Способ подготовки нефти



Способ подготовки нефти
Способ подготовки нефти

 


Владельцы патента RU 2517660:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

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.

Известен способ сбора и подготовки продукции скважин, включающий сепарацию и выдержку в буферной сепарационной емкости (Патент РФ №2473374, опубл. 27.01.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ подготовки нефти, включающий подачу нефтяной эмульсии, поступающей с нефтепромыслов, в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, холодную сепарацию газа из нефтяной эмульсии в буферных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание нефтяной эмульсии на ступенях горячего отстоя, обессоливание нефтяной эмульсии в электродегидраторах с подачей в электродегидраторы через диспергатор пресной воды, подачу дренажной воды после горячего отстоя и электродегидраторов в начало процесса на аппараты предварительного сброса воды, подачу из электродегидраторов готовой нефти через теплообменники в буферные емкости готовой нефти, горячую сепарацию газа в буферных емкостях готовой нефти и откачку нефти потребителю (Тронов В.П. «Системы нефтесбора и гидродинамика основных технологических процессов». Фэн. Казань, 2002, с. 335-337 - прототип).

Недостатком известных способов является сбой в работе установки подготовки нефти при неравномерном поступлении водогазонефтяной эмульсии (продукции скважин).

В предложенном изобретении решается задача обеспечения равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращения сбоев ее работы.

Задача решается тем, что в способе подготовки нефти, включающем 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, согласно изобретению после аппарата предварительного сброса воды перед подачей в буферные сепарационные емкости нефтяную эмульсию подают в коллектор, где производят частичное отделение газа, при этом за счет коллектора образуют гидрозатвор на пути нефтяной 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 нефтяную эмульсию подают в вертикальный резервуар и производят выдержку и сепарацию нефтяной эмульсии в вертикальном резервуаре, при увеличении давления в коллекторе часть водонефтяной эмульсии направляют из коллектора в дополнительную емкость, а при снижении давления в коллекторе водонефтяную эмульсию из дополнительной емкости направляют на вход аппарата предварительного сброса воды.

Сущность изобретения

При совпадении циклов откачки и остановок с цехов добычи нефти и газа происходят максимальные колебания поступления сырья на установку подготовки нефти. Такое положение дел снижает эффективность работы отстойников установки предварительного сброса воды, а также ступени сепарации перед технологическими резервуарами, увеличивая риск попадания нефти и газа в резервуары для очистки сточной воды, нередко приводя к сбоям в работе установки. В предложенном изобретении решается задача обеспечения равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращения сбоев ее работы. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 и 2 представлена установка для подготовки нефти, включающая аппарат предварительного сброса воды 1, коллектор 2, буферные сепарационные емкости 3, вертикальный резервуар 4, сырьевой насос 5, печь 6, аппарат горячего обезвоживания 7, аппарат горячего обессоливания 8, дополнительнаую емкость 9 и насос 10.

Подвод в коллектор 2 и отвод нефтяной эмульсии из коллектора 2 организуют в нижней части коллектора 2, за счет чего образуют гидрозатвор на пути нефтяной эмульсии из аппарата предварительного сброса воды 1 в буферные сепарационные емкости 3, предотвращающий прорыв газа при возможных колебаниях давления.

Коллектор 2 выполнен из трубы большого диаметра порядка 500 мм. Диаметр коллектора 2 подобран таким образом, чтобы в нем было создано раздельное течение жидкости и газа. Коллектор 2 смонтирован горизонтально перед параллельно работающими буферными сепарационными емкостями 3. Для отвода газа смонтирован трубопровод с плечом длиной от коллектора 2, достаточной чтобы не допустить попадание жидкости в буферную сепарационную емкость 3 при колебаниях уровня в коллекторе 2. Трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей 3 выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах, делая тем самым систему саморегулирующейся. Буферные сепарационные емкости 3 заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса.

Устройство работает следующим образом.

Нефтяную эмульсию с нефтепромыслов направляют в аппарат предварительного сброса воды 1, там производят отделение из нефтяной эмульсии части воды и газа и сброс части воды на очистные сооружения, а газа в газовую линию. Затем нефтяную эмульсию подают в коллектор 2, где происходит отделение газа от нефтяной эмульсии. Из коллектора 2 нефтяную эмульсию подают в буферные сепарационные емкости 3, где выполняют сепарацию нефтяной эмульсии. После этого нефтяную эмульсию выдерживают в вертикальных резервуарах 4 для разделения на нефть, воду и газ. Вслед за этим нефтяную эмульсию сырьевым насосом 5 подают на нагрев в печи 6, нагревают и проводят горячее обезвоживание и обессоливание в аппаратах 7 и 8 и откачивают потребителю. За счет коллектора 2 образуют гидрозатвор на пути нефтяной эмульсии из аппарата предварительного сброса воды 1 в буферные сепарационные емкости 3.

