Способ саморегуляции в заданных пределах уровней разделов фаз газ-нефть и нефть-вода в герметизированных проточных емкостях при изменяющихся параметрах фаз и устройство для его осуществления



Способ саморегуляции в заданных пределах уровней разделов фаз газ-нефть и нефть-вода в герметизированных проточных емкостях при изменяющихся параметрах фаз и устройство для его осуществления
Способ саморегуляции в заданных пределах уровней разделов фаз газ-нефть и нефть-вода в герметизированных проточных емкостях при изменяющихся параметрах фаз и устройство для его осуществления

 


Владельцы патента RU 2568451:

Мамедов Николай Александрович (RU)
Назаренко Алексей Николаевич (RU)

Группа изобретений относится к способам и устройствам саморегуляции в заданных пределах уровней разделов фаз газ-нефть и нефть-вода в герметизированных проточных емкостях при изменяющихся параметрах фаз. Технический результат заключается в повышении надежности и качества разделения. Способ саморегуляции в заданных пределах уровней разделов фаз газ-нефть и нефть-вода в герметизированных проточных емкостях при изменяющихся параметрах фаз характеризуется тем, что разделы фаз конструктивно закреплены на заданных уровнях и не могут существенно изменяться по высоте при изменении параметров фаз вследствие того, что на высоту заданного уровня раздела фаз газ-нефть устанавливают нефтепереливной патрубок, направляющий обезвоженную нефть в нефтеразгрузочную камеру, оснащенную поплавковым клапаном, открывающим нефтепровод при поступлении нефти и запирающим нефтепровод при ее отсутствии, при этом верхний уровень нефти в герметизированной проточной емкости регулируют высотой нефтепереливного патрубка, из нижней части герметизированной проточной емкости из зоны, расположенной ниже заданного уровня раздела фаз нефть-вода, отстоянную воду подают через водопереливной патрубок в водоразгрузочную камеру, оснащенную поплавковым клапаном, открывающим сбросной водопровод при поступлении отстоянной воды и запирающим сбросной водопровод при ее отсутствии, при этом уровень воды в герметизированной проточной емкости регулируют высотой водопереливного патрубка, образуя гидравлический затвор, а поступающий газ из герметизированной проточной емкости подают в газопровод, расположенный выше уровня раздела фаз газ-нефть через газорегулирующий клапан, поддерживающий заданное давление газа в герметизированной проточной емкости, нефтеразгрузочной и водоразгрузочной камерах. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к автоматизации технологических процессов, в частности к устройствам для регулирования процесса разделения газоводонефтяной смеси с возможностью использования пластового давления и (или) гидравлической энергии подающего смесь насоса для транспортировки разделенных продуктов и закачки воды для поддержания пластового давления, и может быть использовано на нефтепромыслах и на установках комплексной подготовки нефти.

Известен способ регулирования уровня раздела фаз вода-нефть в дегидраторах, при котором дискретным датчиком измеряют уровень раздела фаз, по которому осуществляют изменение степени открытия регулирующего органа, при этом измерение уровня производят с помощью двухпозиционного датчика с нулевой зоной нечувствительности и в каждом цикле регулирования измеряют текущие значения степени открытия регулирующего органа, на основе которых определяют среднее значение его открытия, а в момент переключения указанного датчика измеряют степень открытия регулирующего органа до получения среднего значения [описание изобретения к патенту РФ №2065195 от 26.02.1991, МПК6 G05B 11/28, опубл. 10.08.1996].

Данный способ обеспечивает высокое качество регулировки уровня раздела фаз вода-нефть, но только в случае, если плотность нефти является константой. Но на практике, как известно, бывает так, что плотность нефти существенно изменяется в течение суток.

Известен способ автоматического управления процессом отстоя нефтяной эмульсии путем регулирования уровня раздела фаз нефти и воды в зависимости от перепада гидростатических давлений между двумя точками, расположенными в верхней и нижней частях отстойника, за счет учета гидростатического давления воды в эмульсионной фазе нефти измеряют плотность воды, сбрасываемой из отстойника, определяют по измеренной плотности сбрасываемой воды среднюю плотность нефтяной эмульсии между заданными точками, определяют отношения измеренного значения перепада гидростатического давления и разности плотностей сбрасываемой воды и нефтяной эмульсии, и в зависимости от найденного отношения регулируют уровень раздела фаз нефти и воды [описание изобретения к авторскому свидетельству СССР №722936 от 25.07.1978, М.кл.2 C10G 33/00, G05D 27/00, опубл. 25.03.1980, Бюллетень №11].

Способ решает техническую проблему повышения точности регулирования уровня раздела фаз нефти и воды.

Известен способ регулирования процесса отстоя водонефтяной смеси путем регулирования отвода воды из сепаратора-отстойника, при этом измеряют долевое содержание воды в водонефтяной смеси сравнением гидростатического давления водонефтяной смеси в сепараторе-отстойнике и гидравлического давления воды в водонапорной трубе, размещенной в сепараторе-отстойнике, сравнивают измеренное значение разности гидростатических давлений с заданным значением разности давлений и по разности этих значений формируют управляющий сигнал на регулирующий клапан на линии отвода воды [описание изобретения к патенту РФ №226,2528 от 26.05.2004, МПК7 C10G 33/08, опубл. 20.10.2005].

Известен способ регулирования уровня раздела фаз нефть-вода в герметизированных проточных емкостях, включающий определение уровня раздела фаз нефти и воды в зависимости от перепада гидростатических давлений между контрольными точками, расположенными в верхней и нижней частях проточной емкости, с последующим формированием управляющего воздействия на скорость отвода воды, отличающийся тем, что в объеме проточной емкости выделяют три контрольные точки, две из которых расположены вверху и внизу его нефтяной части, а третья - в нижней водной части, после чего измеряют гидростатическое давление между контрольными точками в нефтяной части и между контрольными точками вверху нефтяной части и нижней водной части, а управляющее воздействие на скорость отвода воды формируют исходя из величины текущего уровня воды (патент №2328518 от 10.07.2008 г.).

На практике, как это упоминалось выше, плотность нефти может существенно изменяться в течение суток. Поэтому недостатком способов является отсутствие влияния на систему управления изменения плотности нефти, что приводит к низкой точности измерения уровня раздела фаз, особенно при малом уровне воды. На практике это проявляется как наличие остаточной воды в дегидратированной нефти или наличие нефти в сбрасываемой воде.

Наиболее близким к заявляемому является устройство для регулирования процесса разделения водонефтяной смеси, содержащее датчик уровня воды, соединенный через регулятор с регулирующим клапаном на линии отвода воды из сепаратора-отстойника, отличающееся тем, что датчик уровня воды установлен в вертикальном расширенном участке водонапорной трубы, нижний конец которой размещен в зоне накопления воды, и соединен с регулятором, на второй вход которого подается сигнал заданного значения уровня воды в водонапорной трубе, а выход его соединен с регулирующим клапаном на линии отвода воды, кроме того, верхняя часть водонапорной трубы газоуравнительной линией соединена с газовой зоной сепаратора-отстойника [описание изобретения к патенту РФ №2268285 от 15.06.2004, МПК7 C10G 33/08, опубл. 20.01.2006].

Недостатком этих способов и устройств является низкое качество регулирования процесса разделения водонефтяной смеси из-за пониженной точности измерения уровня раздела фаз «нефть-вода», сложность реализации процесса разделения водонефтяной смеси при изменении параметров фаз и низкая надежность регулирования вследствие перенасыщенности устройства датчиками, измерительными приборами, исполнительными механизмами, насосами, а также необходимость в электросетях и электрооборудовании.

Общим недостатком таких устройств является то, что с течением времени чувствительные элементы датчиков покрываются смолистыми веществами и другими загрязнениями, что значительно снижает точность их показаний, а многочисленные датчики, измерительные приборы и исполнительные механизмы, насосы, электросети и электрооборудование уменьшают надежность и сроки безаварийной работы.

Ненадежность регулирования уровней раздела фаз и регулирования процесса разделения газоводонефтяной смеси в герметизированных проточных емкостях при использовании многочисленных датчиков, измерительных приборов и исполнительных механизмов, насосов при изменяющихся параметрах фаз.

Также этими способами и устройствами не предусмотрено использование энергии пластового давления и (или) давления, создаваемого подающим газоводонефтяную смесь насосом, для разделения и дальнейшей транспортировки фаз по соответствующим трубопроводам и закачки воды для поддержания пластового давления.

Задача изобретения - повышение качества разделения газоводонефтяной смеси за счет стабилизации регулируемых параметров - заданных уровней раздела фаз и повышение надежности регулирования процесса разделения газоводонефтяной смеси в герметизированных проточных емкостях при изменяющихся параметрах фаз и использование пластового давления и гидравлической энергии потока.

Способ решает техническую проблему повышения точности регулирования уровней разделов фаз газ-нефть и нефть-вода при изменяющихся параметрах фаз с использованием энергии пластового давления и (или) давления, создаваемого подающим газоводонефтяную смесь насосом, для разделения и дальнейшей транспортировки фаз по соответствующим трубопроводам и закачки воды для поддержания пластового давления.

Технический результат:

- повышение чистоты разделенных компонентов газоводонефтяной смеси в герметизированных проточных емкостях при любых изменениях параметров фаз;

- повышение надежности и удешевление стоимости устройства и сроков безремонтного периода вследствие отказа от лишних датчиков, измерительных приборов, исполнительных механизмов, регулирующих насосов, электросетей и электрооборудования;

- возможность использования энергии пластового давления или давления, создаваемого насосной установкой, подающей газоводонефтяную смесь в герметизированные проточные емкости, для разделения и транспортировки разделенных фаз по трубопроводам и закачки воды для поддержания пластового давления;

- возможность регулирования качества процесса разделения газоводонефтяной смеси и чистоты продуктов разделения изменением объема подачи газоводонефтяной смеси в подающем трубопроводе;

- уменьшение стоимости процесса разделения и транспортировки разделенных фаз по трубопроводам и закачки воды для поддержания пластового давления за счет использования энергии пластового давления или давления, создаваемого насосной установкой, подающей газоводонефтяную смесь в герметизированные проточные емкости;

- возможность реконструкции и оснащения устройством существующих аппаратов;

- возможность объединения, без потери давления, разделенных нефти и газа для транспортировки газонефтяной смеси в пункты комплексной переработки нефтепродуктов по одному трубопроводу;

- возможность подачи отстоянной воды для поддержания пластового давления непосредственно в ближайшие нагнетательные скважины на нефтепромыслах или в систему поддержания пластового давления без лишней транспортировки и без дополнительного насосного оборудования за счет использования энергии пластового давления или давления, создаваемого насосной установкой, подающей газоводонефтяную смесь в герметизированные проточные емкости;

- возможность оснащения устройством любого участка трубопровода так как не требуется ни электросетей, ни обслуживающего персонала;

- возможность уменьшения нагрузки и (или) диаметра нефтепровода от места сброса пластовой воды до установок предварительной подготовки нефти;

- устройство работает автономно в режиме саморегуляции.

На рис.1, 2 приведены примеры вариантов внешнего и внутреннего исполнения устройств для саморегуляции в заданных пределах уровней разделов фаз газ-нефть и нефть-вода в герметизированных проточных емкостях при изменяющихся параметрах фаз.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого способа, достигается следующим образом.

Рассчитывают и задают технологически оптимальные уровни разделов фаз газ-нефть и нефть-вода и необходимое внутреннее давление для конкретной герметизированной проточной емкости и режима подачи газоводонефтяной смеси.

На высоту заданного уровня раздела фаз газ-нефть устанавливают нефтепереливной патрубок (1), направляющий обезвоженную нефть в нефтеразгрузочную камеру (2), оснащенную клапаном (3), например поплавковым, открывающим нефтепровод (4) при поступлении нефти и запирающим нефтепровод (4) при ее отсутствии. При этом верхний уровень нефти в герметизированной проточной емкости регулируют высотой нефтепереливного патрубка для получения заданного уровня высоты раздела фаз газ-нефть.

Из нижней части герметизированной проточной емкости из зоны, расположенной ниже заданного уровня раздела фаз нефть-вода, отстоянную воду подают в водоразгрузочную камеру (5), уровень воды в которой, регулируют задаваемой расчетной высотой водопереливного патрубка (6). В результате уровни разделов фаз нефть-вода и газ-нефть конструктивно закрепляют водяным гидравлическим затвором на заданных уровнях с незначительными колебаниями уровня раздела фазы нефть-вода по высоте пропорционально изменениям удельных весов поступающих в герметизированную проточную емкость нефти и воды при любых изменяющихся параметрах фаз. Водоразгрузочную камеру (5) оснащают клапаном (7), например поплавковым, открывающим сбросной водопровод (8) при поступлении отстоянной воды и запирающим сбросной водопровод (8) при ее отсутствии.

Поступающий газ из герметизированной проточной емкости подают в газопровод (10), расположенный выше уровня раздела фаз газ-нефть через газорегулирующий клапан (9), поддерживающий заданное давление газа в герметизированной проточной емкости, нефтеразгрузочной и водоразгрузочной камерах.

Клапаны, открывающие трубопроводы при поступлении жидкости и запирающие трубопроводы при ее отсутствии, обеспечивают герметизацию сброса воды и нефти без потерь давления в герметизированной проточной емкости.

Устройство легко реализуемо, так как газовые и жидкостные клапаны разнообразных конструкций освоены промышленностью.

Надежность устройства зависит от надежности работы клапанов - единственных движущихся частей устройства.

Процесс разделения газонефтеводяной смеси протекает под общим заданным давлением в герметизированной проточной емкости, нефтеразгрузочной и водоразгрузочной камерах. Давления в сбросных газовом, нефтяном и водяном трубопроводах за клапанами автоматически понижаются и выравниваются до рабочих давлений каждой из этих систем. Заданное давление в устройстве создается за счет использования энергии пластового давления и (или) давления, создаваемого насосной установкой, подающей газоводонефтяную смесь в герметизированные проточные емкости. Энергия давления может быть использована на транспортировку разделенных нефтепродуктов по трубопроводам без дополнительного насосного оборудования. При необходимости возможно объединение, без потери давления, разделенных нефти и газа для транспортировки газонефтяной смеси в пункты комплексной переработки нефтепродуктов по одному трубопроводу.

Устройство дает возможность подачи отстоянной воды для поддержания пластового давления непосредственно в ближайшие нагнетательные скважины на нефтепромыслах без лишней транспортировки и без дополнительного насосного оборудования за счет использования энергии пластового давления и (или) давления, создаваемого насосной установкой, подающей газоводонефтяную смесь в герметизированные проточные емкости.

При рассмотрении замкнутой герметичной системы, работающей под общим давлением и состоящей из скважины, подающей газонефтеводяную смесь в герметизированную проточную емкость, и нагнетательной скважины, подающей отстоянную воду для поддержания пластового давления, следует отметить, что при равных давлениях и пьезометрических высотах пьезометрический напор скважины с водой существенно больше, чем пьезометрический напор скважины с газонефтеводяной смесью, за счет разной плотности жидкостей. То есть более тяжелая вода из устройства может самотеком поступать в нагнетательную скважину, находящуюся под пластовым давлением.

1. Способ саморегуляции в заданных пределах уровней разделов фаз газ-нефть и нефть-вода в герметизированных проточных емкостях при изменяющихся параметрах фаз, отличающийся тем, что разделы фаз конструктивно закреплены на заданных уровнях и не могут существенно изменяться по высоте при изменении параметров фаз вследствие того, что на высоту заданного уровня раздела фаз газ-нефть устанавливают нефтепереливной патрубок, направляющий обезвоженную нефть в нефтеразгрузочную камеру, оснащенную поплавковым клапаном, открывающим нефтепровод при поступлении нефти и запирающим нефтепровод при ее отсутствии, при этом верхний уровень нефти в герметизированной проточной емкости регулируют высотой нефтепереливного патрубка, из нижней части герметизированной проточной емкости из зоны, расположенной ниже заданного уровня раздела фаз нефть-вода, отстоянную воду подают через водопереливной патрубок в водоразгрузочную камеру, оснащенную поплавковым клапаном, открывающим сбросной водопровод при поступлении отстоянной воды и запирающим сбросной водопровод при ее отсутствии, при этом уровень воды в герметизированной проточной емкости регулируют высотой водопереливного патрубка, образуя гидравлический затвор, а поступающий газ из герметизированной проточной емкости подают в газопровод, расположенный выше уровня раздела фаз газ-нефть через газорегулирующий клапан, поддерживающий заданное давление газа в герметизированной проточной емкости, нефтеразгрузочной и водоразгрузочной камерах.

2. Устройство для саморегуляции в заданных пределах уровней разделов фаз газ-нефть и нефть-вода в герметизированных проточных емкостях при изменяющихся параметрах фаз, содержащее водяной гидравлический затвор для стабилизации в заданных пределах уровней разделов фаз и разгрузочный газовый клапан, регулирующий давление газа в герметизированной проточной емкости, отличающееся тем, что на высоту заданного уровня раздела фаз газ-нефть установлен нефтепереливной патрубок, направляющий обезвоженную нефть в нефтеразгрузочную камеру, оснащенную поплавковым клапаном, открывающим нефтепровод при поступлении нефти и запирающим нефтепровод при ее отсутствии, на высоту заданного уровня воды установлен водопереливной патрубок, выполненный с возможностью забора воды из нижней части герметизированной проточной емкости из зоны, расположенной ниже заданного уровня раздела фаз нефть-вода, при этом водопереливной патрубок, образуя гидравлический затвор, выполнен с возможностью подачи воды в водоразгрузочную камеру, оснащенную поплавковым клапаном, открывающим сбросной водопровод при поступлении отстоянной воды и запирающим сбросной водопровод при ее отсутствии, причем с верхней частью герметизированной проточной емкости выше уровня раздела газ-нефть, с нефтеразгрузочной камерой и с водоразгрузочной камерой сообщен газопровод, имеющий газорегулирующий клапан, поддерживающий заданное давление газа в герметизированной проточной емкости, нефтеразгрузочной и водоразгрузочной камерах.

3. Устройство по п. 2, в котором вода из водяной разгрузочной камеры, находящаяся под заданным давлением, за счет этого давления подается в скважину или систему поддержания пластового давления для закачки в пласт.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкции фонтанной арматуры, используемой на газовых скважинах, в частности, в условиях активного водо- и пескопроявления.

Изобретение относится к оборудованию для нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для разделения газожидкостной смеси на газ и жидкость. Сепаратор-депульсатор содержит основной вертикальный вихревой циклон с тангенциальным подводом газожидкостной смеси, шнековым завихрителем, центральным трубопроводом для отвода газа и с расположенной под циклоном емкостью для сбора жидкости.

Изобретение относится к подготовке газа и газового конденсата и может найти применение в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Группа изобретений относится к системе использования многофазных смесей из источника углеводородов. Технический результат - обеспечение возможности равномерного и продолжительного снабжения многофазных насосов достаточным количеством жидкости со снижением термической нагрузки при длительной транспортировке газообразной фазы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения содержания основных фаз и компонентов в нефтегазовом флюиде, поступающем из скважины, при поточных измерениях количества и показателей качества.

Изобретение относится к области оборудования для нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду.

Группа изобретений относится к подводным установкам и способам для разделения полученной из подводной скважины смеси. Технический результат заключается в улучшении работ по добыче нефти в подводных условиях.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти на нефтепромысле с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована, преимущественно, при отработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях.

Изобретение относится к предварительной подготовке нефти и может найти применение на нефтепромысле для первичного разделения углеводородов, воды и газа. Обеспечивает повышение эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии и ликвидацию потерь легких углеводородов.

Группа изобретений относится к системе, содержащей герметичный центробежный сепаратор, и способу регулирования в такой системе. Система регулирования характеристиками сепарированного тяжелого компонента в герметичном сепараторе содержит герметичный центробежный сепаратор, причем сепаратор содержит ротор, содержащий сепарирующую камеру, впускной канал для смеси разделяемых компонентов, первый выпускной канал для приема, по меньшей мере, одного сепарированного легкого компонента, второй выпускной канал для приема, по меньшей мере, одного сепарированного тяжелого компонента.

Способ управления осуществляют путем распределения потока бытовой сточной воды по параллельно работающим отстойникам и регулирования вывода осветленного потока из каждого отстойника с обеспечением постоянства во времени и равенства для всех отстойников скорости ее вывода независимо от нагрузки на них по сточной воде.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение на нефтепромысле при подготовке пластовой воды для системы поддержания пластового давления. Отстойник гидрофобный жидкофазный для внутрипромысловой подготовки пластовой воды включает корпус, узел ввода пластовой воды, узел вывода нефти, узел вывода очищенной пластовой воды и перегородку. Корпус выполнен цилиндрическим с боковыми сферическими стенками. Узел ввода пластовой воды, узел вывода нефти, узел вывода очищенной пластовой воды выполнены в виде горизонтальной трубы с вертикальными штуцерами, размещенными асимметрично относительно центра трубы и отстоящими от края трубы на 15-20% ее длины, образуя короткую и длинную стороны трубы. Узел ввода пластовой воды расположен в верхней части корпуса, снабжен вертикальным подводящим штуцером, горизонтальной трубой, расположенной по оси корпуса, перфорированной снизу и с боков отверстиями в виде эллипса с длинной осью вдоль трубы, с коротким концом трубы, расположенным вблизи боковой стенки корпуса, и длинным - вблизи нижней части перегородки. Узел вывода нефти расположен в верхней части корпуса, размещен по другую сторону от перегородки, снабжен вертикальным отводящим штуцером, горизонтальной трубой меньшего диаметра, чем труба узла ввода пластовой воды, расположенной по оси корпуса вблизи другой боковой стенки корпуса с перфорационными отверстиями в верхней части в виде эллипса с длинной осью вдоль трубы, с коротким концом трубы, расположенным вблизи боковой стенки корпуса, и длинным - вблизи верхней части перегородки. Узел вывода очищенной пластовой воды расположен в нижней части корпуса под узлом вывода нефти, снабжен вертикальным отводящим штуцером, горизонтальной трубой меньшего диаметра, чем труба узла ввода пластовой воды, расположенной по оси корпуса с перфорационными отверстиями в нижней части в виде эллипса с длинной осью вдоль трубы, с коротким концом трубы, расположенным вблизи боковой стенки корпуса. Перегородка выполнена перпендикулярной оси корпуса и перекрывающей третью часть от верха корпуса, снабжена отверстием в верхней части, расположенным на уровне трубы узла вывода нефти. Технический результат заключается в повышении эффективности очистки пластовой воды от нефти и механических примесей. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение на нефтепромысле при подготовке нефтяной эмульсии к горячему обезвоживанию. Отстойник для внутрипромысловой подготовки нефти к горячему обезвоживанию включает корпус, узел ввода нефтяной эмульсии, узел вывода нефти и узел вывода пластовой воды. Корпус выполнен цилиндрическим с боковыми сферическими стенками, узел ввода нефтяной эмульсии, узел вывода нефти, узел вывода пластовой воды выполнены в виде горизонтальной трубы, заглушенной с торцев, с вертикальными штуцерами, размещенными асимметрично относительно центра трубы и отстоящими от края трубы на 10-20% ее длины, образуя короткую и длинную стороны трубы, узел ввода нефтяной эмульсии расположен в нижней части корпуса, снабжен вертикальным подводящим патрубком, горизонтальной трубой, расположенной по оси корпуса, перфорированной снизу с боков отверстиями в виде эллипса с длинной осью вдоль трубы, с коротким концом трубы, расположенным вблизи боковой стенки корпуса, узел вывода нефти расположен в верхней части корпуса, размещен в другой стороне корпуса, снабжен вертикальным отводящим штуцером, горизонтальной трубой меньшего диаметра, чем труба узла ввода нефтяной эмульсии, расположенной по оси корпуса с перфорационными отверстиями сверху с боков в виде эллипса с длинной осью вдоль трубы, с коротким концом трубы, расположенным вблизи боковой стенки корпуса, узел вывода пластовой воды расположен в нижней части корпуса под узлом вывода нефти, снабжен вертикальным отводящим штуцером, горизонтальной трубой меньшего диаметра, чем труба узла ввода нефтяной эмульсии, расположенной по оси корпуса с перфорационными отверстиями снизу с боков в виде эллипса с длинной осью вдоль трубы, с коротким концом трубы, расположенным вблизи боковой стенки корпуса. Технический результат заключается в повышении эффективности подготовки нефти. 2 ил.

Группа изобретений относится к способам нагнетания текучей среды, центральным узлам управления скважины, способам удаления жидкости из газодобывающей скважины, способам разделения газа и жидкости текучей среды, устройствам для подъема насосного устройства. Технический результат заключается в улучшении удаления жидкости из газодобывающей скважины. Согласно предложенной группе изобретений жидкость удаляется с буровой площадки через трубопровод малого диаметра непрерывным потоком с постоянным расходом с возможностью нагревания текучей среды в сборочном баке и перекачки текучей среды насосом сборочного бака. Согласно способу нагнетания текучей среды в устье скважины формируют центральный узел скважины, который содержит насосное устройство для нагнетания текучей среды из скважины, опорную конструкцию для поддержания указанного насосного устройства, сборочный бак, который расположен под указанной опорной конструкцией и который имеет впускной проход, соединенный с указанным насосным устройством, и выпускной проход, причем указанный центральный узел также содержит насос сборочного бака; и соединяют указанный центральный узел скважины с устьем скважины в указанной скважине. 9 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к способам измерения продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений. Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин включает разделение потока продукции на газ и жидкость, непрерывное измерение массового расхода и плотности жидкости расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером, измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером, измерение объемного расхода газа. Разделение основной части свободного газа от жидкости производится непрерывно путем предварительного отбора газа с помощью устройства в виде наклонного трубчатого газоотделителя без мерной емкости, затем газ пропускается через сепаратор капельной жидкости в отделенном газе в виде каплеотбойника, и после этого измеряется объемный расход газа. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для предварительного разделения газожидкостной смеси в системе сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин. Устройство предварительной сепарации и фильтрации включает трубопровод, патрубки для подвода газожидкостной смеси и отвода жидкости и газа, а также перегородки. Трубопровод выполнен вертикальным, в центре расположен патрубок для подвода смеси, к которому присоединена наклонная труба, при этом оси труб образуют угол 30°. Трубопровод разделен перегородками на камеры, напротив патрубка для подвода смеси расположена камера первичной сепарации, ограниченная перегородками с отверстиями по центру, над верхней перегородкой расположена камера фильтрации, а под нижней перегородкой расположена камера вторичной сепарации. Перед патрубком в камере первичной сепарации установлен центробежный сепаратор в виде спирали, закрытой с торцов. На верхней перегородке закреплен второй центробежный сепаратор в виде спирали с открытым нижним торцом, при этом перед вторым сепаратором в трубопроводе выполнено отверстие, которое соединено трубой с коробом, установленным над пазом с фильтром, выполненным на боковой поверхности наклонной трубы по длине. Перед отверстием на втором сепараторе закреплен дефлектор, между сепараторами размещен второй дефлектор, на нижней перегородке установлен завихритель спирального типа, а над ним - конический конфузор. При этом в патрубке для подвода смеси расположен переходник, выполненный в виде усеченной неправильной призмы. В камере вторичной сепарации на перегородке установлен отражатель, выполненный в виде лопаток серповидной формы, скрепленных между плоским кольцом и конусным диском, а между ним и сливным патрубком расположен пеногаситель. В камере фильтрации перед патрубком для отвода газа расположен сепаратор газа с серповидными лопастями, а на перегородке установлен фильтр, расположенный в конусообразном дефлекторе, при этом в перегородках выполнены дренажные отверстия, в которые вставлены трубки длиной, выходящей за пределы сепаратора или конфузора. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сепарации газоводонефтяной смеси с высоким газосодержанием при снижении габаритов конструкции. 1 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к оборудованию для нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам для измерения дебита нефтяных скважин с предварительным разделением газожидкостной смеси на газ и жидкость с помощью сепараторов. Техническим результатом является сокращение габаритных размеров установки, повышение статической и динамической точности регулирования уровня жидкости в емкости сепаратора, а также повышение надежности работы установки. Предложен трехпозиционный регулятор уровня жидкости в емкости сепаратора, содержащий установленные в емкости два датчика верхнего и нижнего допустимого уровня жидкости, установленную в выходном жидкостном трубопроводе заслонку и измеритель расхода, устройство управления для открывания и закрывания заслонки, причем регулятор содержит отдельный датчик уровня, установленный в дно емкости, заслонка выполнена в виде регулируемой с электроприводом, причем датчики и электропривод заслонки соединены с устройством регулирования направления и скорости изменения положения заслонки, содержащим вычислительное устройство для определения расхода жидкости, поступающей в сепаратор, к которому подключен отдельный датчик уровня и измеритель выходного расхода жидкости. В указанной установке применен способ, заключающийся в поддержании в определенном диапазоне уровня жидкости в накопительной емкости сепаратора за счет регулирования расхода жидкости в выходном трубопроводе путем закрывания заслонки при достижении нижнего уровня жидкости и открывания заслонки при достижении верхнего уровня жидкости, причем регулирование расхода жидкости на выходе производится с определенной скоростью, величина которой зависит от расхода жидкости, поступающей в сепаратор, определяемого по скорости изменения уровня в емкости и текущему расходу жидкости на выходе сепаратора. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх