Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины



Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины
Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины
Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины
Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины
Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины
Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины
Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины
Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины
Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины
Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины
Устройство для обработки жидкости при сжатии притока скважины

 


Владельцы патента RU 2522695:

АКЕР САБСИ АС (NO)

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.

 

Изобретение относится к способу и устройству для сепарирования жидкости от газа в притоке скважины при сжатии притока скважины, содержащему сепаратор жидкости с впускной трубой для притока скважины, выпускной трубой для газа и выпускной трубой для жидкости, как заявлено в пп. 1 и 23 прилагаемой формулы изобретения.

Известные способы и устройства описаны, например, в патенте Великобритании 2055987 A и публикации WO 2007/004886 A1. В патенте 2055987 A описана система газлифта нефтяной скважины с устройством для сжатия, охлаждения и сжижения добытой продукции и других газов, устройство для введения смеси жидкости и паров в кольцевое пространство скважины, при этом смесь нагревается и проходит через дроссель, клапан, создающий газификацию, по меньшей мере, части смеси на месте в скважине и другой клапан, вводящий газифицированный материал в колонну насосно-компрессорных труб. Публикация WO 2007/004886 A1 относится к системе для очистки компрессоров, расположенных в труднодоступных местах, например на морском дне или вблизи него или в стволе скважины, которая содержит трубопровод чистящей жидкости, проходящий между легкодоступным источником жидкости и компрессором. Источник жидкости может быть трубопроводом для подачи ингибитора гидратообразования, антивспенивателей, буферной жидкости, деэмульгатора или химикатов других типов, поддерживающих работу добычи или переработки. Указано, что источником жидкости, альтернативно, может являться накопительная емкость, расположенная в окрестности компрессора.

Настоящее изобретение поддерживает содержание жидкости на приемлемом уровне, когда размер капли уменьшается ниже приемлемого уровня для газа, проходящего в компрессор притока скважины. Дополнительно, перед впуском газа компрессора сепарированную и собранную жидкость подают из сепаратора жидкости в форме мелкодисперсной струи из мелких капель в поступающий газ с использованием сжатого газа из компрессора для приведения в действие эжектора или эдуктора, далее в данном документе эжектор и эдуктор включены в общий термин, как эжектор, возможно объединенный с форсункой. Альтернативно эжектору сжатого газа или эдуктору для перекачки жидкости можно использовать регулируемое или фиксированное дросселирование внутри выпускной трубы для газа из сепаратора жидкости, создающее достаточное пониженное давление для работы возможной форсунки. Другим вариантом является использование, по меньшей мере, одной форсунки для тонкого диспергирования сепарированной жидкости перед возвратом в газ из сепаратора жидкости.

Для защиты компрессоров от неприемлемого притока жидкости, которая может также содержать песок и другие частицы, далее в данном документе именуемые термином «песок», сепаратор жидкости часто устанавливают выше по потоку от компрессора. При этом жидкость и песок можно собирать, при этом газ и жидкость с песком затем можно сжимать или перекачивать отдельно.

Такая защита подводных компрессоров от слишком большого притока жидкости и песка хорошо известна и часто обеспечивается размещением сепаратора жидкости выше по потоку от компрессора, при этом жидкость и песок можно сепарировать из притока скважины, собирать и перекачивать в газовый транспортер в точке ниже по потоку от компрессора, возможно направление жидкости в специальную трубу.

Сепараторы жидкости в данном контексте, могут быть представлены, кроме других сепараторов, скрубберами, циклонами и коллекторами осадка жидкости в дополнение сепаратору, самому имеющему объем для собранной жидкости. Данный объем сбора должны определять следующие факторы.

Среднее значение содержания жидкости в газе притока скважины. Данное значение существенно изменяется в зависимости от получения газа притока скважины из месторождения сухого природного газа или газоконденсатного месторождения. Можно ожидать изменение, зависящее от месторождения от 0,01% по весу или менее 5% по весу или больше без любого другого влияния на изобретение, кроме фактических размеров и работы. При мультифазной перекачке с нефтяных месторождений, доля жидкости обычно составляет от 2% по объему до 30% по объему.

Объем образований жидкости, т.е. объем скоплений жидкости, проходящих по трубе и являющихся слишком большими, чтобы называться каплями, но слишком малыми, чтобы называться осадками жидкости. Предположено, что образования жидкости могут иметь «размер кулака». В термин «образование жидкости» также включено то, что называют «приливом» в английском языке, т.е. изменением притока жидкости вследствие изменений в получении газа по трубе выше по потоку от системы сжатия.

Объем осадка жидкости, т.е. объем скопления жидкости, обусловленный различными условиями в трубной системе выше по потоку от компрессора и проходящий в сепаратор жидкости за время в несколько секунд.

Для иллюстрации недостатков известных технических решений ниже описан рядовой режим для дренажа жидкости из подводного сепаратора жидкости с соответствующим объемом для сбора жидкости. Соответственно, на фиг. 1 показано основное оборудование таких обычных подводных станций сжатия и перекачки. В таблице 1 компоненты показаны буквами с соответствующих фигур.

Таблица 1
а Сепаратор жидкости с объемом сбора в общей емкости
b Компрессор
b' Двигатель компрессора
с Насос
c' Двигатель насоса
d Нижний допустимый уровень регулирования жидкости
е Верхний допустимый уровень регулирования жидкости при стабильном потоке
f Наивысший уровень жидкости, определенный объемом прилива жидкости
g Оборудование тонкой очистки, например циклоны
g' Нижняя кромка оборудования тонкой очистки
h Сливная труба для жидкости из оборудования тонкой очистки
i Выпуск из сливной трубы
j Противопомпажный клапан с исполнительным механизмом
k Противопомпажный охладитель
l Кабель электропитания двигателя компрессора
m Кабель электропитания двигателя насоса
n Труба рециркуляции жидкости
о Труба рециркуляции газа
p,p', p'', p''' Запорные клапаны
q Электрический соединитель для двигателя компрессора
q' Электрический соединитель для двигателя насоса
r Клапан циркуляции жидкости

Во время нормальной работы все показанные запорные клапаны, p-p''', открыты и противопомпажный клапан j, закрыт. В заданный момент компрессор b приводится в действие с соответствующей скоростью для исполнения необходимого производства газа. Компрессор приводится в действие электродвигателем, b', имеющим электропитание от кабеля, 1, соединенного с двигателем компрессора электрическим соединителем q. Соответственно, на насос подается электропитание через кабель m и соединитель q'.

Газ, поступающий из скважины в коллекторе, т.е. неосушенный газ или приток скважины в сепаратор жидкости с его объемом сбора, содержит некоторое среднее значение содержания жидкости в данных условиях с возможностью нарушения "приливом" или, в наихудших случаях, временным осадком жидкости, имеющим большое значение содержания жидкости и малую продолжительность. Важно отметить, что много таких осадков жидкости нередко прибывают в быстрой последовательности во время работы, при этом газ в течение некоторого периода имеет заданное среднее значение содержания жидкости.

На фиг.1 предположены некоторые допустимые уровни жидкости, от d до f, в сепараторе жидкости. Когда насос является центробежным насосом с возможностью генерирования пузырьков, нижний уровень, d, определяется тем, что насос требует минимального напора для нижнего уровня d жидкости, относительно всасывающего устройства насоса c. Необходимость напора, т.е. эффективного положительного напора, требуемого на всасывании, изменяется в зависимости от конструкции насоса и условий работы, в частности, скорости, но может составлять, например, 3-4 м. Нижний уровень d жидкости должен также являться достаточно высоким для предотвращения захвата насосом свободного газа в потоке жидкости в него. Такие центробежные насосы чувствительны к высвобождению газа под действием перекачки, т.е. способность генерировать рост давления уменьшается вместе с производительностью и потребная рабочая мощность увеличивается. Обычное правило состоит в том, что доля свободного газа при этом должна поддерживаться ниже 3% по объему. Когда требование эффективного положительного напора, требуемого на всасывании, удовлетворено, данное также выполняется автоматически.

Дополнительно, высший допустимый нормальный уровень е жидкости при стабильном потоке определяется безопасностью от захвата слишком больших количеств жидкости вместе с газом и направления в компрессор, когда наибольший осадок жидкости, т.e. расчетный осадок добавляется к верхнему допустимому уровню е при стабильном потоке. Наивысший уровень f жидкости определяют для случая, когда "наибольший осадок жидкости", заданный расчетами, измерениями или эмпирически, размещается над верхним нормальным уровнем е жидкости, без превышения абсолютного верхнего допустимого наивысшего уровня f жидкости. Следует отметить, что абсолютный наивысший уровень f жидкости, касательно размещения оборудования g тонкой очистки, когда используют циклоны или другое оборудование тонкой очистки, нуждающееся в сливной трубе h для выпуска, определяется перепадом давления на оборудовании тонкой очистки, расположенном в верхней части сепаратора а жидкости. Длина сливной трубы h от нижней кромки g', оборудования тонкой очистки до наивысшего допустимого уровня f жидкости, должна обеспечивать достаточное статическое давление для дренирования оборудования тонкой очистки, часто представленного циклонами с перепадом давления в диапазоне 0,1-0,5 бар. Кроме того, выпуск i сливной трубы h всегда должен быть погружен в жидкость, что предотвращает втягивание газа через сливную трубу h. Это означает, что выпуск i должен размещаться ниже нижнего допустимого уровня d жидкости.

В более простом оборудовании, например, проволочные маты удовлетворительно выполняют тонкую очистку и, следовательно, удаление капель, высота g, между оборудованием тонкой очистки и наивысшим уровнем f жидкости, может быть уменьшена, поскольку сливная труба становится ненужной. Механизм, создающий улавливание капель жидкости в проволочные маты и т.п., работает вследствие слияния капель и достижения ими размера, заставляющего падать вниз через газ, поднимающийся к проволочным матам, т.e. скорость падения капель больше скорости газа, направленной вверх.

Условия создания "недопустимо высокой" нагрузки от жидкости и песка на компрессор зависят от прочности конструкции в отношении такого воздействия и выбора материалов и различных защитных покрытий от эрозии на крыльчатках компрессора. Редкой и кратковременной большой нагрузке от жидкости, например, с превышением на 15% по объему, центробежные компрессоры могут противостоять, при условии не слишком большого диаметра капель, т.e. обычно менее 100 микрон. Поставщики компрессоров также заявляют, что обычные компрессоры обеспечивают непрерывную работу, при условии что содержание жидкости меньше 3% по весу. Другие поставщики центробежных компрессоров заявляют, что обычные компрессоры выдерживают непрерывную работу при объеме жидкости до 3% на впуске и каплях менее 50 микрон с приемлемой эрозией и сроком службы.

Для увеличения стойкости центробежных компрессоров некоторые поставщики компрессоров разработали в последние годы новые решения для непрерывной работы в условиях большого содержания жидкости, и разработка продолжается. В частности, мотивация заключается в получении возможности упрощения сжатия или "ускорения" притока скважин газовых месторождений в сравнении с системой Фиг. 1.

Во время работы насосом обычного типа управляют так, что уровень в сепараторе жидкости поддерживается между верхним уровнем е жидкости и нижним уровнем d. Затем, его всегда корректируют к получению "идеального уровня" где-то между d и e. Данный уровень определяют как по условию защиты насоса от образования пузырьков, так и от захвата свободного газа, и находящимся достаточно низко для предотвращения захвата жидкости в компрессор.

Жидкость, сепарированная в сепараторе жидкости, собирается в его объеме сбора. В известных технических решениях, насос c предположен как центробежный насос. Данные насосы особенно подходят для перекачки при получении не слишком малых объемов жидкости в кубометрах в час, м3/ч, при этом, насосы конструируют с учетом необходимого подъема давления. Обычно, требование к подъему давления находится в пределах от 5 бар до 100 бар и даже выше.

Как пример, иллюстрирующий проблему, связанную с известными решениями, можно выбрать типичную ситуацию, в которой на небольшом газовом месторождении необходим только один компрессор, на котором поступление жидкости составляет 10 м3/день, то есть 0,4 м3/ч. В фактическом примере, данное соответствует содержанию жидкости в газе приблизительно 0,01% по объему и необходимости повышения давления до 30 бар от давления всасывания в 10 бар. В наличии нет центробежных насосов, которые при непрерывной работе могут соответствовать такому требованию, с низким объемным расходом и дающих необходимое повышение давления. Решение для непрерывной работы насоса может включать в себя рециркуляцию в замкнутой системе почти всего количества жидкости, при этом получают минимальный расход жидкости в насосе, например, 50 м3/ч.

Сравнивая то, чему центробежные компрессоры уже могут противостоять и что в ближайшем будущем по прогнозам они смогут выдерживать в результате фактического развития нагрузки от жидкости относительно содержания жидкости на месторождениях газа или смеси газа и конденсата, как упомянуто выше, центробежные компрессоры могут теоретически эксплуатироваться без сепарирования жидкости от газа. Данное предполагает, что жидкость проходит плавно и тонко диспергируется в газе. Данное условие можно считать корректным для основной части рабочих часов для подводного компрессора, но ситуация случайным образом нарушается большей концентрацией жидкости в форме "приливов" с образованиями жидкости или в наихудших случаях с заполнением всего рабочего сечения трубы. Механизмами, результатом действия которых является генерирование образований жидкости или осадков жидкости, обычно являются изменения, т.е. переходные режимы, создающие скопление жидкости, например, при запуске в работу или закрытии одной из нескольких скважин на подводной опорной плите. Возможно, наихудшим случаем является запуск в работу скважин на подводной опорной плите, где скважины были закрыты в течение некоторого периода времени. При этом большой объем жидкости может скапливаться и подаваться на компрессор. Для исключения необходимости выбора сепаратора жидкости с размером, подходящим для переработки всего осадка жидкости переходного режима, который может возникать при запуске в работу, можно разработать специальные процедуры запуска в работу. Например, осадок жидкости можно либо направлять в обход компрессора по специальной перепускной трубе, либо пропускать порциями через сепаратор жидкости.

Настоящее изобретение обеспечивает направление всей жидкости из притока скважины в компрессор во время работы, при этом большие, требующие управления и затрат сепарационный насос и систему сжатия фиг. 1 можно существенно упростить.

Для компрессора, таким образом, его прочность под действием жидкости и песка определяет конструкцию газоперерабатывающей части сепаратора жидкости, и, аналогично, прочность насоса в отношении образования пузырьков и захваченный газ определяют конструктивное исполнение части переработки жидкости. Что касается установления точности и комплексности регулирования уровня, та же прочность также является особенно важной.

На фиг. 2 показано, как использование центробежного насоса увеличивает общую высоту насоса и сепаратора жидкости с его объемом сбора для соответствия эффективному положительному напору, требуемому на всасывании. В примере показано, что разница отметок самого нижнего уровня жидкости и всасывающего устройства насоса составляет 4 м.

Для определения общей высоты устройства в составе компрессора, сепаратора жидкости/коллектора и насоса, нужно учитывать, что компрессору и/или двигателю компрессора может быть необходим дренаж. В известных решениях для дренажа используют силу тяжести. Для получения дренажа с помощью силы тяжести нижняя часть компрессора должна быть расположена приблизительно на 0,5 м выше нижнего уровня в коллекторе жидкости.

Как упомянуто выше, следствием использования центробежного насоса и гравитационного дренажа является значительная общая высота устройства в целом. На фиг. 2, как пример, данная предположительная высота составляет 10,5 м. Также показан типичный диаметр некоторых компонентов.

В качестве примера показан вертикально ориентированный компрессор и двигатель компрессора. Если два компонента горизонтальны, общая высота уменьшается за счет увеличения ширины.

Фиг. 2 включает в себя компоненты, только необходимые для показа требуемой высоты. Здесь, символы являются аналогичными фиг. 1, но в дополнение имеется символ

Таблица 2
Z дренирующая труба для компрессора с двигателем компрессора

Таким образом, основной целью настоящего изобретения является создание упрощенной системы сжатия, т.е. системы на базе устойчивого к жидкости компрессора, а именно компрессора притока скважины, имеющего перед собой сепаратор жидкости, удаляющий большие капли и образования жидкости из газа перед его поступлением в компрессор. Захваченную жидкость затем подают в газовый поток перед впускной трубой компрессора с такими размером капель и концентрацией жидкости в газе, какие компрессор может выдерживать во время продолжительной работы. Обычно жидкость состоит из смеси конденсированной воды, поступившей воды, конденсата и нефти с добавленными химикатами. Смесь очень зависит от коллектора. Условие «какие размер капель и концентрацию жидкости в газе компрессор может выдерживать во время продолжительной работы» зависит от конфигурации компрессора, выбранной конструкции и материалов. Как упомянуто, некоторые поставщики компрессоров заявляют, что уже существующие компрессоры могут выдерживать непрерывную работу в условиях содержания до 3% по объему жидкости, при условии что размер капель поддерживается меньше некоторого уровня, например 50 микрон. Дополнительно, имеются компрессоры, находящиеся в разработке, выдерживающие при работе значительно больше жидкости, чем указано выше. Важно отметить, что поставщик компрессоров определяет максимальную концентрацию жидкости, которую может выдерживать компрессор, в соединении с данным максимальным размером капель для непрерывной работы, при этом, получая приемлемый интервал техобслуживания, например, три года или больше. Целью настоящего изобретения является создание сепаратора жидкости выше по потоку от компрессора притока скважины, работающего в таком режиме, что подача жидкости в газе в компрессор соответствует требованиям, определенным для компрессора, в отношении максимальной концентрации жидкости и размера капель.

Можно упомянуть для обычного использования компрессоров на берегу и на платформах, нормальными являются габариты согласно критериям задания размеров согласно NORSOK P-100, составляющие: 1,32×10-8 м3 жидкости на стандартный м3 газа, что соответствует критерию АНИ, составляющему 0,1 галлон США (3,8 л) на миллион стандартных фут3 (28 л). При давлении газа 100 бар это соответствует содержанию жидкости в газе приблизительно 1,3 частей на миллион в конкретном объеме. Что касается указанной поставщиками компрессоров, продолжительности выдерживания центробежным компрессором непрерывной работы, 1,3 частей на миллион в конкретном объеме обеспечивает коэффициент безопасности порядка 10000, который достигают только обычные большие сепараторы и скрубберы. Для стойких к жидкости центробежных компрессоров, используемых для сжатия притока скважины, поэтому критерий NORSOK не является адекватным, поскольку не использует способность компрессора выдерживать жидкость. Согласно настоящему изобретению, стойкость компрессора используют для создания устройства, в котором жидкость проходит с газом в компрессор после предварительной обработки, создающей капли меньше максимального размера капель, и компрессор выдерживает непрерывную работу и одновременно уравновешивает содержание жидкости в газе, при этом не генерируются пики повышенного содержания жидкости больше, чем компрессор максимально может выдержать.

Сепаратор жидкости должен обеспечивать следование большей части содержащейся жидкости в газовом потоке и захват только больших капель, превышающих некоторый размер, и образований жидкости. Выбранный тип впускного устройства и оборудование тонкой очистки (каплеуловитель) перед выпуском газа определяют параметры капель, подлежащих улавливанию.

Затем, сепарированная жидкость подается в газовый поток перед жидкостью через впуск, среди прочего, с использованием энергии компрессора для исполнения перекачки для передачи жидкости из сепаратора жидкости в точку смешивания газа и жидкости перед впуском компрессора. Поскольку имеется малый перепад давления между выпуском жидкости сепаратора жидкости и точкой смешивания, потребная мощность является низкой. Перекачку жидкости из сепаратора жидкости в точку смешивания можно выполнять одним из следующих способов:

сжатый газ приводит в действие эжектор, направляющий сепарированную жидкость в газовый поток;

сужение рабочего сечения трубы со сходящейся и расходящейся частью (вентури) перед впуском создает пониженное давление, втягивающее сепарированную жидкость в газовый поток в точке смешивания;

клапан управления перед точкой смешивания создает необходимое регулируемое пониженное давление;

нерегулируемое дросселирование перед точкой смешивания, создает достаточное пониженное давление;

по меньшей мере, одна форсунка, размещена во впуске компрессора;

объединение перечисленного выше.

Для создания достаточно мелких капель возможно расположение в трубе форсунки жидкости, направляющей жидкость из сепаратора жидкости к впускной трубе газа в компрессор.

Таким способом, система сжатия упрощается, поскольку исключается необходимость использования насоса с двигателем и мощности для подачи и, следовательно, требование дополнительной высоты, поскольку компрессор принимает на себя работу перекачки.

Также предпочтительно, что сепаратор жидкости может быть расположен независимо от компрессора, поскольку работа перекачки, подлежащая выполнению компрессором по подъему и направлению жидкости в точку смешивания во впускной трубе компрессора, в любом случае, небольшая.

В совокупности изобретением создано комплектное оборудование для сжатия притока скважины, имеющее малые размеры относительно обычного решения (фиг. 1 и 2) и имеющее большую степень свободы по взаимному высотному расположению сепаратора жидкости и компрессора.

Основная цель изобретения состоит в предотвращении поступлений в компрессор жидкости в слишком больших концентрациях и имеющей слишком большой размер капель и достигается устройством для сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии, содержащим сепаратор жидкости, имеющий впуск для притока скважины, выпуск для газа и выпуск для жидкости, при этом сепарированная жидкость из сепаратора жидкости тонко диспергируется в соединении с выпуском жидкости, и тонко диспергированная жидкость подается в выпуск газа в точку смешивания ниже по потоку от сепаратора жидкости и выше по потоку от компрессора.

При этом сепарированную жидкость можно подавать в газовую трубу перед впуском оборудования переработки через промежуточный эжектор или эдуктор, или пониженным давлением в газовой трубе, при этом энергия системы сжатия приводит в действие перекачку жидкости. При необходимости создание пониженного давления в точке смешивания для газа и жидкости перед впуском компрессора можно достичь подходящим сужением рабочего сечения в трубе, фиксированным или регулируемым дросселированием или, по меньшей мере, одной форсункой, в частности, размещенной во впускной трубе газа, перед точкой смешивания и/или после нее. Даже в таком случае энергия компрессора приводит в действие дренаж и возможное тонкое диспергирование сепарированной жидкости.

Вне зависимости от использования форсунок или эжектора или других компонентов для диспергирования жидкости в мелкие капли в необходимой степени, энергия компрессора, т.е. объединение давления, перепада давления и объемного расхода газа, исполняет генерирование капель. Например, сжатый газ из выпуска компрессора или одной из его ступеней можно направлять в форсунку для содействия разрыву капель.

Отличительные признаки способа и устройства раскрыты в независимых пунктах 1 и 22 формулы изобретения.

Предпочтительные варианты осуществления раскрыты в зависимых пунктах 2-21 и 23-37 формулы изобретения и рассмотрены в приведенном ниже описании.

Успешный результат при использовании сжатого газа состоит в том, что подаваемый сжатый газ имеет достаточное давление, более точно, превышающее давление на впуске сепаратора во время работы, при этом имеется достаточная рабочая мощность, обеспечивающая задавливание действием насоса сепарированной жидкости обратно в газовый поток перед компрессором. Таким образом, давление газа должно обеспечивать перекачку и выполнять тонкое диспергирование образований жидкости на мелкие капли.

Сжатый газ для работы эжектора и тонкого диспергирования сепарированной жидкости подается из одной из ступеней компрессора или его выпуска. Вследствие малого перепада давления между выпуском жидкости сепаратора жидкости и точкой смешивания для газа и жидкости перед компрессором, в нормальных условиях достаточно иметь сжатый газ из первой или второй ступени компрессора. Это следует подсчитывать от ситуации к ситуации, и это также зависит от требований к тонкому диспергированию жидкости и при этом требуемой энергии.

Если используют пониженное давление в газовой трубе, оно должно генерироваться достаточно большим сужением для обеспечения выполнения перекачки и тонкого диспергирования.

Предпочтительный вариант осуществления изобретения заключается в такой перекачке с работой эжектора или дросселированием выше по потоку от впуска в компрессор, что сепаратор жидкости в любой момент является свободным от жидкости. В этом случае измерение и корректировку уровня можно полностью исключить. Для получения этого действие эжектора или дросселирование должны быть установлены на фиксированную величину до монтажа, на основе расчетов наибольшего содержания жидкости в газе. Во время работы, таким образом, нет возможности регулировать уставку. Следовательно, необходимо предусматривать достаточный зазор безопасности для перекачки. Например, если расчеты требуют направления 10% газа, поступающего в сепаратор жидкости, в выпускную трубу жидкости для поддержания сепаратора жидкости постоянно пустым, без подъема уровня жидкости, заданная установка может составлять 15% для безопасности. Это незначительно увеличивает потребление энергии для работы эжектора или дросселирования, но потребление, тем не менее, сохраняется низким относительно работы сжатия и не является аргументом для ограничений в отношении коэффициента безопасности для перекачки. Маловероятно, что большое количество газа в выпускной трубе жидкости относительно выпускной трубы газа сепаратора жидкости уменьшит производительность сепаратора жидкости, напротив, безопасность увеличивается, нет получения больших капель жидкости в выпускной трубе газа и, дополнительно, в компрессоре. Выбирая относительно большое соотношение между газом в двух выпускных трубах, этим можно уменьшать потребность оборудования на впуске и любого оборудования тонкой очистки на выпускной трубе газа, при этом внутреннее оборудование сепаратора жидкости может быть выполнено насколько возможно простым, например только с устройством одного впуска и без какого-либо оборудования тонкой очистки на выпускной трубе газа.

Решающим является разрыв сепарированной жидкости, входящей в выпускную трубу жидкости, на мелкие капли, имеющие заданный размер. Возможно, что столкновения газа, следующего с сепарированной жидкостью в выпускную трубу жидкости, с наибольшим количеством газа, проходящим по выпускной трубе газа, в точке смешивания, является достаточным для обеспечения такого тонкого диспергирования. Вместе с тем, если имеется сомнение в достаточности этого, форсунка может быть устроена в трубе жидкости перед точкой смешивания. Такие форсунки известны, и можно выбирать форсунку такой, что установленное количество газа, проходящее через выпускную трубу жидкости вместе с перепадом давления в форсунке, обеспечивает значение максимального размера капель с заданным распределением размеров капель. Затем, важно, чтобы эжектор или дросселирование, рассчитанные на соответствующее потребление энергии как перекачки, так и тонкого диспергирования, устанавливались с несомненным удовлетворением фактической потребности электроэнергии. Чем меньше капли, выбранные для уставки, тем меньше износ крыльчаток компрессора вследствие импульсов столкновений, что предпочтительно для срока службы компрессора. С другой стороны, потребление энергии увеличивается. Поэтому заданный размер капель относительно потребления энергии в отношении распыления следует рассматривать от ситуации к ситуации.

Относительно простейшего варианта, имеющего предварительно установленную работу перекачки, и без какой либо формы измерения и корректировки, возможный вариант осуществления обеспечивает корректировку во время работы. Возможность корректировки работы перекачки может быть необходима, если существуют неопределенности, касающиеся изменений содержания жидкости в газе в период времени работы. Тогда сепаратор жидкости может быть снабжен датчиками уровня или уровнемерами различных типов, как описано ниже, а также корректировкой уровня различного типа. Ниже рассмотрены различные формы измерения и корректировки уровня от наиболее простых до высокотехнологичных.

A. Уровень жидкости регистрируют на месте в нижней части сепаратора жидкости, и при регистрации достижения уровнем жидкости данного места перекачка сепарированной жидкости из выпускной трубы жидкости увеличивается либо увеличенным допуском в эжектор, либо увеличенным дросселированием клапана управления выше по потоку от точки смешивания для газа из выпускной трубы газа до восстановления необходимого уровня жидкости, например, полного опустошения сепаратора жидкости. Это можно регулировать либо вручную, например, с помощью дистанционно управляемого регулирующего клапана, либо автоматически. Например, осуществляется увеличение перекачки на 10% до регистрации отсутствия уровня жидкости.

B. Сепаратор жидкости включает в себя датчики для верхнего и нижнего уровней. Когда жидкость достигает верхнего уровня, перекачка увеличивается ступенями на заданную установленную величину, например 10%, до регистрации отсутствия жидкости на верхнем уровне. Когда нижний уровень восстановлен, работа перекачки уменьшается в аналогичном режиме, до обнаружения уровня сверху, и т.д.

C. Сепаратор жидкости оборудован непрерывным измерением уровня, например нуклонным или с перепадом давления, и непрерывной автоматической корректировкой уровня, поддерживающей уровень между верхним и нижним уровнями.

Предпочтительными решениями являются простейшие, т.е. либо такое, в котором отношение между газом в выпускной трубе жидкости и выпускном патрубке газа имеет предварительную установку перед монтажом, не обеспечивающее во время работы управляемой корректировки, либо решение, упомянутое в разделе A, не обеспечивающее слежение и корректировку более простым способом.

Вместе с тем, решение согласно B и, в особенности, C может быть необходимым в случаях больших изменений в содержании жидкости в газе в форме больших "приливов", притока жидкого осадка или частого возникновения "приливов" в неустановившихся режимах. Тогда для предотвращения слишком большого содержания жидкости в газе в компрессоре, может быть необходимо задерживать сепарированную жидкость на некоторое время пребывания в сепараторе жидкости, что можно получить дозированием сепарированной жидкости из сепаратора жидкости с использованием вариантов, упомянутых в B или C.

Дозирование более крупных скоплений жидкости, проходящих сепарирование, можно также получить без корректировки или с простой корректировкой, такой как описанная выше в разделе A. Данное получают применением некоторого сопротивления потоку в выпускной трубе жидкости либо в форме подходящего узкого рабочего сечения трубы или сужения. Вследствие сопротивления потоку, заданный период времени необходим сепарированной жидкости для перехода к газу в точке смешивания, при этом предотвращается проход газа в компрессор со слишком большим содержанием жидкости.

Другие объединения решений с измерением и корректировкой уровней из разделов A-C также возможны.

Вне зависимости от величины концентрации жидкости и песка, компрессор, выбранный для конкретных случаев, должен быть сконструирован с возможностью противодействия в течение достаточного времени. В некоторых ситуациях трех лет работы или меньше, например, может быть достаточно для подтверждения большой экономии капитальных затрат и упрощения, обеспечиваемых изобретением. Например, когда компрессор после трех лет имеет такую эрозию, что его кпд слишком низок для выполнения необходимой работы сжатия, то компрессор просто заменяют. Намерение состоит в конструировании объединенного сепаратора жидкости, устройства тонкого диспергирования жидкости и стойкого к жидкости компрессора, при этом замена компрессора может следовать интервалам реконструкции, адаптируемым согласно технологическому процессу сжатия.

Хотя это не следует понимать как ограничение, изобретение рассмотрено ниже в данном документе для сепаратора жидкости, часто размещаемого на подводной площадке. Вместе с тем, это не должно рассматриваться как ограничение по среде расположения настоящего устройства.

В дополнение к работе эжектора для перекачки сжатый газ из компрессора можно, кроме прочего, также использовать для смыва песка из сепаратора жидкости для предотвращения роста отложений песка.

Что касается смыва для удаления скопившегося песка, использование сжатого газа дает мощное вихревое движение вследствие его давления и расширения. Расположение не показанных форсунок и их конфигурацию можно оптимизировать для данной цели. Таким образом, задача состоит в обеспечении использования в достаточном количестве смывающего газа под высоким давлением. Сжатый газ можно использовать для удаления скопившегося песка как из нижней части сепаратора жидкости, из его впускного устройства, так и потенциально из ступени тонкой очистки в его верхней части.

Расширение газа сопровождается охлаждением. Поэтому следует определять, может ли быть обеспечена температура в диапазоне обеспечения образования гидратов. В таких случаях и согласно известной технике, следует впрыскивать ингибитор гидратообразования, например моноэтиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль метанол или т.п. В большинстве ситуаций дополнительная подача ингибитора гидратообразования может не потребоваться, поскольку такие ингибиторы уже добавлены в приток скважины.

Как альтернатива, жидкости, упомянутые выше, можно также использовать для периодического смыва песка в нижней части сепаратора жидкости, входном устройстве и ступени тонкой очистки. Жидкость, упомянутую выше, можно также периодически подавать в сепаратор жидкости в таком количестве, что жидкость направляется через точку смешивания в компрессор для смыва отложений в нем.