При увеличении количества поступающей жидкости и при течении ее из коллектора 2 через трубопровод отвода жидкости увеличиваются гидравлические потери в последнем. Вследствие чего жидкость не успевает истекать в буферную сепарационную емкость 3, а в коллекторе 2 повышается уровень жидкости. С повышением уровня (максимально. допустимое увеличение уровня в коллекторе 0,2 м над уровнем входа в буферную сепарационную емкость) увеличивается давление столба жидкости (максимальное увеличение 2 кПа), определяемое разницей уровня жидкости в коллекторе 2 и уровнем входа жидкости в буферную сепарационную емкость 3. В связи с тем, что диаметры коллектора 2 и трубопровода отвода жидкости достаточно большие, гидравлические потери в них, даже при максимальном расходе жидкости, не превышают 2 кПа. Следовательно, при изменениях расхода жидкости увеличение уровня в коллекторе 2 будет уравновешивать гидравлическое сопротивление в трубопроводе отвода жидкости (саморегулирование), а сам уровень при этом будет всего лишь незначительно колебаться, оставляя в коллекторе 2 газовую прослойку, предотвращая попадание жидкости в газовую линию и обеспечивая равномерность поступления газовой и жидкой фаз.

При совпадении циклов откачки с цехов добычи нефти и газа давление в коллекторе 2 увеличивается и часть водонефтяной эмульсии направляется в дополнительную емкость 9. При совпадении циклов остановки подачи нефтяной эмульсии с цехов добычи нефти и газа нефтяную эмульсию из дополнительной емкости 9 направляют насосом 10 на вход аппарата предварительного сброса воды 1. Набранный уровень жидкости в дополнительной емкости 9 позволяет решить проблему с равномерностью загрузки установки и отсепарировать попутный нефтяной газ.

Размещение буферных сепарационных емкостей 3 в наивысшей точке процесса обеспечивает выделение всего газа из нефтяной эмульсии.

Площадь зеркала в буферных сепарационных емкостях 3 устанавливают в пределах от 70 до 90 м2, а сами емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на высоте 16 м, что является необходимым для выделения газа из всего объема нефтяной эмульсии.

Пример конкретного выполнения

Опытно-промышленные испытания способа проводились на установке подготовки высокосернистой нефти Минибаевского ЦПС НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». Технологическая схема представлена на фиг.1. Нефтяную эмульсию с цехов добычи нефти и газа с расходом 200÷280 м3/ч и давлением 0,4÷0,6 МПа с обводненностью до 80% подают параллельными потоками в два горизонтальных аппарата предварительного сброса воды 1 объемом по 200 м3 каждый, где при давлении 0,6 МПа и температуре 5°C происходит гравитационный отстой нефти и воды. Затем нефть поступает в коллектор 2 с расходом 260÷280 м3/ч. под избыточным давлением системы нефтесбора 0,4-0,8 МПа. Коллектор 2 выполнен из трубы диаметром 500 мм и длиной 1500 мм, расположен горизонтально на высоте 16,5 м от земли. Трубопровод для отвода жидкости из коллектора 2 смонтирован таким образом, чтобы между буферной сепарационной емкостью 3 и коллектором 2 образовался гидрозатвор, предотвращающий прорыв газа при возможных колебаниях давления. Для отвода газа из коллектора 2 смонтирован трубопровод с плечом длиной 2 м от коллектора 2, чтобы не допустить попадание жидкости в буферную сепарационную емкость 3 при колебаниях уровня жидкости в коллекторе 2.

Из коллектора 2 нефтяная эмульсия поступает на прием буферных сепарационных емкостей 3, где увеличивается глубина сепарации, и далее в вертикальные резервуары 4. Вода сбрасывается на очистные сооружения. Площадь зеркала в буферных сепарационных емкостях устанавливают в пределах от 70 до 90 м2, а сами емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на высоте 16 м, что является необходимым для выделения газа из всего объема нефти. Отделение газа из водонефтяной эмульсии, направляемой в вертикальные резервуары 4, осуществляется в приемном коллекторе 2 и буферных сепарационных емкостях 3 при давлении 0,01÷0,15 МПа.

