Способ определения коэффициента сепарации

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 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.

Известен способ определения коэффициента сепарации, включающий измерение количества примеси, уловленной сепаратором, и количества примеси в измерителе уноса после сепаратора при установившемся режиме течения флюида через сепаратор [Методические указания по комплексному исследованию технологических установок подготовки газа и конденсата к транспорту. – М.: ВНИИЭгазпром, 1979, с. 28-29].

Недостатком указанного способа является необходимость установки после сепаратора специального измерителя уноса, отбирающего только часть потока газа, что может приводить к значительным погрешностям измерения при неравномерном распределении жидкости по сечению трубы. Кроме того, в обвязке сепаратора должно быть установлено специальное устройство для ввода измерительных зондов внутрь трубы для отбора газа, которое часто отсутствует.

Известен способ определения коэффициента сепарации с помощью двух сепараторов, установленных последовательно по ходу газа, включающий измерение количества уловленных сепараторами примесей [Патент на изобретение №2169604 «Способ определения коэффициента сепарации» от 27.06.2001]. При различных характеристиках сепараторов требуется дополнительно установить их в обратном порядке, после чего снова подать имеющий примеси флюид в сепараторы и измерить количество уловленных в них примесей. Только после этого возможно определить коэффициенты сепарации каждого сепаратора.

Недостатком указанного способа является невозможность его применения для сепараторов, которые нельзя установить сначала в прямом, а потом в обратном порядке, например, для стационарно установленных сепараторов. Кроме того, при высоком значении коэффициента сепарации во втором по ходу движения газа сепараторе будут улавливаться очень незначительные объемы жидкости, что приведет к снижению точности измерений.

Задачей изобретения является разработка способа определения коэффициента сепарации без использования специального измерительного оборудования, не требующего дополнительную переустановку сепараторов и повышающего точность измерений.

Технический результат достигается за счет подключения сначала двух сепараторов, через которые имеющий примеси флюид проходит последовательно, а затем одного сепаратора.

Целью изобретения является повышение точности получаемых результатов и сокращение затрат на определение коэффициента сепарации.

Указанная цель достигается тем, что в предлагаемом способе определения коэффициента сепарации, включающем подачу имеющего примеси флюида в два сепаратора, установленные последовательно по ходу его движения, 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, а затем 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:

k1 - коэффициент сепарации первого по ходу движения флюида сепаратора;

k2 - коэффициент сепарации второго по ходу движения флюида сепаратора;

V11 - количество примеси, уловленной первым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида в первый и второй сепаратор;

V21 - количество примеси, уловленной вторым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида в первый и второй сепаратор;

V22 - количество примеси, уловленной вторым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида только во второй сепаратор;

t1 - заданный интервал времени подачи флюида в первый и второй сепаратор;

t2 - заданный интервал времени подачи флюида только во второй сепаратор.

Следует отметить, что коэффициент сепарации первого сепаратора может быть определен независимо от характеристик второго сепаратора по формуле (1). При этом время накопления уловленных примесей можно подобрать таким образом, чтобы обеспечить наиболее оптимальные количества примесей для повышения точности измерений. Кроме того, если отсутствует необходимость определения коэффициента сепарации второго сепаратора количество примесей в первом сепараторе можно не измерять для ускорения работ.

Способ реализуется следующим образом.

В трубопровод, к которому последовательно друг за другом подключены два сепаратора, подают флюид, содержащий примеси. Проходя последовательно сначала через первый, а затем второй сепараторы, флюид очищается, а уловленные примеси собирают в специальные емкости. Через заданное время, когда сепараторы уловят достаточно примеси, одновременно измеряют ее количество на обоих сепараторах. После этого уловленную примесь из сепараторов удаляют.

Затем отключают первый сепаратор и в обход его подают флюид с тем же расходом и тем же содержанием примесей сразу во второй сепаратор. После завершения другого заданного интервала времени, когда во втором сепараторе накопиться достаточное количество уловленной примеси, измеряют ее количество. Коэффициенты сепарации первого и второго сепараторов рассчитывают по формулам:

,

,

где k1 - коэффициент сепарации первого по ходу движения флюида сепаратора;

k2 - коэффициент сепарации второго по ходу движения флюида сепаратора;

V11 - количество примеси, уловленной первым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида в первый и второй сепаратор;

V21 - количество примеси, уловленной вторым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида в первый и второй сепаратор;

V22 - количество примеси, уловленной вторым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида только во второй сепаратор;

t1 - заданный интервал времени подачи флюида в первый и второй сепаратор;

t2 - заданный интервал времени подачи флюида только во второй сепаратор.

Пример конкретной реализации способа

На скважине 3206 Бованенковского месторождения проводились работы по определению характеристик стационарно подключенного к скважине сепаратора, который предназначен для измерения содержания примеси (пластовой воды, конденсата, механических примесей) в продукции скважины на различных режимах работы в процессе проведения газодинамических и газоконденсатных исследований. С целью определения предлагаемым способом коэффициента сепарации на конце факельной линии скважины был установлен коллектор «Надым-1» [А.И. Гриценко и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499], в состав которого входит малогабаритный сепаратор. Газ с примесями со скважины подавался на первый стационарный сепаратор, а затем поступал через факельную линию на второй сепаратор, который входил в состав коллектора «Надым-1». Скважина была запущена в работу на t1=3 часа на режиме с дебитом 535 тыс. м3/сут. Газ со скважины, содержащий примеси, поступал последовательно сначала в первый сепаратор, а затем во второй сепаратор. Удаляемые из газа примеси собирались в специальные контейнеры, которыми были оборудованы каждый из сепараторов. После завершения заданного интервала времени скважина была переключена на работу в газосборную сеть с тем же расходом газа для исключения влияния нестационарных процессов при ее остановке и пуске. В этот период содержимое контейнеров сепараторов было слито в специальную мерную емкость, с помощью которой измерено количество уловленных примесей в каждом сепараторе. В контейнерах первого сепаратора находилось V11=34 л пластовой жидкости, а в контейнерах второго сепаратора - V21=2,9 л жидкости.

После этого первый стационарный сепаратор был отключен, а скважина переключена на работу по факельной линии. При этом газ из скважины в обход первого сепаратора по байпасной линии поступал через факельную линию на второй сепаратор (коллектор «Надым-1»). Скважина была запущена в работу на t2=1 час на том же режиме с дебитом 535 тыс. м3/сут. Затем скважина была остановлена и определено количество пластовой жидкости во втором сепараторе - V22=11 л.

По формулам (1) и (2) были рассчитаны коэффициенты сепарации первого и второго сепараторов:

,

,

где k1 - коэффициент сепарации первого по ходу движения флюида сепаратора;

k2 - коэффициент сепарации второго по ходу движения флюида сепаратора;

V11 - количество примеси, уловленной первым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида в первый и второй сепаратор;

V21 - количество примеси, уловленной вторым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида в первый и второй сепаратор;

V22 - количество примеси, уловленной вторым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида только во второй сепаратор;

t1 - заданный интервал времени подачи флюида в первый и второй сепаратор;

t2 - заданный интервал времени подачи флюида только во второй сепаратор.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет определять коэффициенты сепарации одновременно двух сепараторов или только первого сепаратора без использования специального измерительного оборудования, что снижает затраты на проведение работ. При этом возможность подбора интервалов времени накопления примесей сначала при работе двух сепараторов, а затем - только одного, таким образом, чтобы обеспечить оптимальные объемы примесей для измерения, повышает точность результатов. Кроме того, измерение коэффициентов сепарации производят при работе сепараторов в реальных условиях, что также способствует повышению точности результатов, поскольку отсутствуют ошибки, возникающие при моделировании реальных потоков флюидов.

Способ определения коэффициента сепарации, включающий подачу имеющего примеси флюида в два сепаратора, установленные последовательно по ходу его движения, отличающийся тем, что 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, а затем 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:

где k1 - коэффициент сепарации первого по ходу движения флюида сепаратора;

k2 - коэффициент сепарации второго по ходу движения флюида сепаратора;

V11 - количество примеси, уловленной первым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида в первый и второй сепаратор;

V21 - количество примеси, уловленной вторым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида в первый и второй сепаратор;

V22 - количество примеси, уловленной вторым по ходу движения флюида сепаратором, при подаче флюида только во второй сепаратор;

t1 - заданный интервал времени подачи флюида в первый и второй сепаратор;

t2 - заданный интервал времени подачи флюида только во второй сепаратор.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к испытаниям газосепараторов, используемым при добыче нефти с высоким газосодержанием. Стенд для испытания газосепараторов содержит накопительную емкость с сопряженным с ней стендовым гравитационным газожидкостным сепаратором, подпорный насос, систему приготовления газожидкостной смеси с источником газа, блок моделирования внутрискважинных условий для размещения испытуемых машин и электродвигателей к ним.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов.

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.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени.

Изобретение относится к области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах.

Группа изобретений относится к испытаниям гидравлических машин и предназначена для измерения рабочих характеристик погружных газосепараторов, используемых при добыче нефти.

Многофазный сепаратор-измеритель выполнен в виде двух вертикальных камер, гидравлически соединенных между собой в верхней и нижней частях. В нижней части первой камеры расположен входной порт, в котором установлена заглушенная сверху трубка с перфорированными стенками для подачи смеси флюидов, а также выходной порт для отбора тяжелой фазы.

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа как передвижными, так и стационарными замерными установками.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.

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.

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.

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

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 может быть использовано в области нефтяной и газовой промышленности для дегазации буровых растворов, насыщенных пластовым газом и воздухом. Для осуществления способа буровой раствор подают снизу вверх по установленному в закрытом резервуаре (1) манифольду (2).

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.

Наверх