Также следует упомянуть, что для предотвращения скопления песка в сепараторе жидкости, нижняя часть может иметь коническую конфигурацию, например, с конической вставкой и что угол конусности может всегда обеспечивать подачу песка вниз и направление наружу через выпускную трубу жидкости.

Отличающимся от известной техники настоящее изобретение делает упрощение путем исключения обычного насоса, например центробежного насоса с электродвигателем, и фактическое исключение сепаратора и скруббера. В сепараторе жидкости нет необходимости точного измерения уровня, при этом оборудование измерения уровня может быть упрощено или исключено. Исключение из состава насосов автоматически создает преимущество исключения подачи электропитания на насос двигателя. Дополнительно, исключение непрерывной корректировки уровня в сепараторе влечет за собой упрощение системы управления, и с уставкой перекачки с помощью эжектора или пониженного давления, при котором сепаратор жидкости является пустым или почти пустым в любой момент времени, необходимость корректировки полностью исключается.

При исключении насосов, в частности центробежных насосов, исключается необходимость некоторого минимального превышения уровня жидкости над впуском насоса, т.е. эффективного положительного напора, требуемого на всасывании. Как упомянуто выше, данное превышение может составлять, например, до 4 м. В дополнение к сэкономленной высоте, это также приводит к уменьшению веса и размера. Исключение оборудования и, в частности, вращающегося оборудования, также создает увеличенную надежность.

Исключение насосов согласно настоящему изобретению обеспечено тем, что компрессор притока скважины берет на себя перекачку и что энергию компрессора используют для направления жидкости из сепаратора жидкости обратно в газ перед впуском компрессора с приемлемой концентрацией и размером капель.

Использование части энергии, подаваемой на подводный компрессор для перекачки и тонкого диспергирования, является реально возможным вследствие того факта, что потребность в электроэнергии для перекачки на месторождениях газа и смеси газа и конденсата очень мала в сравнении потребностью в электроэнергии для сжатия. В таблице 3, приведенной ниже, это показано с помощью цифр для типичных примеров. Потребность в электроэнергии для сжатия является расчетной для примера газа и газового конденсата на 4000 кВт и 10000 кВт, соответственно, и расчет показывает потребность в электроэнергии для перекачки 1 кВт и 300 кВт, соответственно.

Таблица 3
Газ Конденсат
Действие перекачки к действию сжатия 0,03% 3%
Действие перекачки 1 кВт 300 кВт

Подъем компрессора и его двигателя на новую ступень для соответствия требованиям ограниченной работы перекачки и работы дренирования и тонкого диспергирования не дает заметного увеличения как физических размеров, так и веса и стоимости данных компонентов. Данное также заметно не мешает работе компрессора.

Некоторые подводные компрессоры используют газ из выпуска компрессора или промежуточных ступеней (между впуском и выпуском) для охлаждения электрического двигателя и, потенциально, других компонентов, нуждающихся в охлаждении, таких как магнитные подшипники. Газ, используемый для охлаждения, составляет обычно 3-10% общей подачи газа, который сжимается и после использования того же газа для охлаждения двигателя или других компонентов направляется обратно выше по потоку от компрессора для повторного сжатия. Требуется мощность сжатия для повторного сжатия данного охлаждающего газа. Поэтому предпочтительно использование газа также в виде сжатого газа для сепаратора жидкости, т.e. для приведения в действие эжектора, форсунки и смыва песка, как описано для настоящего изобретения.

Можно указать, что для мультифазной перекачки смеси газа, нефти и воды, в которой жидкость составляет 5-20% по объему, часть электроэнергии, в общем, подаваемой на мультифазный насос, используемый для перекачки жидкости, часто существенно ниже количества, используемого для сжатия газа, например 20%. Отмечаем, что настоящее изобретение не только применимо для потока газа или смеси газа и конденсата, но также для мультифазной перекачки, например. Если разработать компрессоры, имеющие большую стойкость к жидкости, изобретение может также обеспечивать использование компрессоров в ситуациях, где сейчас используют мультифазные насосы. Тогда практический вопрос состоит в том, является ли мультифазная перекачка согласно изобретению более предпочтительной, чем обычная мультифазная перекачка.

В сравнении с обычным дренажом подводного сепаратора жидкости с соответствующим объемом сбора жидкости и регулированием уровня, где для дренажа используют насосы, настоящее изобретение создает значительное упрощение и дополнительно уменьшает размеры конструкции.

Ниже изобретение подробно описано для предпочтительных вариантов осуществления, показанных на следующих чертежах.

На фиг. 1 схематично показана обычная подводная система для сжатия газа.

На фиг. 2 схематично показана типичная высота и диаметр для обычного решения с подводным сжатием газа компрессором, с сепаратором и центробежным насосом согласно примеру для газа, приведенного выше, см. Таблицу 3.

В Таблице 4 приведены позиции, используемые для рассмотрения и детализации изобретения, показанные на фиг. 3-11.

Таблица 4
1 Емкость сепаратора жидкости
1' Сепаратор жидкости
1'' Циклон
2 Впускное устройство
3 Средство тонкой очистки, каплеуловитель
4 Выпускная труба жидкости
5 Выпускная труба газа
6 Штуцерная задвижка, фиксированная или регулируемая
7 Фиксированное дросселирование в форме
сужения рабочего сечения трубы, например, Вентури
8 Точка смешивания для жидкости и газа
9', 9'', 9''' Форсунка жидкости
10 Впускная труба компрессора
11 Компрессор притока скважины
12 Двигатель компрессора
13 Впускная труба притока скважины
14 Выпускная труба притока скважины
15 Эжектор или эдуктор
16 Труба для газа в эжектор или эдуктор от ступени или выпуска компрессора
17 Труба для охлаждающего газа для двигателя, как вытесняющего газа на эжектор или эдуктор
18 Датчик уровня жидкости в одной или нескольких точках или непрерывный
19 Клапан
20 Клапан
21 Клапан
22 Нижняя воронка для жидкости

Отмечаем, что все оборудование, упомянутое в Таблице 4, является только тем, которое считается необходимым для детализации изобретения и его функции. Для практической работы могут присутствовать дополнительно такие компоненты, как, например, антипомпажная линия с охладителем и клапаном управления, невозвратные клапаны, датчики давления и температуры и т.п.

Ниже описан режим работы для изобретения с помощью Таблицы 4 и фиг. 3-11.

На фиг. 3 показан вариант осуществления изобретения, в котором приток скважины направлен в сепаратор 1' жидкости через впускную трубу 13. Сепаратор жидкости состоит из емкости 1 и может иметь различное внутреннее оборудование для увеличения степени сепарирования жидкости. Здесь важно понимать, что целью установки сепаратора жидкости перед компрессором притока скважины не является получение высокой производительности сепарирования жидкости, но просто сепарирование образований жидкости и капель, превышающих некоторый размер, которые могут обуславливать большой износ компрессора, приводящий к неприемлемо короткому сроку службы между необходимым техобслуживанием или ремонтом. Впускное устройство 2 может содержать что-либо из окончания трубы в емкости 1 до коробки с кольцом Полле, или различных типов направляющих заслонок, или оборудование, приводящее втекающий газ во вращение, например циклоны Такое оборудование на впуске функционирует, удаляя пульсации притока жидкости, распределяет жидкость по рабочим сечениям сепараторов 1' жидкости и сепарирует капли крупнее заданного размера. Во многих случаях приемлемо просто оборудование на впуске для выполнения достаточного сепарирования капель. Средство 3 тонкой очистки, т.е. каплеуловитель, перед выпускной трубой 5 газа может содержать что-либо из отклоняющих сепараторов, экранизирующих решеток, проволочных матов, волоконных матов до мультициклонов. В дополнение к установлению размеров емкости 1, имеются, таким образом, различные типы используемых устройств впуска и выпуска, исключающие, в результате, прохождение капель, превышающих некоторый диаметр, следом за газовым потоком в перепуске через выпускную трубу 5 газа и в компрессор 11. В некоторых случаях задачу может выполнять пустой корпус.

Для перекачки газа из сепаратора 1' жидкости на фиг. 3 показан вариант осуществления, использующий эжектор, приводимый в действие сжатым газом из выпуска компрессора 11 или из одной из его ступеней в зависимости от требуемого давления. Сжатый газ направляется по трубе 16 от компрессора и может, если необходимо, регулироваться клапаном 20 управления, управляющим перекачкой. В некоторых ситуациях сжатый газ от одной из ступеней компрессора 11 или его выпуска используют для охлаждения электродвигателя 12 компрессора. В таком случае, сжатый охлаждающий газ можно использовать для приведения в действие эжектора 15, направляя охлаждающий газ через трубу 17 и установленный, если необходимо, клапан 21 управления. Тогда труба 16 с клапаном 20 не нужна. Вследствие подачи сжатого газа через эжектор, сепарированная жидкость, перекачиваемая данным способом, смешивается с газом и тонко диспергируется на капли. То, насколько мелкими, в результате, являются капли, зависит, среди прочего, от перепада давления на эжекторе, количества газа и конфигурации эжектора. Для обеспечения лучшего контроля наибольшего размера капель, форсунка 9 может быть установлена перед точкой 8 смешивания, в которой газовый поток через выпускную трубу 5 газа сталкивается с жидкостью из выпускной трубы 4 жидкости. Считается предпочтительным расположение форсунки 9 насколько возможно близко к точке 8 смешивания, при этом газ с каплями сталкивается с газовым потоком из выпускной трубы 5 газа насколько возможно быстро в точке 8 смешивания, давая каплям насколько возможно мало времени и вероятности сливаться перед точкой смешивания. Затем смесь газа и тонко диспергированных капель проходит в компрессор через впускную трубу 10 компрессора. Здесь предпочтительно нахождение точки 8 смешивания насколько возможно близко к впускному отверстию компрессора, т.е. такое, что впускная труба компрессора является короткой. Если впускная труба компрессора имеет длину 3 м и газ с диспергированными каплями имеет скорость потока 15 м/с, например, время задержки капель во впускной трубе компрессора становится 0,2 с и вероятность столкновений и слияния в большие капли является низкой и не заслуживающей упоминания без необходимости.

В наиболее простом варианте, в сепараторе 1' жидкости датчики уровня или средство измерения уровня не установлено, но количество сжатого газа, приводящего в действие эжектор 15 через соответствующие трубы 16, 17 подсчитывается заранее, и система устроена для режима работы с пустой емкостью. Данное включает в себя такую интенсивную работу перекачки, исполняемую эжектором 15, что уровень жидкости в емкости 1 отсутствует. Перекачку эжектором 15 можно устанавливать так, что заданное ограниченное количество газа транспортируется по выпускной трубе 4 жидкости вместе с жидкостью. Если случайно прибывает большее скопление жидкости, приводящее к некоторому кратковременному появлению уровня жидкости в емкости 1, данное не действует, пока уровень жидкости не поднимается до впускной трубы 13 притока скважины или впускного устройства 2. Для обеспечения этого эжектор должен быть установлен с некоторым запасом для создания коэффициента безопасности.

Для обеспечения возможности корректировки работы перекачки эжектора 15 в периоде времени, когда давление в притоке скважины нормально уменьшается, фактическое количество газа увеличивается, и соотношение жидкости и газа меняется, может быть установлен один датчик 18 жидкости, только сигнализирующий о наличии или отсутствии жидкости в емкости 1 на выбранном расстоянии над выпускной трубой 4 жидкости. Если уровень жидкости регистрируется датчиком 18, выпуск сжатого газа из соответствующей трубы 16, 17 может быть увеличен, при этом перекачка может быть ускорена открытием соответствующих клапанов 20, 21 управления. Данное можно выполнять ручным дистанционным управлением клапанами 20, 21, или функция корректировки может быть добавлена в автоматическую корректирующую систему, управляющую клапанами 20, 21. Как при ручной, так и при автоматической корректировке можно следовать заданной стратегии, увеличивая подвод в интервалах 10%, например, до прекращения регистрации жидкости датчиком 18 жидкости. Конфигурация более высокотехнологичного типа может иметь два или больше датчиков уровня один над другим для создания лучшей основы для принятия решения по уставке для работы перекачки эжекторов 15.

В некоторых случаях можно выбрать установку датчика 18 уровня для непрерывного измерения в сепараторе 1' жидкости. Такое оборудование измерения уровня известно, например перепада давления или нуклонное. Для управления клапанами 20, 21 с непрерывным считыванием уровня датчиком уровня 18, уровень в емкости 1 можно поддерживать между нижним и верхним пределами. Мотивация для использования такой системы управления уровнем может быть обусловлена тем фактом, что содержание жидкости в притоке скважины существенно изменяется, например, поступлением осадка или постоянными большими "приливами", и что корректировка уровня, удерживающая сепарированную жидкость в емкости 1, распределяет ее во время некоторого периода в газовый поток в точке 8 смешивания. В данном режиме, предотвращается подача газа, имеющего большие мгновенные значения притока, в компрессор 11.

В большинстве ситуаций непрерывное измерение и регулирование уровня не является необходимым. Сепарированной жидкости можно обеспечивать некоторый необходимый период задержки для создания достаточного выравнивания содержания жидкости в газе, проходящей в компрессор 11 от сепарирования в сепараторе 1' жидкости до достижения точки 8 смешивания предварительной корректировкой количества вытесняющего газа на эжекторе 15 относительно перепада давления и длины и диаметра выпускной трубы 4 жидкости и перепада давления через применяемую, если необходимо, форсунку 9. Если эжектор должен установить скорость потока в трубе 4 2 м/с и длина трубы составляет 20 м, например, период задержания для сепарированной жидкости составляет 10 с, что считается создающим достаточное выравнивание содержания жидкости в потоке газа во впуск компрессора 11. С нормальными "приливами" во время работы, нет необходимости иметь какую-либо уставку конкретного периода времени задержки для жидкости перед прибытием в точку 8 смешивания, поскольку содержание жидкости в притоке скважины во время работы в любой момент ниже максимально допустимого.

На фиг. 4 показан другой вариант осуществления изобретения, в котором сепарированная жидкость из сепаратора 1' втягивается через выпускную трубу 4 жидкости в точку 8 смешивания при пониженном давлении, созданном сужением 7 в рабочем сечении между выпускной трубой 5 газа и впускной трубой 10 компрессора. Сужение может иметь форму сходящегося элемента в конце выпускной трубы газа и также расходящегося элемента внутри начальной части впускной трубы компрессора, и выпускная труба 4 жидкости заканчивается между сходящимся и расходящимся элементом для создания пониженного давления вследствие увеличения скорости в более узком рабочем сечении. Сужение может иметь контур для некоторого фиксированного пониженного давления, обеспечивающего поддержание емкости 1 пустой или приблизительно пустой в любой момент времени. Если используют форсунку 9, она должна иметь конструкцию, также соответствующую такому перепаду давления.

Другим путем исполнения направления сепарированной жидкости из емкости 1 в точку 8 смешивания является создание дросселирования, например, штуцерной задвижки 6 перед точкой 8 смешивания, при этом достаточный перепад давления создается дросселированием для втягивания сепарированной жидкости с достаточной скоростью из емкости, при этом перепад давления на возможной форсунке 9 сбалансирован. Дросселирование может осуществлять фиксированная или регулируемая штуцерная задвижка 6. Также в соединении с изобретением согласно фиг. 4 различные формы регистрации уровня или непрерывное измерение можно использовать, как описано выше и показано на фиг. 3, и уровень можно соответственно регулировать корректировкой дросселирования либо ручным дистанционным управлением, либо автоматически.

Как показано фиг. 4 и также применимо для изобретения, показанного на фиг. 3, нижняя часть сепаратора 1' жидкости выполнена в виде воронки 22, имеющей достаточный угол, обеспечивающий исключение скопления песка, следующего за сепарированной жидкостью, и его падения через выпускное отверстие 4, обуславливающего нежелательный износ внутри компрессора 11 при возникновении, или в худшем случае собирающегося в количествах, блокирующих выпуск емкости 1. Как альтернатива образованному воронкой выпускному отверстию 22, труба, не показано, со сжатым газом может проходить из выпуска компрессора, или из одной его ступени, или в форме охлаждающего газа от двигателя и в емкость, при этом сжатый газ в форме направленных вниз струй смывает возможно отложившийся песок. Смыв может происходить непрерывно или с некоторыми нужными интервалами. Такой смыв может быть объединен с выпуском в форме воронки.

Для исключения риска скопления песка, другое решение можно создать смывом в нижней части сепаратора 1' жидкости ингибитором гидратообразования, например моноэтиленгликолем. С необходимыми интервалами можно осуществлять смыв большими количествами моноэтиленгликоля или другой жидкости в сепаратор 1' жидкости, которые можно затем распылять через форсунку 9 перед притоком в компрессор 11, при этом он может содействовать очистке внутреннего объема компрессора, удаляя отложения.

На фиг. 6-9 показаны другие варианты осуществления согласно изобретению, в которых варианты осуществления, упомянутые выше, дополнены форсунками 9', 9", размещенными либо в выпускной трубе 5 газа, либо впускной трубе 10 компрессора или как во выпускной трубе газа, так и во впускной трубе компрессора. Вместе с тем, отмечаем, что компоненты, показанные на предыдущих фигурах, здесь отсутствуют. В различных вариантах соответствующая форсунка, таким образом, распыляет жидкость, захваченную в поток через выпускную трубу газа или впускную трубу компрессора. В варианте на фиг. 6 форсунка 9 распыляет сепарированную жидкость в выпускной трубе 4 жидкости, а форсунка 9' распыляет захваченную жидкость в газ, проходящий через выпускную трубу газа. В варианте осуществления на фиг. 8, происходит распыление захваченной жидкости в газовый поток как в выпускной трубе газа, так и во впускной трубе компрессора, расположенного перед и после точки 8 смешивания.

На Фиг. 5 показан вариант изобретения, в котором сепаратор жидкости является циклоном 1". Циклоны могут быть сконструированы так, что создают прохождение капель некоторого наибольшего диаметра в выпускную трубу 5 газа. Если количество и плотность газа изменяются по времени, большее количество циклонов может быть установлено параллельно, при этом циклоны вводят в действие или выводят соответственно требованиям для следования условиям. В остальном, изобретение может быть выполнено, как описано выше и показано на Фиг. 3 и 4.

На фиг. 7 точка 8 смешивания расположена ниже по потоку от сепаратора 1' жидкости и выше по потоку от компрессора 11 и обеспечивает подачу сепарированной жидкости из выпускной трубы 4 жидкости в газовый поток из выпускной трубы 5 газа. Первая форсунка 9 распыления жидкости размещена в выпускной трубе 4 жидкости выше по потоку от точки 8 смешивания, а вторая форсунка 9' распыления жидкости размещена в выпускной трубе 5 газа выше по потоку от точки 8 смешивания.

Аналогично, на фиг. 9 точка 8 смешивания расположена ниже по потоку от сепаратора 1' жидкости и выше по потоку от компрессора 11 и обеспечивает подачу сепарированной жидкости из выпускной трубы 4 жидкости в газовый поток из выпускной трубы 5 газа. Первая форсунка 9 распыления жидкости размещена в выпускной трубе 4 жидкости выше по потоку от точки 8 смешивания, вторая форсунка 9' распыления жидкости размещена в выпускной трубе 5 газа выше по потоку от точки 8 смешивания, и третья форсунка 9'' распыления жидкости размещена в выпускной трубе 10 компрессора ниже по потоку от точки 8 смешивания.

Фиг. 10 показывает уменьшение размеров, получаемое относительно конфигурации обычного компрессора, имеющего сепаратор и насос, показанной на фиг. 1 и 2. На фиг. 6 компрессор с двигателем расположен вертикально. Соответственно, размеры для компрессора с двигателем, расположенных горизонтально, показаны на фиг. 11. Показаны только компоненты, представляющие интерес с точки зрения размеров. Для устройства на фиг. 10, можно предположить, что оно имеет габариты с длиной, шириной и высотой 4×4×,7 м и, соответственно, на фиг. 11 с длиной шириной и высотой 4×4×4 м.

Вес устройства уменьшен существенно по сравнению с обычной конфигурацией, и также уменьшена его сложность, и получена увеличенная надежность.

Поскольку сепаратор 1' жидкости является меньше и легче в сравнении с обычным решением, в большинстве ситуаций предпочтительно не использовать механических соединителей во впускной трубе 10 компрессора между сепаратором жидкости и компрессором 11, но извлекать устройство целиком, когда требуется техобслуживание или ремонт.

1. Способ сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии с использованием сепаратора (1') жидкости, имеющего впускную трубу (13) для притока скважины, выпускную трубу (5) для газа и выпускную трубу (4) для жидкости, отличающийся тем, что
выполняют впуск притока скважины в сепаратор (V) жидкости с помощью одной впускной трубы (13), заканчивающейся внутри сепаратора (1') жидкости,
подают сепарированную жидкость из сепаратора (1') жидкости через выпускную трубу (4) для жидкости в газ из выпускной трубы (5) для газа в точке (8) смешивания, расположенной по потоку ниже сепаратора (1') жидкости и по потоку выше компрессора (11), и
удерживают сепарированную жидкость в сепараторе в течение периода задержки в случае больших скоплений жидкости, таких как приливы и пробки, в притоке скважины в сепаратор (1') жидкости, для исключения слишком большого содержания жидкости в газе, подаваемом в компрессор (11),
распыляют сепарированную жидкость по потоку выше впуска в компрессор (11) или на впуске в компрессор.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что сепарированную жидкость из сепаратора (1') жидкости перекачивают и диспергируют на капли эжектором (15), расположенным в выпускной трубе (4) для жидкости.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что эжектор (15) приводят в действие сжатым газом из одной ступени компрессора (11) и сжатый газ подают из компрессора (11) в эжектор (15) по трубе (16), соединенной с любой ступенью компрессора (11) или его выпуском.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что сжатый газ подают в эжектор (15) в установленном количестве и под установленным давлением для обеспечения установленного распределения крупности капель.

5. Способ по п.3 или 4, отличающийся тем, что в трубе (16) располагают управляемый клапан (20).

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что эжектор (15) приводят в действие с использованием сжатого охлаждающего газа от двигателя (12) компрессора и сжатый охлаждающий газ подают от двигателя (12) компрессора в эжектор (15) по трубе (17).

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что в трубе (17) располагают управляемый клапан (21).

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что для обеспечения перекачки и тонкого диспергирования сепарированной жидкости из сепаратора (1') жидкости через выпуск (4) для жидкости используют сужение (7) рабочего сечения трубы в точке (8) смешивания.

9. Способ по п.8, отличающийся тем, что сужение (7) рабочего сечения трубы имеет сходящуюся часть, соединенную с выпускной трубой (5) для газа, и расположенную ниже по потоку расходящуюся часть, соединенную с впускной трубой (10) компрессора (11), и выпускная труба (4) для жидкости заканчивается в сужении (7) рабочего сечения трубы в месте между сходящейся и расходящейся частями.

10. Способ по п.8 или 9, отличающийся тем, что располагают управляемый клапан (6) в выпускной трубе (5) для газа по потоку выше точки (8) смешивания.

11. Способ по п.8, отличающийся тем, что в выпускной трубе (4) для жидкости располагают управляемый клапан (19).

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что располагают форсунку (9, 9', 9") в, по меньшей мере, одной из: выпускной трубы (4) для жидкости, выпускной трубы (5) для газа и впускной трубы (10) компрессора.

13. Способ по п.5, отличающийся тем, что управляемые клапаны (20, 21) регулируют на основании считывания сигнала от, по меньшей мере, одного датчика уровня или уровнемера (18) сепарированной жидкости, расположенного внутри сепаратора (1') жидкости.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что выполняют нижнюю часть (22) сепаратора (1') жидкости в форме воронки.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что обеспечивают сепаратор (1') жидкости, по меньшей мере, одним циклоном.

16. Способ по п.1, отличающийся тем, что располагают форсунку (9) в выпускной трубе (4) для жидкости.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что впускная труба (13) для притока скважины заканчивается продольной обращенной вниз щелью.

18. Способ по п.1, отличающийся тем, что с помощью впускной трубы (13) притока скважины внутри сепаратора (1') жидкости обеспечивают исключение пульсации, распределение по сечению или некоторое сепарирование капель втекающей жидкости.

19. Способ по п.18, отличающийся тем, что впускная труба (13) для притока скважины в сепараторе (1') жидкости оборудована средством (2), являющимся одним из: коробки с кольцом Полле, направляющих лопастей, средства для придания газу вращения и, по меньшей мере, одного циклона.

20. Способ по п.1, отличающийся тем, что тонкую очистку или капельное сепарирование (3) выполняют в сепараторе (1') жидкости по потоку выше выпускной трубы (5) для газа.

21. Способ по п.20, отличающийся тем, что тонкую очистку или капельное сепарирование выполняют с использованием одного из следующего: отводящего сепаратора, экранизирующих решеток, проволочных матов, волоконных матов или многочисленных циклонов.

22. Устройство для сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии, содержащее сепаратор (1') жидкости, имеющий впускную трубу (13) для притока скважины, выпускную трубу (5) для газа и выпускную трубу (4) для жидкости, отличающееся тем, что содержит
точку (8) смешивания, расположенную по потоку ниже сепаратора (1') жидкости и по потоку выше компрессора (11) и обеспечивающую подачу сепарированной жидкости из выпускной трубы (4) для жидкости сепаратора (1') жидкости в газ из выпускной трубы (5) для газа, и
по меньшей мере, одну форсунку (9, 9', 9") для распыления жидкости, размещенную по потоку выше компрессора (11), при этом размещение форсунки выбрано из одного из следующего:
а) форсунка (9) для распыления жидкости размещена в выпускной трубе (4) для жидкости по потоку выше точки (8) смешивания;
б) первая форсунка (9) для распыления жидкости размещена в выпускной трубе (4) для жидкости по потоку выше точки (8) смешивания, и вторая форсунка (9') для распыления жидкости размещена в выпускной трубе (5) для газа по потоку выше точки (8) смешивания,
в) форсунка (9") для распыления жидкости размещена во впускной трубе (10) компрессора (11) по потоку ниже точки (8) смешивания,
г) первая форсунка (9') для распыления жидкости размещена в выпускной трубе (5) для газа по потоку выше точки (8) смешивания, и вторая форсунка (9") для распыления жидкости размещена во впускной трубе (10) компрессора (11) по потоку ниже точки (8) смешивания, и
д) первая форсунка (9) для распыления жидкости размещена в выпускной трубе (4) для жидкости по потоку выше точки (8) смешивания, вторая форсунка (9') для распыления жидкости размещена в выпускной трубе (5) для газа по потоку выше точки (8) смешивания, и третья форсунка (9") для распыления жидкости размещена во впускной трубе (10) компрессора (11) по потоку ниже точки (8) смешивания.

23. Устройство по п.22, отличающееся тем, что содержит эжектор (15), расположенный в выпускной трубе (4) для жидкости и обеспечивающий перекачку и тонкое диспергирование сепарированной жидкости из сепаратора (1') жидкости.

24. Устройство по п.23, отличающееся тем, что эжектор (15) способен приводиться в действие сжатым газом, подаваемым из любой ступени компрессора (11) или его выпуска по трубе (16).

25. Устройство по п.24, отличающееся тем, что содержит управляемый клапан (20), расположенный в трубе (16).

26. Устройство по п.23, отличающееся тем, что эжектор (15) способен приводиться в действие сжатым охлаждающим газом, подаваемым от двигателя (12) в эжектор (15) по трубе (17).

27. Устройство по п.26, отличающееся тем, что содержит управляемый клапан (21), расположенный в трубе (17).

28. Устройство по п.22, отличающееся тем, что содержит сужение (7) рабочего сечения трубы для перекачки и тонкого диспергирования сепарированной жидкости из сепаратора (1') жидкости через выпускную трубу (4) для жидкости, расположенное в точке (8) смешивания.

29. Устройство по п.28, отличающееся тем, что выпускная труба (5) для жидкости соединена со сходящейся частью сужения (7) рабочего сечения трубы, расположенная ниже по потоку расходящаяся часть соединена с впускной трубой (10) компрессора (11) и выпускная труба (4) для жидкости заканчивается в сужении рабочего сечения трубы между сходящейся и расходящейся ее частями.

30. Устройство по п.29, отличающееся тем, что содержит управляемый клапан (6), расположенный в выпускной трубе (5) для газа выше по потоку от точки (8) смешивания.

31. Устройство по п.28, отличающееся тем, что содержит управляемый клапан (19), расположенный в выпускной трубе (4) для жидкости.

32. Устройство по п.25 или 27, отличающееся тем, что управляемые клапаны (20, 21) способны регулироваться на основании считывания сигнала от, по меньшей мере, одного датчика уровня или уровнемера (18) для сепарированной жидкости, расположенного внутри сепаратора (1') жидкости.

33. Устройство по п.22, отличающееся тем, что сепаратор (1') жидкости имеет нижнюю часть (22) в форме воронки.

34. Устройство по п.22, отличающееся тем, что сепаратор (1') жидкости снабжен, по меньшей мере, одним циклоном.

35. Устройство по п.22, отличающееся тем, что сепаратор (1') жидкости имеет впускную трубу (13) для притока, заканчивающуюся внутри сепаратора (1') жидкости продольной обращенной вниз щелью.

36. Устройство по п.22, отличающееся тем, что впускная труба (13) для притока скважины внутри сепаратора (1') снабжена средством (2) для исключения пульсаций, распределения по сечению и некоторого сепарирования капель жидкости притока, выбираемым из одного из: коробки с кольцом Полле, направляющих лопастей, средства для придания газу вращения и, по меньшей мере, одного циклона.

37. Устройство по п.22, отличающееся тем, что содержит средство тонкой очистки или капельный сепаратор (3), расположенные в сепараторе (1') жидкости выше по потоку от выпускной трубы (5) для газа и выбранные из одного из следующего: отводящего сепаратора, экранизирующих решеток, проволочных матов, волоконных матов или многочисленных циклонов.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом является обеспечение равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращение сбоев её работы.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании и обессоливании нефти при подготовке нефти на нефтепромысле. Способ включает диспергирование промывочной воды в нефтяной эмульсии в нефтепроводе с ламинарным режимом течения нефтяной эмульсии в месте нефтепровода после точки подачи деэмульгатора. Подачу промывочной воды в нефтепровод осуществляют через диспергирующее устройство, выполненное в виде трубки, установленной с возможностью перемещения по сечению трубопровода, с отверстием на конце, направленным навстречу потоку нефтяной эмульсии. Соотношение скорости истечения промывочной воды из диспергирующего устройства и скорости потока водонефтяной эмульсии в трубопроводе поддерживают в пределах (10÷12):(0,2÷0,5). Технический результат заключается в повышении степени обезвоживания и обессоливания, в обеспечении обезвоживания и обессоливания при изменении уровня жидкости в трубопроводе. 1 ил.

Изобретение относится к устройствам для получения газообразного и сжиженного топлив из залежей гидратов. Технический результат заключается в получении свободного сжатого газа высокого давления и сжиженного газа, обеспечении работы установки за счет собственных энергетических ресурсов, обеспечении постоянства режима получения газа по давлению и расходу. Установка для получения газа из гидрата газа включает устройство для получения газа и узел загрузки гидрата газа. Устройство содержит реактор, емкость с водой, нагреватель и сепаратор. Реактор снабжен в верхней части трубопроводом отвода сжатого газа потребителям через сепаратор. Емкость соединена с реактором трубопроводом подвода воды с насосом и трубопроводом отвода воды из реактора в его нижней части. Сепаратор снабжен трубопроводом отвода воды и непрореагировавшего гидрата. Устройство дополнительно содержит систему охлаждения внутренних стенок реактора, вентилятор, ресивер, газовый фильтр, потребитель сжатого газа, теплообменник с каналами горячего и холодного теплоносителей, турбодетандер с электрогенератором, дроссель, жидкостный фильтр, потребитель сжиженного газа, кран суфлирования и предохранительный клапан полости реактора, запорно-регулирующие краны и систему охлаждения газа перед турбодетандером. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх