме двух отдельных сосудов, например, цилиндрических или сферических, но две камеры могут быть также объединены в общей емкости под давлением с формованием разделительной плиты между ними с введенным в нее клапаном. На фиг.3-8 две камеры показаны как два отдельных сосуда, тогда как на фиг.9А-9В представлен вид с двумя камерами в общем сосуде с полусферической разделительной плитой и клапаном. Другими возможными вариантами разделительной плиты являются, например, «изогнутый конец», плоский и конический. Различие между вариантами согласно фиг.9А и 9В состоит в том, что клапан с рабочим органом расположен снаружи существующего сосуда, что улучшает условия работы и упрощает возможности ремонта, например, при замене рабочего органа. Таким образом, имеется возможность получения клапана отдельно, приводимого в действие при включении соединителей, и вручную работающих клапанов к сепаратору жидкости и сборнику жидкости, соответственно. Также можно поместить клапан внутри сосуда, а рабочий орган - снаружи.

Необходимо отметить, что разделительная плита между двумя камерами должна быть определена с размерами как часть сосуда под давлением, поскольку она должна выдерживать перепад давления между камерами в процессе дренирования, например, от 5 до 150 бар (от 500 до 15000 кПа) для соответствующих случаев.

Две отдельные камеры с клапаном между ними для соответствующего отделения жидкости и сбора жидкости отличаются от известных решений, где объем для отделения жидкости и сбора жидкости образуется общей камерой в сосуде. Ссылка делается на фиг.1 и 2.

Использование энергии перепада давления между давлением ниже по потоку и давлением выше по потоку от подводного компрессора является реальной возможностью, поскольку расчеты показывают, что требования к давлению для подачи насосами для промыслов газа и смеси газа и конденсата являются очень небольшими по сравнению с требованием к давлению для сжатия. В таблице 3 ниже это показано в цифрах для типичных примеров. Требование к энергии для сжатия для примера с газом и газом-конденсатом составляет приблизительно 4000 кВт и 10000 кВт, соответственно, и расчеты показывают, что требование к энергии для подачи насосами составляет, соответственно, 1 кВт и 300 кВт.

Таблица 3
Газ Газ-конденсат
Энергия для подачи насосами по отношению к энергии сжатия 0,03% 3%
Энергия для подачи насосами 1 кВт 300 кВт

Задание параметров компрессора и его двигателя, чтобы обслуживать работу по очень умеренному дренированию, не представляет заметного увеличения либо физических размеров, либо массы, либо стоимости указанных компонентов. И оно не представляет заметного нарушения в работе компрессора. Выбор точных свойств компрессора делается так, чтобы обеспечить, чтобы компрессор не попадал под текущий гидравлический удар при использовании для дренирования или продувки.

В подводных компрессорных станциях с большой производительностью жидкости возможно, что один или более компрессоров специально предназначаются для дренирования и продувки.

Часть подводных компрессоров используют газ из выпуска компрессора или с промежуточной ступени для охлаждения электрического двигателя и любых других компонентов, которые требуют охлаждения, таких как любые магнитные подшипники. Газ, используемый для охлаждения, составляет обычно 1-5% общей скорости газа, который сжимается, и после того, как этот газ используется для охлаждения двигателя или других компонентов, он подводится обратно к месту выше по потоку от компрессора с тем, чтобы затем быть способным к повторному сжатию. Энергия сжатия используется для повторного сжатия указанного охлаждающего газа. Следовательно, использование охлаждающего газа для осуществления повторного сжатия оптимальным образом является преимуществом. Поэтому очень благоприятно использовать охлаждающий газ в качестве сжатого газа для сборника жидкости, как предназначено для настоящего изобретения.

Может быть указано, что для многостадийной подачи насосом смеси газа, нефти и воды, и когда количество жидкости обычно составляет 5-20% об., часть общей энергии, подаваемой к многофазному насосу, который используется для подачи жидкости, часто является значительно меньшей, чем количество, используемое для сжатия газа, например, 20%. Необходимо отметить, что настоящее изобретение используется не только для потока газа или смеси газа и конденсата, но также, например, для многофазной подачи насосом.

По сравнению с традиционным дренированием подводного сепаратора жидкости со связанным объемом собирания жидкости и регулированием уровня, когда для дренирования используются насосы, настоящее изобретение предусматривает существенное упрощение, а также сниженную конструкционную высоту.

Изобретение теперь будет описано более подробно с помощью предпочтительных вариантов, которые показаны на чертежах, на которых:

на фиг.1 представлена схема традиционной подводной системы для сжатия газа;

на фиг.2 схематически показаны типичные высота и диаметр для традиционного решения подводного сжатия газа с помощью компрессора, сепаратора и центробежного насоса в соответствии с примером для газа выше (см. также таблицу 3);

на фиг.3а-7 схематически показаны варианты согласно настоящему изобретению из сборника жидкости и связанного сепаратора жидкости для того, чтобы пояснить, соответственно, дренирование сборника жидкости, продувку песка сепаратора жидкости и сборника жидкости, которые могут быть выполнены независимо друг от друга, одновременно продувку песка сепаратора жидкости и сборника жидкости, дренирование двигателя вертикального компрессора и компрессора, причем различием между фиг.6А и 6В является положение точки выпуска сжатого газа по отношению к стопорному клапану, и дренирование двигателя горизонтального компрессора и компрессора, для ясности показанных только с трубами и клапанами, которые являются важными для дренирования сборника жидкости;

на фиг.8 схематически показано настоящее изобретение, где все трубы и клапаны согласно фиг.3-7 включены в чертеж;

на фиг.9А-9В схематически показано решение, где камера сепаратора жидкости и камера сборника жидкости объединены в общем сосуде с разделительной плитой и соединены клапаном между двумя камерами; и

на фиг.10-12 схематически показаны, соответственно, вертикальная и горизонтальная компоновки согласно настоящему изобретению с иллюстрацией требования к пространству в соответствующем направлении.

Для более ясного понимания настоящего изобретения ссылка делается на фиг.3, и значение ссылочных позиций можно видеть в перечне в таблице 4 ниже:

Таблица 4
1 Сепаратор жидкости
2 Сборник жидкости
3 Клапан
4 Клапан
5 Датчик верхнего уровня
6 Клапан для сжатого газа для дренирования сборника жидкости
7 Выпускная труба для жидкости
8 Точка смешения жидкости и газа
9 Запирающий клапан для выпуска компрессора, может опционально иметь фиксированное запирание
10 Датчик нижнего уровня
11 Клапан для дренирования недействующего компрессора и подходяще отрегулированный запирающий клапан
12 Клапан для впуска компрессора
13 Дренажный клапан для жидкости из компрессора
14 Двигатель компрессора
15 Компрессор
16 Клапан для газа продувки к сепаратору жидкости
17 Клапан для газа продувки к сборнику жидкости
18 Впускная труба для влажного газа
19 Выпускная труба для влажного газа
20 Стопорный клапан для впуска
21 Стопорный клапан для выпуска
22 Вентиляционная труба
23 Выпускной клапан
24 Труба
25-25"' Дренажные клапаны для горизонтального компрессора
26 Дренажный клапан для двигателя горизонтального компрессора
30 Разделительная плита
31 Спускная труба для оборудования вторичной очистки, например, циклонов
32 Клапан
33 Выпуск от спускной трубы
34 Оборудование вторичной очистки

Необходимо отметить, что оборудование, включенное в таблицу 4, представляет собой только оборудование, которое необходимо, чтобы пояснить изобретение и его функцию. Для практической работы может иметься дополнительно ряд другого вспомогательного оборудования, такого как обратные клапана, датчики давления и температуры и т.д.

Должно быть отмечено, что, хотя иллюстрация изобретения дается в связи со сборником жидкости и сепаратором жидкости, которые соответствующим образом присоединены к компрессору и двигателю компрессора, когда они размещаются в общей оболочке под давлением, это никаким образом не предполагает ограничение настоящего изобретения. Таким образом, должно быть, легко понять, что изобретение применимо для любого технологического оборудования для газа, где включены сепаратор жидкости и связанный сборник жидкости. Если включенное технологическое оборудование, например, не способно подавать сжатый газ с достаточно высоким давлением, или по ряду причин нежелательно использовать такую подачу, сжатый газ может вместо этого идти от участка побережья или платформы, или из газовой трубы на дне моря, или газовой трубы потока скважины на дне моря и т.п.

В данном случае сепаратор 1 жидкости оборудуется непоказанным оборудованием вторичной очистки для захвата капель, например, мультициклонами, в отдельном сосуде, независимом от сборника 2 жидкости. Высота сепаратора жидкости в основном определяется практическими факторами, такими как, что должна иметься камера для впускного и опционального впускного оборудования для демпфирования скачков и предварительного отделения жидкости на впуске, и высота оборудования вторичной очистки плюс некоторое минимальное расстояние между впуском оборудования впуска и вторичной очистки. На практике общая высота выдерживается, например, в интервале 2,5-4 м.

Если оборудование вторичной очистки состоит из циклонов или подобного с относительно высоким перепадом давления, что требует спускной трубы 31, указанная спускная труба должна проходить от сепаратора 1 жидкости к сборнику 2 жидкости. Кроме того, выпуск 33 от спускной трубы 31 расположен так, что он находится всегда ниже нижнего уровня жидкости в сборнике жидкости, т.е. имеет погруженный выпуск. Указанный нижний уровень определяется датчиком 10 нижнего уровня.

Кроме того, сепаратор жидкости 1 должен иметь достаточный объем для собирания жидкости, т.е. среднее получаемое количество жидкости и любых порций жидкости, когда сборник 2 жидкости дренируется, а клапан 3 является закрытым. В процессе обычной работы сепаратор 1 жидкости является почти все время незаполненным, поскольку жидкость и любой песок стекают в сборник 2 жидкости как результат того, что клапан 3 между ними является открытым, а клапан 4 на дренажном конце сборника 2 жидкости является закрытым. Параметры объема сборника 2 жидкости определяются на основе практического равновесия между тем, чтобы иметь такой большой объем, который не должен дренироваться «все время», например, каждую минуту, и в то же время тем, чтобы не иметь такой большой объем с соответствующими размерами и высотой, который является непрактичным и нерегулируемым. В приведенном выше примере с производительностью жидкости 10 м3/сутки (0,42 м3/ч) объем 3,5 м3, например, дает около трех операций дренирования в сутки (24 ч). Соответствующими размерами могут быть диаметр и высота 1,5 м и 2 м, соответственно.

Ссылка теперь делается на фиг.3А для пояснения ниже дренирования сборника 2 жидкости в том случае, когда оборудование вторичной очистки представляет собой тип, который не требует спускной трубы.

Когда в сборнике 2 жидкости собирается так много жидкости, что достигается верхний уровень, датчик 5 уровня дает сигнал, который запускает следующую последовательность дренирования:

- клапан 3 закрывается;

- клапан 6 открывается, так что сборник 2 жидкости спрессовывается до выпускного давления компрессора подаваемым сжатым газом; и

- клапан 4 открывается, и сборник 2 жидкости дренируется через выпускную трубу 7.

Дренирование имеет место до нижнего уровня, который обычно имеется в пустой емкости. Датчик 10 уровня в днище сборника 2 жидкости или в его выпускной трубе 7 дает сигнал об остановке дренирования. Предполагается, что это состоит в том, что подача сжатого газа через клапан 6 прекращается в то же самое время, когда клапан 4 закрывается, а клапан 3 открывается. Последовательность срабатывания клапанов 4 и 6 не имеет значения, поскольку давление будет одинаковым на любой стороне клапана 4 в любом случае. С таким простым способом, который может использоваться в некоторых случаях, могут возникнуть две проблемы:

- благодаря перепаду давлений между сборником 2 жидкости и сепаратором 1 жидкости, который является довольно значительным, например, от 5 до 100 бар (от 500 до 10000 кПа), может иметься трудность в открытии клапана 3;

- когда клапан 3 открывается, в сепараторе 1 жидкости может иметь место скачок давления и объема, нарушая отделение жидкости. В наихудшем случае жидкость, которая собирается в сепараторе 1 жидкости, когда сборник 2 жидкости дренируется, продувается через сборник 2 жидкости и в компрессор 15 с возможными неблагоприятными последствиями.

Может ли использоваться указанная простая процедура для возвращения к нормальным операциям после завершения дренирования, должно оцениваться в каждом отдельном случае. Это зависит, среди прочего, от того, как велика производительность жидкости по отношению к времени дренирования, другими словами, как много жидкости может быть собрано в сепараторе жидкости, когда проходит дренирование, и это зависит от перепада давлений между сборником 2 жидкости и сепаратором 1 жидкости при завершенном дренировании, когда открывается клапан 3. В приведенном выше примере с производительностью жидкости 10 м3/сутки (0,42 м3/ч) при перепаде давлений 30 бар (3000 кПа) и расчетном времени дренирования 0,5 мин количество жидкости, собранной во время дренирования, составляет около 0,4 л, что может быть приемлемым.

Чтобы избежать риска, связанного с указанной выше процедурой, предпочтительно, чтобы компоновка включала вентиляционную трубу 22 с клапаном 23, (см., например, фиг.3А). Предпочтительная процедура после завершенного дренирования является такой:

- клапаны 6 и 4 закрываются;

- клапан 23 открывается и выдерживается открытым до получения достаточного выравнивания давления между сборником 2 жидкости и сепаратором 1 жидкости; время зависит, в частности, от диаметра трубы 22 и может составлять на практике, например, от нескольких секунд до 1 мин или более;

- клапан 3 открывается, а клапан 23 закрывается. Возврат к нормальным рабочим условиям тогда имеет место до следующего дренирования.

Должно быть отмечено, что, в случае предпочтительной процедуры, все клапаны, которые приводятся в действие при высоком перепаде давлений, т.е. клапаны 23, 6 имеют небольшой диаметр, например, в интервале примерно 25-50 мм, который не вызывает никаких проблем. Большой клапан 4 открывается и закрывается без какого-либо перепада давлений независимо от того, простая или предпочтительная процедура используется. Это обусловлено тем, что сборник 2 жидкости наполняется после того, как клапан 3 закрывается, а клапан 6 затем открывается до такого же давления, как ниже по потоку от клапана 4, перед тем как он открывается. После того, как дренирование завершается, клапан 4 также закрывается перед тем, как давление сбрасывается из сборника 2 жидкости. Как уже показано, клапан 3, будучи открытым в соответствии с простой процедурой, должен открываться с полным перепадом давлений между сборником 2 жидкости и сепаратором 1 жидкости. В случае предпочтительной процедуры перепад давлений между сборником 2 жидкости и сепаратором 1 жидкости нейтрализуется полностью или достаточно перед тем, как клапан 3 открывается.

Как, например, показано на фиг.3А, выпускная труба 7 для жидкости из сборника 2 жидкости открывается в точке смешения в выпускную трубу газа 19 из технологического оборудования. Альтернативно, жидкость, которая дренируется, может, конечно, (непоказанным путем) проходить в другую точку получения, например, на участок побережья или на платформу и т.д.

Если это допустимо, что касается действия, износа и надежности, клапаны 3, 4, в случае предпочтительной процедуры, в принципе могут быть обратными клапанами. Клапан 3 тогда закрывается, когда сжатый газ идет через клапан 6 в сборник 2 жидкости, а клапан 4 открывается.

Что касается определения, является ли перепад давлений между сборником 2 жидкости и сепаратором 1 жидкости достаточно или полностью нейтрализованным, это может быть просто сделано при поддержании клапана 23 открытым в течение времени, определенного расчетом. Это потому, что такой расчет является простым. Опционально в сборник 2 жидкости может быть установлен датчик давления, и давление здесь может сравниваться с давлением в сепараторе 1 жидкости, причем измеренный перепад давлений определяет, когда клапан 3 может быть открыт. Датчик давления также может быть установлен в сепаратор 1 жидкости, но обычно датчики давления устанавливаются вблизи сепаратора 1 жидкости, что обеспечивает достаточно хорошее указание для определения давления в сепараторе 1 жидкости.

Вместо датчиков для определения верхнего и нижнего уровня может быть использовано непрерывное измерение или считывание. Такое измерение или считывание верхнего и нижнего уровня может быть также заменено, если необходимо, контролем времени дренирования на основе опыта или расчета. Также могут быть использованы их комбинации.

В процессе дренирования клапаны должны регулироваться так, чтобы сжатый газ, который подается из компрессора 15 через клапан 6, не мог идти в неправильном направлении, т.е. вверх через клапан 3, и нарушать работу сепаратора 1 жидкости. Следовательно, клапан 3 должен быть закрыт до того, как клапан 6 открывается, и клапан 4 должен открываться после того, как клапан 3 закрывается, и сборник 2 жидкости опрессовывается.

Возможность дренирования, и с какой скоростью, определяется рядом факторов. Если сборник 2 жидкости питается через клапан 6 при выпускном давлении компрессора 15, сборник 2 жидкости, который требуется, чтобы иметь напор, дренируется в точке 8 смешения жидкости и газа под действием силы тяжести до тех пор, пока сосуд в сборнике 2 жидкости и, опционально, труба 7 не станут пустыми через некоторое время.

Что касается фиг.3В, теперь следует пояснение дренирования сборника 2 жидкости, когда оборудование вторичной очистки требует спускную трубу 31 с клапаном 32 и погруженным выпуском 33. Поясняются только отличия от описания относительно фиг.3А.

В процессе обычной работы клапан 32 в спускной трубе 31 открывается, так что жидкость, которая отделяется оборудованием вторичной очистки, стекает в спускную трубу 31 и в сборник 2 жидкости из выпуска 33, который является погруженным и, таким образом, находится ниже датчика нижнего уровня 10.

В процессе дренирования сборника 2 жидкости клапан 32 является закрытым. Жидкость, которая затем отделяется в оборудовании вторичной очистки, собирается в спускной трубе 31 выше клапана 32. С чисто практической точки зрения клапан 32 должен быть помещен как можно ниже, с тем, чтобы обеспечивать максимальный собирающий объем в спускной трубе 31. Диаметр спускной трубы среди прочего должен быть основан на расчетах собирающего объема жидкости. Диаметр 50-75 мм в большинстве случаев, вероятно, будет достаточным. При последующей процедуре для, соответственно, начала дренирования и конца дренирования, как описано в связи с фиг.3А, открытие и закрытие клапана 32 имеет место с небольшим перепадом давлений или без него.

В других отношениях дренирование сборника 2 жидкости в любом из случаев согласно фиг.3А и 3В может быть усилено, и необходимость напора может быть снижена или исключена относительно точки 8 смешения следующим образом:

1. Запирающий клапан 9 устанавливается для соответствующего запирания с получением желаемого избыточного давления в сепараторе 1 жидкости относительно давления в точке 8 смешения. Если указанное избыточнее давление составляет, например, 0,5 бар (50 кПа), оно соответствует физической высоте примерно 5 м. При большем запирании требуемая физическая высота для сборника 2 жидкости в точке 8 смешения не может быть только снижена, а исключается полностью, если считается преимуществом. При необходимости, сборник 2 жидкости может быть помещен ниже точки 8 смешения при регулировании высоты сепаратора 1 жидкости путем ограничения потока с использованием клапана 9. Запирание, например, 2 бар (200 кПа) соответствует физической высоте примерно 20 м. Поэтому способ, включающий запирание выпуска, дает большую степень свободы, что касается положения высоты сепаратора 1 жидкости и сборника 2 жидкости. Так, запирающий клапан может иметь только два положения, т.е. открытое и некоторое запирающее положение, или, альтернативно, регулируется, чтобы быть способным регулировать запирание, при необходимости. Если необходимо частое дренирование, запирающий клапан может быть заменен нерегулируемым штуцером.

2. Избыточное давление может быть получено путем оборудования компрессора дополнительной крыльчаткой обычно после его последней ступени. Обычно сжатый газ проходит с данной ступени к стороне всасывания, но размещение клапана может привести к дренированию и опциональной продувке.

Также должно быть указано, что газ для продувки может быть отобран не только из выпуска компрессора 15 для подачи через клапан 6, но может быть, кроме того, отобран на любой из ступеней компрессора, не показанных на чертежах. То же самое может быть применимо к дренированию, когда обеспечивается достаточное давление для дренирования, например, в комбинации с физической высотой или запиранием запирающего клапана 9, или с дополнительной крыльчаткой в компрессоре.

Кроме того, должно быть указано, как известно, что двигатель компрессора 14 может быть охлажден так, что подходящее количество газа с одной из ступеней компрессора 15 проводится через двигатель для отбора тепла (не показано). Указанный охлаждающий газ также может быть пропущен для использования в качестве продувочного газа или, опционально, для дренирования.

Дренирование двигателя подводного компрессора и компрессора осуществляется преимущественно сразу после установки, поскольку морская вода может проникать в процессе установки на морском дне. После отключения может быть предпочтительным дренировать двигатель подводного компрессора и компрессор до того, как они будут пущены в работу снова.

Ссылка теперь делается на фиг.4 и 5 для того, чтобы в дальнейшем пояснить продувку песка сепаратора 1 жидкости и сборника 2 жидкости.

В процессе продувки сепаратора 1 жидкости клапаны 16 являются открытыми, а в процессе продувки сборника 2 жидкости открытым является клапан 17. Продувка может регулироваться по времени на основе опыта или расчетного требования к продувке для предотвращения нарастания песка или, опционально, формами измерения или указания нарастания песка. Как пояснено в связи с фигурой, сепаратор 1 жидкости и сборник 2 жидкости продуваются независимо друг от друга. С двумя клапанами 16, 17 частота продувки, соответственно, сепаратора 1 жидкости и сборника 2 жидкости может иметь место независимо друг от друга.

На фиг.5 показана упрощенная компоновка, где продувка песка имеет место в одно и то же время в сепараторе 1 жидкости, и в сборнике 2 жидкости. В таком случае один из клапанов может быть удален, так что остается только клапан 16. Продувочный газ подается одновременно в сепаратор 1 жидкости и сборник 2 жидкости. Для большинства случаев способ с общим продувочным клапаном является, вероятно, удовлетворительным. Подача продувочного газа в сепаратор 1 жидкости должна быть приспособлена так, чтобы она незначительно нарушала отделение жидкости.

На фиг.6А и 6В показано дренирование вертикального компрессора и двигателя компрессора 14, 15. Различие между двумя фигурами составляет точка выпуска дренажного газа через клапан 11. Собранная жидкость дренируется, когда сжатый газ допускается в компрессор, и двигатель компрессора, когда клапан 11 открывается. Компрессор затем отключается, и клапан 12 закрывается, когда есть стопорный клапан 21 и клапан против гидравлического удара, не показанный здесь, но ссылка делается на клапан j на фиг.1. Закрытый клапан против гидравлического удара является требованием также для процедур дренирования двигателя компрессора и компрессора, которые следуют. Таким образом, может быть дозировано подходящее количество газа для дренирования двигателя компрессора и компрессора, так что оно не дает, в результате, вредного обратного течения, т.е. такого большого количества газа, что имеет место вредный обратный поворот или другие вредные эффекты. Альтернативный путь дренирования компрессора состоит в том, что стопорный клапан 21 открывается, и двигатель компрессора и компрессор получают полное давление из выпускной трубы 19, опционально, в комбинации с запиранием клапана 9, чтобы, избежать вредного высокого обратного течения. Другой альтернативой является то, что клапан 21 открывается, тогда клапан 9 является полностью открытым или не существует, в то время как клапаны 3, 4, 12 закрываются. Тогда обратное течение дренажного газа снижается и прекращается полностью, когда ограниченный объем достигает такого же давления, как давление питания, т.е. давление в выпускной трубе 19. При определении размера вредного обратного течения необходимо принимать во внимание, что процедура дренирования является краткой, обычно секунды. Главным моментом является то, что для дренирования используется давление в трубе/системе труб ниже по потоку от компрессора.

В компрессионной системе только с одним компрессором и без перепада давлений между выпуском 19 и впуском 18 перед запуском сжатый газ для дренирования должен подаваться другим способом, не показанным на чертежах. Один способ состоит в том, что двигатель 14 компрессора и компрессор 15 заполняются инертным газом, например, азотом при высоком давлении, т.е. давлении выше, чем в трубе 19, а поэтому в сборнике 2 жидкости в процессе установки. Указанное избыточное давление может быть затем использовано для дренирования компрессора 15 и двигателя 14 компрессора к сборнику 2 жидкости. Альтернативно или как резервное решение, например, работающий на расстоянии двигатель (ROV) может подавать газ либо через шланг, либо из баллонов сжатого газа.

На фиг.7 показано дренирование горизонтального компрессора и двигателя компрессора 14, 15. Данное дренирование отличается от дренирования в вертикальном варианте, где только один дренажный выпуск является необходимым, тем, что жидкость в случае горизонтального положения не стекает и собирается в одном объеме в днище компрессора. Поэтому здесь необходимо иметь несколько дренажных точек. Вероятно, предпочтительно иметь дренирование с каждой ступени в компрессоре 15 и по меньшей мере одну точку для двигателя 14 компрессора. Если, например, компрессор имеет четыре ступени, требуется пять выпусков для дренажных труб с соответствующими клапанами 25, 25', 25", 25"', 26, которые должны работать либо по ROV, либо с дистанционным регулированием. Поскольку дренирование имеет место не часто, вероятно, только один раз после каждой установки, это не является главным недостатком для горизонтальной компоновки. В других отношениях один и тот же способ применим как для двигателя вертикального компрессора, так и для компрессора 14, 15.

На фиг.8 для получения полного обзора все клапаны согласно фиг.3-6 включены в данный чертеж. Это не означает, что соответствующий вариант должен иметь все указанные клапаны, но должен быть осуществлен подходящий выбор в зависимости от того, как будет проводиться дренирование и продувка.

На фиг.9 показано решение, где сепаратор 1 жидкости и сборник 2 жидкости объединены в общем сосуде с промежуточной разделительной плитой 30, которая в данном примере находится в форме полусферического элемента с вставленным клапаном 3. Разделительная плита должна быть сконструирована так, чтобы выдерживать максимальный перепад давления в камере 1, 2 для соответственного отделения и собирания жидкости. Будет понятно, что разделительная плита 20 не ограничивается показанной конструкцией, но может иметь любую другую подходящую конструкцию.

Помимо того, что изобретение дает свободу выбора, что касается положения высоты, оно также позволяет поместить сепаратор 1 жидкости и сборник 2 жидкости на любом расстоянии от точки 8 смешения, поскольку регулирование перепада давлений между внутренней частью сборника жидкости в процессе дренирования и точкой смешения может компенсировать высокие потери трения в трубе 7, которая идет от сборника жидкости к точке смешения, причем необязательно, что жидкость пропускается в отдельную трубу к точке получения. Как отмечено выше, указанная компенсация может быть осуществлена установлением запирания выше клапана 9 или давлением от дополнительной крыльчатки в компрессоре 15, или их комбинацией.

Кроме того, дренирование и продувка сжатым газом позволяет использовать сборник жидкости, который является горизонтальным или сферическим, или, в принципе, любой формы, что также является предпочтительным для двигателя компрессора и компрессора, который размещается в горизонтальном направлении. В ином случае не рассмотрено и не показано более подробно, как сжатый газ может подаваться из иного источника, чем труба 19, ниже по потоку от компрессора, как указано выше. Это благодаря тому, что имеется много возможностей, и рассматривается достаточным только показать, что сжатый газ может подаваться прямо через промежуточный клапан 6 или в секцию трубы, предпочтительно, впереди него.

В случае сепаратора 1 жидкости и сборника 2 жидкости, которые расположены выше по потоку от двигателя компрессора и компрессора 14, 15, одним следствием изобретения является то, что общее размещение компонентов может быть сделано компактным. Дренирование компрессора 15 и его двигателя 14 сжатым газом также снижает необходимость высоты. Это значит, что комбинация сепаратора 1 жидкости и сборника 2 жидкости и положения высоты указанных двух устройств может быть выполнена так, что их высота не превышает высоту размещения вертикального компрессора, что, таким образом, определяет общую высоту размещения. Пояснение состоит в том, что насос, требующий ТЧВПВ, исключается. Поскольку насос не используется, требование к пространству также снижается. Так как надежность сепаратора 1 жидкости и сборника 2 жидкости является большой по сравнению с двигателем компрессора и компрессором 14, 15, и, кроме того, масса двух устройств, указанных первыми, является небольшой по сравнению с двумя устройствами, указанными последними, может быть сделан выбор не иметь механический соединитель между указанными компонентами. Таким образом, имеются только два механических соединителя труб: один - на впускной трубе 18, и один - на выпускной трубе 19. Они могут быть известным образом объединены в одном соединителе с двумя каналами, что будет давать дополнительное снижение массы и сложности. Это вносит вклад в компактность и снижение массы.

Поскольку отсутствует насос со связанным двигателем, имеется только один электрический соединитель высокого напряжения, т.е. к компрессору. Следовательно, может быть сделана единственная компактная компоновка для подводной установки увеличения давления для газового потока скважины с низкой массой и небольшими размерами. На фиг.10 это показано схематически с заданием размеров главных компонентов для вертикально размещенных двигателя компрессора и компрессора 14, 15, например, с газом. В таком случае приблизительные размеры опорной плиты с усилителем давления являются следующими:

- длина: 4,5 м

- ширина: 4 м

- высота: 7 м (высота компрессора и его двигателя приблизительно 6 м плюс избыток для опорной плиты и т.д.).

Что касается ширины, она получается от ширины двигателя компрессора и компрессора, равной 1,5 м, плюс пространство для холодильника против гидравлического удара, холодильника двигателя, устройств регулирования и другого вспомогательного оборудования, не показанного на фигуре, так как показано только оборудование, определяющее главные размеры.

Подобное возможное размещение для горизонтальной компоновки двигателя компрессора и компрессора 14, 15 показано на фиг.11.

Как уже указано выше, в дополнение к небольшим размерам масса является низкой. Для приведенного выше примера она составляет примерно 100 т. Также важной является высокая надежность.

Предложенные размеры и масса показывают устройство, которое может быть легко установлено и выбрано для поддержания.

Для облегчения понимания фиг.9 и 11 значения ссылочных позиций, которые приводятся в дополнение к таблице 4, показаны в таблице 5.

Таблица 5
27 Механический соединитель для впуска в сепаратор жидкости
28 Механический соединитель для выпуска из компрессора
29 Пространство для холодильников, контрольные емкости и другое оборудование

На фиг.12 показаны главные размеры для примера с газом-конденсатом с горизонтальными сепаратором и компрессором с двигателем. В данном случае двигатель 14 компрессора имеет отдаваемую мощность 10 МВт и производительность по жидкости 40 м3/ч. Общая длина компрессора и двигателя компрессора составляет 8 м, а их диаметр составляет 1,5 м. Для сборника жидкости выбран диаметр 2,8 м и длина 8 м, что дает собирающий объем около 50 м3, что обеспечивает интервал времени между каждым дренированием около 1 ч. Вычисленное время дренирования составляет примерно 1,5 мин при избыточном давлении 2 бар (200 кПа). В дополнение к приведенным выше ссылочным позициям на фиг.12 показаны сопла 35 для продувки песка.

Ради полноты должно быть также отмечено, что подвод энергии к двигателю 14 компрессора может потребовать более или менее расположенного на морском дне оборудования для подачи электрической энергии. Объем требуемого оборудования зависит от расстояния от точки подвода энергии. Без точного определения терминов «короткое, среднее и длинное расстояние» объем расположенного на морском дне оборудования для подвода электрической энергии может быть предложен следующим образом:

- короткое расстояние - никакой;

- среднее расстояние - трансформатор;

- длинное расстояние - трансформатор и частотный преобразователь для регулирования скорости вращения двигателя компрессора и компрессора, как требуется.

В случае среднего расстояния трансформатор может быть просто помещен с размерами, которые предложены выше, и без какого-либо значительного увеличения массы. Надежность также не ухудшается ни в какой заметной степени.

В случае длинного расстояния должно быть оценено в рассматриваемом случае, должен ли быть частотный преобразователь помещен на той же, или на отдельной опорной плите. Вероятно, лучше поместить частотный преобразователь на отдельной опорной плите вместе с трансформаторами, и чтобы кабель с электрической энергией шел от указанного приводимого в действие электрического оборудования.

В том случае, если это не было уже ясно показано здесь, технологическим оборудованием является компрессор 15 с двигателем 14. Функция дренирования и продувки сборника 2 жидкости является объединенной, а его сжатый газ подается из газовой выпускной трубы 19 через клапан 6, 17. Заглушка является фиксированной. Выпускная труба открывается в точке смешения в фиксированной заглушке. Фиксированная заглушка имеет сходящуюся и расходящуюся часть, и выпускная труба открывается в точке 8 смешения между сходящейся и расходящейся частью. Клапаны 3, 4 являются обратными клапанами, подобными клапану 32. Вентиляционная труба 22 со стопорным клапаном 23 размещается между сборником 2 жидкости и сепаратором 1 жидкости или впускной трубой 18 к сепаратору 1 жидкости. Стопорный клапан 23 является закрытым в процессе нормальной работы и дренирования сборника 2 жидкости и открывается через некоторое время после дренирования для того, чтобы получить выравнивание давления между сепаратором 1 жидкости и сборником 2 жидкости. Клапан 23 является обратным клапаном.

В заключение должно быть указано, что, если имеется несколько подводных усилителей давления, работающих параллельно и получающих электрическую энергию через общий кабель, необходимо иметь прерыватель электрической цепи для электрического оборудования.

1. Устройство для отделения и собирания жидкости, захваченной в газе из резервуара, которое присоединено к технологическому оборудованию (14, 15) для газа, причем указанный газ подается в технологическое оборудование из устройства по впускной трубе (24) к технологическому оборудованию, и собираемая жидкость удаляется периодически из устройства по выпускной трубе (7) для жидкости, отличающееся тем, что устройство образовано из сепаратора (1) жидкости и сборника (2) жидкости, которые являются двумя отдельными камерами и которые соединены друг с другом клапаном (3), при этом для дренирования собираемой жидкости сборник (2) жидкости соединен с газовой выпускной трубой (19), идущей от технологического оборудования, промежуточным клапаном (6), причем дренирование происходит с помощью сжатого газа, который через промежуточный клапан (6) подается, например, от технологического оборудования или, альтернативно, от участка побережья или платформы, из газовой трубы или трубы газового потока скважины на морском дне.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что, когда в сепараторе (1) жидкости используется оборудование (34) вторичной очистки, например, в виде циклонов и подобного, предусмотрена спускная труба (31) в соединении с оборудованием вторичной очистки, которая открывается в положении ниже датчика (10) нижнего уровня в сборнике (2) жидкости.

3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что в процессе дренирования сборника (2) жидкости спускная труба (31) отключается клапаном (32).

4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что клапан (32) размещается на нижнем конце спускной трубы (31).

5. Устройство по п.1, отличающееся тем, что для продувки и таким образом удаления песка и/или других частиц сборник (2) жидкости и/или сепаратор жидкости соединяется с газовой выпускной трубой (19) с помощью по меньшей мере одного клапана (16, 17), причем продувка происходит при использовании сжатого газа, который через клапан (16, 17) подается, например, от технологического оборудования или, альтернативно, от участка побережья или платформы из газовой трубы или трубы газового потока скважины на морском дне.

6. Устройство по п.1, отличающееся тем, что для продувки и таким образом удаления песка и/или других частиц сепаратор (1) жидкости соединяется с газовой выпускной трубой (19) с помощью клапана (16), причем продувка выполняется с помощью сжатого газа, который через клапан (16) подается, например, от технологического оборудования или, альтернативно, от участка побережья или платформы из газовой трубы или трубы газового потока скважины на морском дне или, альтернативно, от любой промежуточной стадии в технологическом оборудовании или от охлаждающего газа от технологического оборудования.

7. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в выпускной трубе (7) для жидкости размещен стопорный клапан (4).

8. Устройство по п.1, отличающееся тем, что выпускная труба (7) для жидкости открывается в точке (8) смещения в газовой выпускной трубе (19), идущей из технологического оборудования.

9. Устройство по п.1, отличающееся тем, что выпускная труба (7) для жидкости открывается в точке получения на участке побережья, на платформе, например, обратно к резервуару.

10. Устройство по п.8, отличающееся тем, что для усиления дренирования в газовой выпускной трубе (19), идущей от технологического оборудования, размещен запирающий клапан (9), в положении впереди точки (8) смешения жидкости и газа, а также после точки ввода промежуточного клапана (6).

11. Устройство по п.1, отличающееся тем, что сепаратор (1) жидкости и сборник (2) жидкости выполнены в виде двух физически раздельных сосудов.

12. Устройство по п.1, отличающееся тем, что сепаратор (1) жидкости и сборник (2) жидкости размещены в едином сосуде, причем их физическое разделение выполнено в виде промежуточной разделительной плиты (30), оборудованной клапаном (3).

13. Устройство по п.1, отличающееся тем, что дренирование регулируется с помощью датчиков (5, 10) верхнего и нижнего уровней, которые размещаются в сборнике (2) жидкости.

14. Устройство по п.1, отличающееся тем, что дренирование регулируется по времени на основе эксперимента или расчета.

15. Устройство по п.1, отличающееся тем, что технологическое оборудование выполнено в виде компрессора (15) и двигателя (14) компрессора, которые размещены в общем корпусе под давлением, и тем, что для усиления дренирования компрессор оборудован дополнительной ступенью с тем, чтобы вызвать подобное усиление давления газа дренирования.

16. Устройство по п.15, отличающееся тем, что для дренирования собранной жидкости в компрессоре (15) с помощью его сжатого газа корпус под давлением соединяется с выпускной трубой (19), идущей из компрессора, с помощью клапана (11), который размещен между газовой выпускной трубой (19) и компрессором, причем дренирование происходит с помощью сжатого газа, подаваемого через клапан (11).

17. Устройство по п.16, отличающееся тем, что дренирование происходит через нижний клапан (13), когда корпус под давлением ориентирован в вертикальном направлении, альтернативно, через по меньшей мере один клапан (25, 25', 25", 25", 26), размещенный в боковой стенке, когда корпус под давлением ориентирован в горизонтальном направлении, и тем, что дренированная жидкость пропускается через по меньшей мере один клапан обратно в сборник (2) жидкости.

18. Устройство по п.15, отличающееся тем, что газовая выпускная труба (19) оборудована стопорным клапаном (21), и тем, что клапан (11) помещен в соединении с газовой выпускной трубой (19) после такого же стопорного клапана (21).

19. Устройство по п.15, отличающееся тем, что стопорный клапан (12) размещен в газовой впускной трубе (24).

20. Устройство по п.15, отличающееся тем, что стопорный клапан (12) размещен в газовой впускной трубе (18).

21. Устройство по п.1, отличающееся тем, что технологическим оборудованием (14, 15) является компрессор (15) с двигателем (14) компрессора.

22. Устройство по п.5, отличающееся тем, что функция дренирования и продувки сборника (2) жидкости является совмещенной, и его сжатый газ подается из газовой выпускной трубы (19) через клапан (6, 17).

23. Устройство по п.10, отличающееся тем, что запирающий клапан (9) представляет собой нерегулируемый штуцер.

24. Устройство по п.23, отличающееся тем, что выпускная труба (7) для жидкости является открытой в точку (8) смешения в нерегулируемом штуцере.

25. Устройство по п.23 или 24, отличающееся тем, что нерегулируемый штуцер имеет сходящуюся и расходящуюся часть, и тем, что выпускная труба (7) для жидкости является открытой в точку (8) смешения между сходящейся и расходящейся частью.

26. Устройство по п.1, 7 или 12, отличающееся тем, что клапаны (3, 4) являются обратными клапанами.

27. Устройство по п.3, отличающееся тем, что клапан (32) является обратным клапаном.

28. Устройство по п.1, отличающееся тем, что вентиляционная труба (22) со стопорным клапаном (23) размещена между сборником (2) жидкости и сепаратором (1) жидкости или впускной трубой (18) к сепаратору (1) жидкости, и тем, что стопорный клапан (23) является закрытым в процессе нормальной работы и в процессе дренирования сборника (2) жидкости и открытым в течение некоторого времени после дренирования с получением выравнивания давления между сепаратором (1) жидкости и сборником (2) жидкости.

29. Устройство по п.28, отличающееся тем, что клапан (23) является обратным клапаном.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой и нефтяной отрасли промышленности и может использоваться для снижения парафинообразования в оборудовании установок подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. .

Изобретение относится к способу хранения диоксида углерода (CO2) в пористом и проницаемом подземном пласте - коллекторе-резервуаре) и, в частности, к способу закачивания CO2 в коллектор углеводородов для его хранения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при промысловой подготовке сырой нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей и стабилизирующей способностью.

Изобретение относится к области подготовки товарной нефти и может быть использовано на производствах нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей промышленности для создания аппаратов сверхвысокочастотной (СВЧ) обработки водонефтяных смесей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения продукции нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании нефти. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при утилизации попутного сероводородсодержащего нефтяного газа. .

Изобретение относится к разделению твердых материалов с помощью жидкостей, а именно к промывке гранулированных, порошкообразных или кусковых материалов, и может найти применение для первичного обогащения и дообогащения полезных ископаемых в условиях добычного полигона при скважинной гидродобыче. Способ получения и использования продуктов скважинной гидродобычи включает бурение добычных скважин, гидромониторное разрушение массива горных пород в залежи полезного ископаемого, гидроподъем по скважине на дневную поверхность материала горных пород, гидротранспортирование материала горных пород и выдачу его в виде вертикального веерообразного потока пульпы на карту намыва, улавливание из потока пульпы тяжелой рудосодержащей фракции, сток гидросмеси песка и глины по дренажному каналу в пруд-отстойник, осветление воды в пруде-отстойнике, возврат осветленной воды в оборотную схему водоснабжения добычных скважин. После гравитационного разделения на карте намыва фракций горных пород, турбулентный поток гидросмеси песка и глины по спиральной траектории со стоковой части карты намыва подается самотеком тангенциально в гидроциклон, где песок осаждается в зумпф-накопитель, откуда он откачивается насосом. Водоглиняная смесь подается самотеком в коагуляционную емкость, где под воздействием сил гравитации, физического поля и химического реагента происходит ускоренное осаждение глины в зумпф-накопитель, откуда она откачивается насосом. Осветленная вода подается самотеком в оборотную схему водоснабжения добычных скважин. Выделенная фракция песка подается на забой добычных скважин в качестве абразивного компонента мониторной струи и используется для разупрочнения и дезинтеграции крепких горных пород. Выделенная фракция глины используется в бурении добычных скважин в составе буровых и тампонажных растворов. Способ осуществляют с помощью устройства, включающего добычную скважину, транспортный пульпопровод, карту намыва, улавливатель тяжелой рудосодержащей фракции, систему транспортировки гидросмеси песка и глины. Содержит гидроциклон и коагуляционную емкость, выполненные в земле, рядом с боковым бортом карты намыва. Стенка торцевого борта стоковой части карты намыва выполнена в форме раскрывающейся ветви спирали, центр которой совпадает с центром гидроциклона. Технический результат - повышение эффективности первичного обогащения полезных ископаемых на добычном полигоне при скважинной гидродобыче. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин. Способ включает подачу добытой продукции скважин по колонне насосно-компрессорных труб к устью скважины, поступление продукции скважин в газожидкостный сепаратор, деление в нем продукции скважин на газовую и жидкую фазы. Отвод из газожидкостного сепаратора газовой и жидкой фаз по газовой и жидкостной линиям соответственно. Измерение количества нефтяного газа в газовой линии и измерение количества жидкости в жидкостной линии. Определяют химический состав газа, массовые или объемные доли входящих в него компонентов и вычисляют его молярную массу. Полость, образованная внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб от устья скважины до динамического уровня жидкости в скважине, используется как газовый сепаратор, в этой полости собирается часть газа и создается давление газа, достаточное для отвода его по газовому патрубку в газовую линию и/или нефтегазопровод. В газовом патрубке производится измерение количества нефтяного газа и/или его температуры и давления. В жидкостной линии производится измерение количества остаточного свободного нефтяного газа и/или измерение количества растворенного газа. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке и транспорте нефти и газа и использовании попутного нефтяного газа. Обеспечивает возможность рационального использования газа и сокращение затрат на его транспортировку. Сущность изобретения: способ включает разделение продукции скважин на воду, нефть и газ, смешение нефти и газа и их совместную транспортировку. Согласно изобретению продукцию скважин подают в путевые подогреватели для ее нагрева до температуры 30-45°C. Затем эту продукцию разделяют. После разделения продукции скважин часть газа подают в трубопровод транспортировки нефти в условиях, исключающих принудительное смешение с нефтью, и транспортируют совместно с нефтью до нового потребителя газа. При этом из отделившегося и свободного газа отделяют газовый конденсат при давлении 0,03-0,20 МПа, а в путевых подогревателях используют часть этого газа в качестве топливного газа. Перед каждым новым потребителем эти операции повторяют. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке газа. Сепаратор включает цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой с осевым каналом и днищем с дренажным патрубком. Внутренняя поверхность корпуса выполнена ступенчатой по его высоте. При этом внутренний диаметр нижней части корпуса превышает внутренний диаметр его верхней части. Внутри корпуса соосно размещены кожух, фильтрующий элемент в виде полого цилиндра, центратор, конусная втулка и опорная шайба. К нижней части кожуха присоединена конусная втулка, а центратор установлен внутри нее. Верхний и нижний торцы фильтрующего элемента взаимодействуют соответственно с конусной втулкой и опорной шайбой. Центратор и опорная шайба связаны между собой с помощью стяжной шпильки с гайками. Основная цилиндрическая спираль размещена в кольцевом пространстве, которое образовано внутренней поверхностью корпуса и наружной поверхностью кожуха. Дополнительная спираль - в кольцевом пространстве, которое образовано наружной поверхностью фильтрующего элемента и внутренней поверхностью кожуха. В поперечном сечении витки обеих спиралей могут иметь форму круга, эллипса или параллелограмма. При этом направление их навивки совпадает с направлением перемещения потока газа внутри корпуса. Шаги навивки спиралей должны выбираться с учетом того, что площадь проходного сечения между смежными витками основной спирали должна быть меньше или равна площади поперечного сечения входного патрубка в месте его присоединения к корпусу, но при этом больше площади проходного сечения между смежными витками дополнительной спирали. Технический результат заключается в создании надежного в работе и удобного в эксплуатации сепаратора, способного эффективно очищать природный газ от частиц капельной жидкости и механических примесей. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке. Сепаратор содержит цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой и днищем с осевыми каналами, дренажную трубу, размещенную в осевом канале днища. Внутри корпуса соосно размещены кожух, фильтрующий элемент в виде полого цилиндра, центратор, втулка и опорная шайба. Втулка присоединена к крышке, а центратор установлен внутри втулки. Верхний и нижний торцы фильтрующего элемента взаимодействуют соответственно со втулкой и опорной шайбой. Центратор и опорная шайба связаны между собой с помощью стяжной шпильки с гайками. Основная цилиндрическая спираль размещена в кольцевом пространстве, которое образовано внутренней поверхностью корпуса и наружной поверхностью кожуха, а дополнительная - в кольцевом пространстве, которое образовано наружной поверхностью фильтрующего элемента и внутренней поверхностью кожуха. Направление навивки основной спирали совпадает с направлением перемещения потока газа внутри корпуса и противоположно направлению навивки дополнительной спирали. Шаги навивки спиралей должны выбираться с учетом того, что площадь проходного сечения между смежными витками основной спирали должна быть меньше или равна площади поперечного сечения входного патрубка в месте его присоединения к корпусу, но при этом больше площади проходного сечения между смежными витками дополнительной спирали. Техническим результатом является повышение эффективности очистки природного газа от частиц капельной жидкости и механических примесей и повышение надежности работы сепаратора. 1 з.п. ф-лы, 2 ил

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод. Способ включает в себя процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа. При этом начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод. Остаточное содержание газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле: Г = ∑ i = 1 n ( Г i ⋅ Q i ) − Q г ∑ i = 1 n Q i где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины; Qi - дебит по жидкости i-ой скважины; n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод; Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом является обеспечение равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращение сбоев её работы. Способ включает подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из эмульсии в аппарате и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание эмульсии и откачку нефти потребителю. После аппарата предварительного сброса воды перед подачей в буферные сепарационные емкости эмульсию подают в коллектор, где производят частичное отделение газа. При этом за счет коллектора образуют гидрозатвор на пути эмульсии из аппарата предварительного сброса воды в буферные сепарационные емкости. Трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Буферные сепарационные емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса. После буферных сепарационных емкостей перед нагревом эмульсию подают в вертикальный резервуар и производят выдержку и сепарацию эмульсии в вертикальном резервуаре. При увеличении давления в коллекторе часть водонефтяной эмульсии направляют из коллектора в дополнительную емкость. При снижении давления в коллекторе водонефтяную эмульсию из дополнительной емкости направляют на вход аппарата предварительного сброса воды. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти в условиях нефтепромысла. Техническим результатом является повышение эффективности разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду на ступени предварительного обезвоживания и увеличения количества сепарируемого попутного нефтяного газа. Способ включает подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу нефтяной эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из нефтяной эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание нефтяной эмульсии и откачку нефти потребителю. Уровень жидкости в буферной сепарационной емкости поддерживают в пределах от 40 до 60% ее высоты. Нефтяную эмульсию вводят в буферную сепарационную емкость на уровне 50%-ного заполнения жидкостью, равномерно распределяют по поверхности жидкости по всей длине емкости, а подготовленную нефть полностью направляют потребителю. 1 ил.

Изобретение относится к способу и устройству для сепарирования жидкости от газа в притоке скважины при сжатии притока скважины. Техническим результатом изобретения является предотвращение поступлений в компрессор жидкости в слишком больших концентрациях и имеющей слишком большой размер капель. Способ сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии с использованием сепаратора жидкости, имеющего впускную трубу для притока скважины, выпускную трубу для газа и выпускную трубу для жидкости, заключается в выполнении впуска притока скважины в сепаратор жидкости с помощью одной впускной трубы, заканчивающейся внутри сепаратора жидкости, подаче сепарированной жидкости из сепаратора жидкости через выпускную трубу для жидкости в газ из выпускной трубы для газа в точке смешивания, расположенной по потоку ниже сепаратора жидкости и по потоку выше компрессора, и удержании сепарированной жидкости в сепараторе в течение периода задержки в случае больших скоплений жидкости, таких как приливы и пробки, в притоке скважины в сепаратор жидкости, для исключения слишком большого содержания жидкости в газе, подаваемом в компрессор, распылении сепарированной жидкости по потоку выше впуска в компрессор или на впуске в компрессор. Устройство для сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии содержит сепаратор жидкости, имеющий впускную трубу для притока скважины, выпускную трубу для газа и выпускную трубу для жидкости, точку смешивания, расположенную по потоку ниже сепаратора жидкости и по потоку выше компрессора и обеспечивающую подачу сепарированной жидкости из выпускной трубы для жидкости сепаратора жидкости в газ из выпускной трубы для газа, и, по меньшей мере, одну форсунку для распыления жидкости, размещенную по потоку выше компрессора. При этом размещение форсунки выбрано из одного из следующего: форсунка для распыления жидкости размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания, и вторая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания; форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания, и вторая форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания, вторая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания, и третья форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания. 2 н. и 35 з.п. ф-лы, 11 ил., 4 табл.

Группа изобретений относится к сепаратору, предназначенному для разделения текучей смеси веществ различной плотности, таких как газ и жидкость, и способу его сборки. Газоочистной сепаратор содержит кожух, роторный узел, отверстие для пропускания потока текучей среды, выступ, выступающий вверх от кожуха и окружающий отверстие, и патрубок. Причем патрубок может соединяться с выступом так, что внутренняя поверхность патрубка сочетается с изогнутой поверхностью выступа для получения изогнутой поверхности для пути потока. 2 н.п. ф-лы, 41 ил.
Наверх