При увеличении давления в коллекторе 2 более 0,5 МПа часть водонефтяной эмульсии направляют в дополнительную емкость 9 и при снижении давления нефтяную эмульсию из дополнительной емкости 9 направляют насосом 10 на вход аппарата предварительного сброса воды 1.

Таким образом, удается обеспечить равномерность поступления нефтяной эмульсии на установку подготовки нефти, повысить степень разделения нефтяной эмульсии на нефть, воду и газ.

Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращение сбоев ее работы.

Способ подготовки нефти, включающий 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, отличающийся тем, что после аппарата предварительного сброса воды перед подачей в буферные сепарационные емкости нефтяную эмульсию подают в коллектор, где производят частичное отделение газа, при этом за счет коллектора образуют гидрозатвор на пути нефтяной 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 нефтяную эмульсию подают в вертикальный резервуар и производят выдержку и сепарацию нефтяной эмульсии в вертикальном резервуаре, при увеличении давления в коллекторе часть водонефтяной эмульсии направляют из коллектора в дополнительную емкость, а при снижении давления в коллекторе водонефтяную эмульсию из дополнительной емкости направляют на вход аппарата предварительного сброса воды.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к технологии утилизации попутного нефтяного газа и может быть использовано на установках сепарации и подготовки нефти, на промысловых объектах подготовки и переработки нефтяного газа и на компрессорных станциях. Установка включает трубопровод подачи сырья, блок сепарации, состоящий из не менее чем двух ступеней сепарации, каждая из которых имеет вход для сырья и отводы попутного нефтяного газа и углеводородной смеси с водой, и имеющий отвод водонефтяной эмульсии, не менее чем две ступени компримирования газа с отводами газа и углеводородного компрессата, при этом отводы попутного нефтяного газа ступеней сепарации соединены с соответствующими по давлению ступенями компримирования, а отвод газа каждой ступени компримирования соединен с отводом попутного нефтяного газа предыдущей ступени сепарации, блок мембранного разделения газа с отводами подготовленного газа и пермеата, соединенный с отводом газа первой ступени компримирования, и блок стабилизации углеводородов с отводами газа стабилизации и жидких углеводородов, соединенный с отводом углеводородного компрессата со ступеней компримирования. Изобретение обеспечивает полную утилизацию попутного нефтяного газа, оптимизацию технологической схемы установки и снижение капитальных и эксплуатационных затрат. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле. Способ обработки нефтяной эмульсии промежуточных слоев емкостного оборудования подготовки нефти и воды включает помещение нефтяной эмульсии в подземную накопительную емкость, дозирование в подземную накопительную емкость растворителя нефти в соотношении от 1:100 до 1:1 к объему нефтяной эмульсии, перекачивание насосом через узел учета в наземную емкость, на участке от насоса до наземной емкости в поток перекачиваемой жидкости с помощью дозаторной установки подачу деэмульгатора в дозировке 50-5000 г/тонну, нагревание смеси нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в теплообменнике, прохождение нагретой смеси осложненной нефтяной эмульсии, растворителя и деэмульгатора в наземной емкости через теплообменник в виде змеевика, отражатель потока жидкости с расслоением на нефть с растворителем и воду, отделение механических примесей, раздельный отбор нефти с растворителем, воды и механических примесей, подачу нефти с растворителем в зависимости от допустимого уровня содержания воды в поток сырой нефти для дальнейшей подготовки по традиционной схеме на установке подготовки нефти либо на повторную подготовку в подземную емкость. Технический результат заключается в обеспечении контролируемого процесса и повышении степени разделения нефтяной эмульсии. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Изобретение касается способа выделения тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа и включает смешение попутного нефтяного газа и нефтяной эмульсии с дальнейшей сепарацией и направлением газа в газопровод, а нефтяной эмульсии на подготовку. Используют нефтяную эмульсию с температурой менее температуры попутного нефтяного газа на 15-30°C, попутный нефтяной газ вводят в трубопровод нефтяной эмульсии под давлением, большим, чем давление в трубопроводе на 0,1-0,2 МПа, смесь нефтяной эмульсии и попутного нефтяного газа транспортируют по трубопроводу, имеющему подъем по ходу нефти, длиной не менее 8 м под давлением 0,25-0,40 МПа с температурой 4-10°C, после чего смесь нефтяной эмульсии и попутного нефтяного газа подают на сепарацию. Технический результат - повышение количества выделяемых тяжелых углеводородов из попутного нефтяного газа. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах. Технический результат заключается в снижении массогабаритных характеристик устройства, выполнении его транспортабельным, для перевозки и размещения на автомобильном транспорте или прицепе без предварительной разборки и последующей сборки и исключение необходимости гидроиспытаний перед проведением исследований, что значительно сокращает время подготовительных работ перед измерением. Блок для исследования газовых и газоконденсатных скважин включает сепаратор газожидкостной смеси, устройства: сужающее, замера продукции сепарации, замера давления, температур и расхода газа, сбора жидкостей и механических примесей и запорно-регулирующую арматуру. Блок расположен в каркасе с размерами, вписывающимися в габариты транспортных средств, при этом сепараторы, и устройства, входящие в состав блока, в число которых дополнительно введен сверхзвуковой сепаратор, обвязаны трубопроводами. Сепаратор газожидкостной смеси по входу соединен с выходом(ами) сверхзвукового сепаратора, а выход очищенного газа сверхзвукового сепаратора соединен с сепаратором газожидкостной смеси или с трубопроводом выхода очищенного газа. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока. Технический результат предлагаемого технического решения заключается в расширении области исследования скважин при более широких режимах сепарации газожидкостных смесей. Способ включает сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, при замере жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости. Замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз. Замер объема жидкости и механических примесей осуществляется поочередно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах (дросселях) перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе. Максимальный объем отсепарированной жидкости определятся по замеренным величинам при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси. Отделенные фазы смешиваются с отсепарированным газовым потоком на всех режимах сепарации. Сепарация газожидкостной смеси осуществляется путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующим отводе с нее накопленной жидкости. Потоки газа и жидкости направляются на сепарацию продукции после режима сверхзвуковой сепарации. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для более полного использования попутного нефтяного газа на площадках сепарации нефти и погашения факелов на промыслах. Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности сепарации газа от нефти на первой ступени сепарации. Способ включает утилизацию газа низкого давления второй ступени сепарации его подачей на прием жидкостно-газового эжектора и компримирования частью объема сбрасываемой подтоварной воды высокого давления, отбираемой с выкида кустовой насосной станции и направляемой в рабочее сопло эжектора. При этом водогазовую смесь с выкида эжектора направляют в верхнюю часть отстойника для предварительного сброса пластовой воды, а газовую полость этого отстойника сообщают с газовой полостью сепаратора первой ступени сепарации. 1 ил.

Изобретение относится к горнодобывающей и перерабатывающим отраслям промышленности. Способ гидромеханического обогащения включает бурение добычных скважин, гидромониторное разрушение полезного ископаемого в выемочных камерах залежи с переводом его в подвижное состояние в составе гидросмеси, гидроподъем по скважине на дневную поверхность из выемочных камер гидросмеси в виде пульпы, гидротранспортирование пульпы к месту обогащения, гравитационное обогащение полезного ископаемого в водной среде. Разрушение залежи производят в процессе формирования выемочной камеры с вертикальной осью симметрии в виде фигуры вращения: цилиндра, конуса или шара, создавая закрученный вокруг вертикальной оси симметрии круговой поток угольной гидросмеси и осаждая в созданном гидроциклоне инородные тяжелые включения и песок на дно выемочной камеры. Всас угольной гидросмеси осуществляют с уровня выше уровня осадка, производят трубопроводное турбулентное гидротранспортирование пульпы от выемочной камеры к месту ее подготовки к обогащению. Гидромеханическую обработку пульпы осуществляют с получением буроугольной суспензии. Целевые продукты получают в виде концентрата гуминовых кислот и концентрата битумов путем тангенциальной подачи потока буроугольной суспензии в конический бассейн-отстойник, заполнения бассейна-отстойника с последующим отстоем буроугольной суспензии и ступенчатой откачкой последовательно выпадающих в осадок высокодисперсных фракций с подачей их в разные накопительные емкости для сбора целевых продуктов и хвостов обогащения. Технологическая линия, реализующая данный способ, состоит из трех участков - скважинной гидродобычи, гидротранспортирования и обогащения - последовательно диспергирующих бурый уголь до тонины, обеспечивающей реализацию ступенчатого получения целевых продуктов. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх