Устройство для сбора нефти

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к устройствам сбора смеси водяных паров и углеводородного сырья со скважин при термошахтном способе извлечения нефти. Технический результат заключается в увеличении добычи углеводородов, улучшении условий труда и нормализации микроклиматических параметров шахтной атмосферы, снижении содержания токсичных газов и углеводородных паров в воздухе буровых галерей. Устройство для сбора нефти содержит корпус с патрубками для входа газожидкостной смеси и выхода нефти, патрубок выхода газа, снабженные запорной арматурой, патрубок для выхода воды и шлама, в верхней части корпуса установлен каплеуловитель, а внутри – направляющие плоскости потока газожидкостной смеси. Корпус представляет собой теплоизолированную емкость, внутренняя поверхность которой состоит из цилиндрического участка, конического гидроциклона и камеры сбора воды и шлама. В верхней части корпуса установлен каплеотбойник с концентрическими отверстиями, прикрытыми коническими отбойниками. В полусферическом корпусе каплеуловителя установлен датчик давления и размещен набор вертикальных лопаток, оснащенных канавками для сбора жидкости и поддоном, подсоединенным к дренажной трубке, выходящей в камеру сбора шлама. Каплеуловитель дополнительно снабжен эжектором, подключенным через кран с пневмоприводом с магистралью подвода сжатого воздуха и диффузором, подключенным через кран с пневмоприводом с магистралью подвода сжатого воздуха к трубопроводу сбора конденсата легкокипящих фракций. На цилиндрическом участке корпуса установлен датчик плотности, а на выходном патрубке, подключенном к теплоизолированному трубопроводу сбора нефти, последовательно установлены датчик плотности и кран с пневмоприводом, подключенным к трубопроводу сжатого воздуха. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к устройствам сбора смеси водяных паров и углеводородного сырья со скважин при термошахтном способе извлечения нефти.

Известен способ очистки от углеводородов парогазовой среды, который включает подачу жидкой среды в жидкостно-газовый струйный аппарат. Затем откачку им из резервуара, заполняемого нефтью, парогазовой среды. Ее сжатие в жидкостно-газовом струйном аппарате за счет энергии подаваемой жидкой среды. Затем подачу образованной в аппарате смеси парогазовой и жидкой среды в сепаратор. Разделение смеси в сепараторе на газообразную и жидкую фазы с отводом из сепаратора. В качестве жидкой среды используют нефть из основного нагнетательного трубопровода. Жидкостно-газовый эжектор и сепаратор устанавливают параллельно основному нагнетательному трубопроводу (патент РФ №.2445150, МПК B01D 53/72, опубл. 20.03.12 г.).

Недостатки аналога: вышеописанное устройство невозможно использовать при термошахтном способе извлечения нефти с циклической подачей газожидкостной смеси из скважины в связи с отсутствием возможности накопления высоковязкой нефти в корпусах без теплоизоляции, невозможностью интенсификации отдачи нефти из скважины при разрежении в корпусе, отсутствием конденсации легкокипящих углеводородов в системе сбора газа.

Прототип - Статья Н.Д. Шишкин и др. Совершенствование конструкции вертикальных сепараторов для промысловой подготовки нефти» Вестник АГТУ, 2008., №6(47) с. 133-136 в которой описано устройство - вертикальный сепаратор для промысловой подготовки нефти, содержащее корпус с патрубками для входа газожидкостной смеси и выхода нефти, патрубок выхода газа, снабженные запорной арматурой, патрубок для выхода воды и шлама, в верхней части корпуса установлен каплеуловитель, а внутри - направляющие плоскости потока газожидкостной смеси, сепаратор имеет регуляторы уровня и давления.

Недостатки прототипа - невозможно использовать при термошахтном способе извлечения нефти, мала производительность установки.

Задачей создания изобретения является устранение недостатков прототипа.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в формуле изобретения, общих с прототипом, таких как устройство для сбора нефти, содержащее корпус 1 с патрубками для входа газожидкостной смеси 2 и выхода нефти 3, патрубок выхода газа 4, снабженные запорной арматурой, патрубок для выхода воды и шлама 5, в верхней части корпуса 1, установлен каплеуловитель 6, а внутри направляющие плоскости 7 потока газожидкостной смеси, и отличительных существенных признаков, таких как корпус 1 представляет собой теплоизолированную емкость, внутренняя поверхность которой состоит из цилиндрического участка 8, конического гидроциклона 9 и камеры сбора воды и шлама 10, в верхней части корпуса 1 установлен каплеотбойник 11 с концентрическими отверстиями 12, прикрытыми коническими отбойниками 13, в полусферическом корпусе каплеуловителя 6 установлен датчик давления 14 и размещен набор вертикальных лопаток 15, оснащенных канавками 16 для сбора жидкости и поддоном 17, подсоединенным к дренажной трубке 18, выходящей в камеру сбора шлама 10, при этом каплеуловитель 6 дополнительно снабжен эжектором 19, подключенным через кран с превмоприводом 20 с магистралью подвода сжатого воздуха 21 и диффузором 22, подключенным через кран с пневмоприводом 23 с магистралью подвода сжатого воздуха 24 к трубопроводу сбора конденсата легкокипящих фракций 25, причем на цилиндрическом участке корпуса 1 установлен датчик плотности 26, а на выходном патрубке 3, подключенном к теплоизолированному трубопроводу сбора нефти 27, последовательно установлены датчик плотности 28 и кран с пневмоприводом 29, подключенным к трубопроводу сжатого воздуха 30.

Согласно п. 2 формулы изобретения входной патрубок газожидкостной смеси 2 размещен тангенциально к цилиндрическому участку 8 корпуса 1 и оснащен краном с пневмоприводом 31, подключенным к трубопроводу сжатого воздуха 32.

Согласно п. 3 формулы изобретения направляющие плоскости 7 выполнены в виде тарелок, обеспечивающих движение газожидкостной смеси по спирали на цилиндрическом участке 8 и участке гидроциклона 9 корпуса 1.

Согласно п. 4 формулы изобретения выходной патрубок нефти 3, размещеный в нижней части корпуса 1 снабжен сборной насадкой 33 с вертикальными пазами 34.

Согласно п. 5 формулы изобретения патрубок для выхода воды и шлама 5 выполнен в виде ревизии (люка) 35.

Вышеперечисленная совокупность существенных признаков позволяет получить следующий технический результат - увеличение добычи углеводородов, улучшение условий труда и нормализация микроклиматических (тепловых) параметров шахтной атмосферы, снижение содержания токсичных газов и углеводородных паров в воздухе буровых галерей.

Ниже приводится причинно-следственная связь отличительных признаков с достигаемым техническим результатом.

- применен воздушный эжектор для удаления и конденсации легкокипящих фракций углеводородов, растворенных в парах воды, что устраняет безвозвратные потери ценного углеводородного сырья;

- применен воздушный эжектор для создания разрежения в накопительном баке и увеличения извлечения нефти из скважины;

- для улавливания капель жидкости применен каплеуловитель с лопатками, установленными передней кромкой по образующей конуса и имеющими каплесборные канавки;

- при работе устройства отсутствуют выбросы нефтепароводяной смеси и паров легкокипящих углеводородов в атмосферу подземной горной выработки, что снижает температуру воздуха в выработке и улучшает условия труда работников;

- сбор и накопление нефти осуществляются в накопительном баке, форма которого включает цилиндрический участок, участок гидроциклона и камеру сбора шлама; установлены каплеотбойник и направляющие тарелки, что позволяет организовать интенсивное газовыделение из нефтепароводяной смеси и облегчить сбор щлама;

- накопительный бак и трубопровод сбора нефти имеют теплоизоляцию, которая предотвращает снижение температуры нефти и уменьшает ее текучесть, а также препятствует нагреву шахтного воздуха;

- краны оснащены пневмоприводами, а пневмоэлектрическая система управления выполнена в рудничном взрывозащищенном (искробезопасном) исполнении, что снижает взрыво- и пожароопасность объекта;

- в качестве управляющих элементов применены датчики плотности.

Изобретение иллюстрируется Фиг. 1.

Устройство для сбора нефти (Фиг. 1) содержит корпус 1 с патрубками для входа газожидкостной смеси 2 и выхода нефти 3, патрубок выхода газа 4, снабженные запорной арматурой, патрубок для выхода воды и шлама 5, в верхней части корпуса 1, установлен каплеуловитель 6, а внутри направляющие плоскости 7 потока газожидкостной смеси. Корпус 1 представляет собой теплоизолированную емкость, внутренняя поверхность которой состоит из цилиндрического участка 8, конического гидроциклона 9 и камеры сбора воды и шлама 10. В верхней части корпуса 1 установлен каплеотбойник 11 с концентрическими отверстиями 12, прикрытыми коническими отбойниками 13. В полусферическом корпусе каплеуловителя 6 установлен датчик давления 14 и размещен набор вертикальных лопаток 15, оснащенных канавками 16 для сбора жидкости и поддоном 17, подсоединенным к дренажной трубке 18, выходящей в камеру сбора шлама 10. Каплеуловитель 6 снабжен эжектором 19, подключенным через кран с пневмоприводом 20 с магистралью подвода сжатого воздуха 21 и диффузором 22, подключенным через кран с пневмоприводом 23 с магистралью подвода сжатого воздуха 24 к трубопроводу сбора конденсата легкокипящих фракций 25. На цилиндрическом участке корпуса 1 установлен датчик плотности 26, а на выходном патрубке 3, подключенном к теплоизолированному трубопроводу сбора нефти 27, последовательно установлены датчик плотности 28 и кран с пневмоприводом 29, подключенным к трубопроводу сжатого воздуха 30. К цилиндрическому участку 8 корпуса 1 тангенциально подведен входной патрубок газожидкостной смеси 2. Входной патрубок газожидкостной смеси 2 оснащен краном с пневмоприводом 31, подключенным к трубопроводу сжатого воздуха 32. В корпусе 1 установлены направляющие плоскости 7, выполненные в виде тарелок, обеспечивающих движение газожидкостной смеси по спирали на цилиндрическом участке 8 и участке гидроциклона 9 корпуса 1. Выходной патрубок нефти 3, размещеный в нижней части корпуса 1, снабжен сборной насадкой 33 с вертикальными пазами 34. В нижней части корпуса 1 находится патрубок для выхода воды и шлама 5, выполнен в виде ревизии(люка) 35.

Устройство работает следующим образом. Включение установки в работу предусмотрено в следующих режимах: ручном, автоматическом рабочем (через определенные интервалы по времени), в режиме продувки скважины. В исходном состоянии краны 20, 23, 29, 31 закрыты.

При включении устройства открываются кран 20 подачи сжатого воздуха на входе в эжектор 19 и кран 23 на выходе из диффузора 22 эжектора 19. Сжатый воздух поступает в эжектор 19 и при расширении в диффузоре 22 создает разрежение внутри корпуса 1, контроль вакуума внутри корпуса осуществляется по датчику давления 14. По достижении требуемой величины разрежения подается воздух к приводу крана 31 и открывает его. Под действием избыточного давления в скважине и разрежения в корпусе 1 газожидкостная смесь поступает в корпус 1. При движении вдоль стенки корпуса 1 и при переливах по направляющим тарелкам 7 происходит дополнительная дегазация смеси и отделение твердых частиц, собирающихся в камере сбора шлама 10. Горячий пар с растворенными легкокипящими углеводородами и выделившиеся из смеси газы под действием разрежения поступают вверх к каплеуловителю 6. При прохождении через отверстия 12 с коническими отбойниками 13 каплеотбойника 11 происходит частичное отделение капельной жидкости от потока газов. Затем пар с газами меняют направление своего движения и проходят между лопатками 15 каплеуловителя 6. При прохождении между лопатками 15, установленными передними кромками на образующей конуса, капли жидкости задерживаются в каплесборных канавках 16 на профиле лопаток 15 и стекают в поддон 17, откуда по дренажной трубке 18 отводятся в камеру сбора шлама 10.

Освободившаяся от капель жидкости смесь паров и газов поступает в камеру смешения эжектора 19, откуда отсасываются струей сжатого воздуха. При расширении в диффузоре 22 воздуха газы и пары охлаждаются, и происходит их конденсация. Смесь конденсата и воздуха отводится по трубопроводу сбора конденсата легкокипящих фракций 25 на дальнейшую обработку. При этом исключается попадание паров с вредными примесями в атмосферу выработки.

При достижении верхнего уровня жидкости в корпусе 1, контролируемого датчиком плотности 26, или по сигналу таймера выдается сигнал на закрытие крана 31 на патрубке входа газожидкостной смеси 2 и сигнал на закрытие крана 23 на выходе из диффузора 22 эжектора 19. В корпусе 1 давление начинает подниматься за счет подачи сжатого воздуха и по достижении установленного давления открывается кран 29 на патрубке выхода нефти 3, и нефть сливается в теплоизолированный трубопровод сбора нефти 27, по которому отводится на дальнейшую обработку. После того как оба датчика плотности 26 и 28 покажут отсутствие нефти в корпусе 1, кран 29 и кран 20 закрываются. При этом устройство переводится в исходное состояние. В режиме продувки скважины все краны 20, 23, 29, 31 одновременно открываются и по истечении заданного промежутка времени все краны одновременно закрываются. Затем открывается кран 29 и выполняется слив нефти из корпуса 1 с последующей чисткой камеры сбора шлама 10.

1. Устройство для сбора нефти, содержащее корпус 1 с патрубками для входа газожидкостной смеси 2 и выхода нефти 3, патрубок выхода газа 4, снабженные запорной арматурой, патрубок для выхода воды и шлама 5, в верхней части корпуса 1 установлен каплеуловитель 6, а внутри – направляющие плоскости 7 потока газожидкостной смеси, отличающееся тем, что корпус 1 представляет собой теплоизолированную емкость, внутренняя поверхность которой состоит из цилиндрического участка 8, конического гидроциклона 9 и камеры сбора воды и шлама 10, в верхней части корпуса 1 установлен каплеотбойник 11 с концентрическими отверстиями 12, прикрытыми коническими отбойниками 13, в полусферическом корпусе каплеуловителя 6 установлен датчик давления 14 и размещен набор вертикальных лопаток 15, оснащенных канавками 16 для сбора жидкости и поддоном 17, подсоединенным к дренажной трубке 18, выходящей в камеру сбора шлама 10, при этом каплеуловитель 6 дополнительно снабжен эжектором 19, подключенным через кран с пневмоприводом 20 с магистралью подвода сжатого воздуха 21 и диффузором 22, подключенным через кран с пневмоприводом 23 с магистралью подвода сжатого воздуха 24 к трубопроводу сбора конденсата легкокипящих фракций 25, причем на цилиндрическом участке корпуса 1 установлен датчик плотности 26, а на выходном патрубке 3, подключенном к теплоизолированному трубопроводу сбора нефти 27, последовательно установлены датчик плотности 28 и кран с пневмоприводом 29, подключенным к трубопроводу сжатого воздуха 30.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что входной патрубок газожидкостной смеси 2 размещен тангенциально к цилиндрическому участку 8 корпуса 1 и оснащен краном с пневмоприводом 31, подключенным к трубопроводу сжатого воздуха 32.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что направляющие плоскости 7 выполнены в виде тарелок, обеспечивающих движение газожидкостной смеси по спирали на цилиндрическом участке 8 и участке гидроциклона 9 корпуса 1.

4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что выходной патрубок нефти 3, размещенный в нижней части корпуса 1, снабжен сборной насадкой 33 с вертикальными пазами 34.

5. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что патрубок для выхода воды и шлама 5 выполнен в виде ревизии (люка) 35.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.

Группа изобретений относится к способам подготовки газа путем низкотемпературной конденсации и может быть использована в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использована для разделения жидкой и газообразной фаз.

Группа изобретений относится к способам, системам и многофазным сепараторам обработки воды для гидроразрывов. Технический результат заключается в обеспечении безопасности при гидроразрыве пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромысле. Устройство для разделения нефтяной эмульсии включает цилиндрический корпус 1 с системой ввода эмульсии в виде трубчатого перфорированного коллектора 7 и патрубками вывода продуктов ее разделения 5, 6, установленный в продольном сечении корпуса 1 V-образный коалесцирующий пакет 15, систему сбора и вывода воды 3, 4, 21, датчики контроля уровня воды, систему контроля и управления открытием и закрытием системы вывода воды, перфорированную неполную перегородку 9, патрубок вывода газа 6, верхнюю сплошную наклонную поперечную перегородку 11, одинарный коалесцирующий пакет 10, нижнюю сплошную вертикальную перегородку 12, нижнюю вертикальную перфорированную в нижней части перегородку 13, нижнюю неполную перегородку 18, верхнюю вертикальную неполную перегородку 14, параллельные перегородки 16 со щелями 17 в нижней части от V-образного коалесцирующего пакета 15 до низа корпуса 1.

Изобретение относится к подготовке скважинного продукта и может быть использовано в нефтяной промышленности для подготовки нефти и воды. Установка подготовки скважинной продукции содержит емкость 5 сбора и дегазации скважинного продукта, устройство для обезвоживания 14, насосы 6, 8, 13, теплообменное устройство 11, измерительные приборы, трубопроводную обвязку, запорно-регулирующую арматуру.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Система содержит входной двухфазный сепаратор (2) с трубопроводом (3) подачи отделившегося в нем высоконапорного газа потребителю, трехфазный отстойник-сепаратор (5) с трубопроводом (6) сброса низконапорного газа на факельную трубу, трубопроводом (7) подачи нефтепромысловой сточной воды на блок подготовки воды, соединенным с буфером-сепаратором (12), соединенным с трубопроводом (14) подачи сточной воды на горизонтальную факельную установку (ГФУ) (15).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при получении дистиллята в условиях нефтепромысла. Способ получения дистиллята включает разделение продукции на фракции в ректификационной колонне, направление широкой фракции легких углеводородов из ректификационной колонны в теплообменник, охлаждение до температуры, достаточной для конденсации, сепарирование, возврат части широкой фракции легких углеводородов в верхнюю часть ректификационной колонны, направление остальной части на склад, способ отличается тем, что широкую фракцию углеводородов направляют из ректификационной колонны в дополнительную малую ректификационную колонну, где жидкие углеводороды отделяют от газообразных углеводородов, получая дистиллят, затем дистиллят нагревают в испарителе и направляют обратно в дополнительную малую ректификационную колонну в зону массобмена жидких и газообразных углеводородов, где утяжеляют жидкую фракцию углеводородов за счет дополнительного отделения газообразных углеводородов и легкокипящих жидких углеводородов, по мере накопления утяжеленного дистиллята в дополнительной малой ректификационной колонне балансовое количество дистиллята направляют на охлаждение в теплообменнике, отделяют от дистиллята воду и газ в буферно-сепарационной емкости и направляют дистиллят в накопительную емкость, где отделяют газ, накапливают дистиллят и в последующем отправляют потребителю, при этом газообразные углеводороды из верха дополнительной малой ректификационной колонны, буферно-сепарационной емкости и накопительной емкости направляют в систему газосбора, а жидкие легкокипящие углеводороды из дополнительной малой ректификационной колонны подают в шлемовую трубу ректификационной колонны и включают в технологическую схему конденсации широкой фракции легких углеводородов.

Изобретение относится к способам модернизации установок подготовки природного и попутного нефтяного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Изобретение относится к сепараторам для разделения жидких сред, имеющих различный удельный вес, и для выделения накопившейся в жидкости газообразной среды. Сепаратор содержит корпус, вертикальную разделительную перегородку, трубопровод ввода газожидкостной смеси, патрубки вывода газообразной среды, более тяжелой и более легкой фракций жидкой среды, пакет фазоразделительных насадок, переливную перегородку и сливной лоток, который соединен своим верхним краем с верхней кромкой вертикальной разделительной перегородки и своим нижним краем - с пакетом фазоразделительных насадок со стороны входа в него, закрепленных к поперечной перегородке, пропускающей более тяжелые фракции жидкой среды снизу, а газ сверху.

Изобретение относится к разделению и нагреву водонефтяных эмульсий и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Установка для разделения и нагрева водонефтяной эмульсии содержит емкость 1 с патрубками 2, 3, 4, 5 ввода нефтяной эмульсии, вывода нефти, вывода воды, нефтяного газа, расположенный снаружи емкости 1 цилиндрический кожух 6 с патрубками 7, 8 ввода и вывода теплоносителя и с размещенной в нем жаровой трубой 9, циркуляционный насос 10 и нагреватель 11. На емкости смонтированы узел 12 ввода теплоносителя в нагреватель 11 и узел 13 вывода теплоносителя из нагревателя 11. Нагреватель 11 выполнен в виде продольно расположенных в емкости 1 труб 14, вмонтированных концами в трубные решетки 15, 16, к левой из которых герметично присоединено днище 17, а к правой – днище 18, образующие с трубными решетками сообщенные с трубами камеры 19, 20. В камере 19 нагревателя 11 установлена перегородка 21, разделяющая камеру на нижнюю и верхнюю полукамеры. В верхнюю полукамеру камеры 19 вмонтирован патрубок 22, соединенный трубопроводом 23 через узел 12 емкости 1 с патрубком 8 цилиндрического кожуха 6, а в нижнюю полукамеру – патрубок 24, соединенный трубопроводом 25 с входом насоса 10, выход которого соединен трубопроводом 26 с патрубком 7 цилиндрического кожуха 6. Патрубок 5 емкости 1 соединен трубопроводом 27 с газовой горелкой 28, вмонтированной в жаровую трубу 9. Нагреватель 11 установлен в емкости 1 на опоры 29 с возможностью продольного перемещения. Изобретение позволяет исключить пожароопасность, повышенную интенсивность теплопередачи, а также повысить надежность установки для нагрева и разделения водонефтяной эмульсии. 1 ил.

Группа изобретений предназначена для удаления твердых примесей из нижней части аппаратов, работающих под избыточным давлением газа, в частности из скважинных приустьевых отбойников, и может применяться в нефтяной, газовой, химической и других отраслях промышленности. Скважинный приустьевой отбойник жидкостей и механических примесей содержит корпус с днищем, в верхней части которого установлен аппарат для разделения газожидкостного потока на фазы, а нижняя часть представляет собой накопительную емкость для жидкости и механических примесей. Внутри корпуса расположены две вертикальные трубы, одна из которых предназначена для подачи сжатого газа к днищу корпуса, а другая для вывода смеси жидкости с твердыми примесями. Нижний торец вертикальной трубы для подачи сжатого газа к днищу корпуса расположен выше, чем нижний торец вертикальной трубы для вывода смеси жидкости с твердыми примесями. В отбойнике установлены патрубки для входа влажного газа и выхода осушенного газа. Согласно способу удаления твердых примесей из скважинного приустьевого отбойника через вертикальную трубу подают сжатый газ для барботажа, который разрыхляет и перемешивает твердые примеси на дне корпуса отбойника и смешивает их с жидкостью, находящейся в накопительной емкости отбойника. После этого смесь жидкости с твердыми примесями выводят из отбойника через вертикальную трубу для смеси жидкости с твердыми примесями. Техническим результатом является обеспечение бесперебойной работы отбойника. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для определения коэффициентов сепарации установок очистки флюидов, а также сепараторов, предназначенных для контроля содержания примесей в потоке флюида. Способ определения коэффициента сепарации включает подачу имеющего примеси флюида в два сепаратора, установленные последовательно по ходу его движения. При этом флюид в сепараторы подают в течение заданного интервала времени, необходимого для накопления достаточного для измерений количества уловленной сепараторами примеси, после завершения которого измеряют количество примеси в первом и втором по ходу движения флюида сепараторах. После этого подают флюид с теми же расходом и содержанием в нем примесей в обход первого сепаратора во второй в течение другого заданного интервала времени, необходимого для накопления в нем достаточного для измерений количества уловленной примеси, после завершения которого измеряют это количество примеси и рассчитывают коэффициенты сепарации первого и второго сепараторов по формулам: . Техническим результатом является повышение точности определения коэффициентов сепарации. 1 пр.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса. Способ определения обводненности скважинной нефти заключается в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости. Предварительно над глубинным скважинным насосом устанавливают обратный клапан. После остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного. Несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб. Путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли. Давление в трубопроводной линии путем штуцирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации. 1 ил.

Предложенная группа изобретений относится к способам отделения твердой фазы от текучей среды, может быть использована для отделения твердой фазы из бурового раствора. Способ отделения твердой фазы от текучей среды, в котором: присоединяют магистральную трубу к поперечно-поточному вибрационному ситу для приложения напора к пульпе, сообщают вибрации камере, обеспечивают протекание пульпы в тангенциальном направлении по поверхности фильтровальных сеток для того, чтобы жидкость из пульпы проходила через эти фильтровальные сетки и дроссельное отверстие. Способ осуществляют с помощью системы, содержащей поперечно-поточное вибрационное сито, имеющее камеру, которой сообщены вибрации во время работы сита; магистральную трубу, соединенную с поперечно-поточным вибрационным ситом для приложения напора к пульпе в направлении поперечно-поточного вибрационного сита; впускную трубу, соединенную с магистральной трубой для сопряжения между магистральной трубой и камерой; фильтровальную сетку, установленную в камере поперечно-поточного вибрационного сита, дроссельное отверстие, расположенное в камере. Текучая среда в пульпе сепарируется в то время, когда пульпа протекает в тангенциальном направлении сквозь фильтровальную сетку. Расход пульпы через камеру ограничен дроссельным отверстием, и твердая фаза пульпы выгружается из камеры через дроссельное отверстие. Технический результат – повышение производительности и эффективности отделения твердой фазы от текучей среды. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из пласта. Технический результат - более быстрое достижение окончательного фазового разделения. Система для добычи и отделения нефти содержит: нефтеносный пласт; водную текучую среду с низкой степенью минерализации, имеющую ионную силу меньше чем 0,15 моль/л и имеющую общее содержание растворенных твердых веществ от 200 ч/млн до 10000 ч/млн; солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше чем 10000 ч/млн; деэмульгатор, эффективный для разделения сырой нефти и воды; средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь нефтеносного пласта; средство для добычи нефти и воды из нефтеносного пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта; средство для контактирования солевого раствора и деэмульгатора с нефтью и водой, добытыми из нефтеносного пласта, и для отделения добытой нефти от добытой воды. 3 н. и 34 з.п. ф-лы, 12 ил., 1 пр.

Изобретение относится к подводной обработке флюида, добываемого из скважины. Подводное устройство содержит трубопровод, выполненный с возможностью вмещения потока указанного флюида, содержащего жидкость и газ, отвод, проходящий через стенку трубопровода, компрессор, выполненный с возможностью сжатия отделенного газа. Отвод выполнен с возможностью выпуска через него газа из трубопровода для отделения газа от жидкости и получения отделенного газа и отделенной жидкости. Часть трубопровода, расположенная ниже по потоку относительно указанного отвода, выполнена с возможностью приема отделенной жидкости. При этом указанная часть трубопровода наклонена по меньшей мере на участке своей длины, а трубопровод выполнен с возможностью размещения на морском дне или вблизи от него. Наклонная часть трубопровода наклонена в направлении движения потока между первой точкой трубопровода и второй точкой трубопровода. При этом морское дно во второй точке ниже, чем в первой точке, и во второй точке на морском дне присутствует впадина рельефа. Поток флюида подают внутрь трубопровода. Выпускают газ из трубопровода через отвод. Отделенный газ сжимают. Технический результат: уменьшение расходов на реализацию технического решения, простота и эффективность обработки флюида, предотвращение повреждения оборудования. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки конденсатсодержащего газа. Технический результат заключается в повышении энергоэффективности процесса. В способе подготовки углеводородного газа к транспорту газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, десорбируют газовым потоком метанол из водометанольного раствора, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток воздухом, углеводородным конденсатом, газом в две ступени, проводят вторичную сепарацию газового потока, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток газом и за счет понижения давления проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают в три ступени отсепарированный газ газовым потоком и выводят газ из установки. Понижают давление отсепарированного газа после окончательной сепарации до уровня, обеспечивающего минимально допустимую температуру до минус 47 °C теплообмена с газовым потоком, нагревают отсепарированный газ газовым потоком, понижают давление отсепарированного газа до давления 3,1 МПа, обеспечивающего возможность подачи отсепарированного газа с установки для транспортировки на компримирование. Смешивают жидкую фазу после первичной сепарации газового потока и водный раствор после десорбции метанола, вводят в нее жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока, направляют для отделения от углеводородного конденсата газа и водного раствора, вводят газ в газовый поток перед окончательной сепарацией, выводят водный раствор из установки, направляют жидкую фазу после окончательной сепарации для разделения на углеводородный конденсат, газ и водометанольный раствор, возвращают газ на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, вводят водометанольный раствор в газовый поток, выводят водный раствор из газового потока, углеводородный конденсат нагревают газовым потоком и смешивают с углеводородным конденсатом после первичной и вторичной сепарации, направляют углеводородный конденсат для отделения от него газа низкого давления и водометанольного раствора, эжектируют газ низкого давления в газовый поток, выводят из установки углеводородный конденсат и водометанольный раствор. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к устройствам сбора смеси водяных паров и углеводородного сырья со скважин при термошахтном способе извлечения нефти. Технический результат заключается в увеличении добычи углеводородов, улучшении условий труда и нормализации микроклиматических параметров шахтной атмосферы, снижении содержания токсичных газов и углеводородных паров в воздухе буровых галерей. Устройство для сбора нефти содержит корпус с патрубками для входа газожидкостной смеси и выхода нефти, патрубок выхода газа, снабженные запорной арматурой, патрубок для выхода воды и шлама, в верхней части корпуса установлен каплеуловитель, а внутри – направляющие плоскости потока газожидкостной смеси. Корпус представляет собой теплоизолированную емкость, внутренняя поверхность которой состоит из цилиндрического участка, конического гидроциклона и камеры сбора воды и шлама. В верхней части корпуса установлен каплеотбойник с концентрическими отверстиями, прикрытыми коническими отбойниками. В полусферическом корпусе каплеуловителя установлен датчик давления и размещен набор вертикальных лопаток, оснащенных канавками для сбора жидкости и поддоном, подсоединенным к дренажной трубке, выходящей в камеру сбора шлама. Каплеуловитель дополнительно снабжен эжектором, подключенным через кран с пневмоприводом с магистралью подвода сжатого воздуха и диффузором, подключенным через кран с пневмоприводом с магистралью подвода сжатого воздуха к трубопроводу сбора конденсата легкокипящих фракций. На цилиндрическом участке корпуса установлен датчик плотности, а на выходном патрубке, подключенном к теплоизолированному трубопроводу сбора нефти, последовательно установлены датчик плотности и кран с пневмоприводом, подключенным к трубопроводу сжатого воздуха. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх