КДФТ принцип работы

Комплектация

Трубные концевые делители фаз (КДФТ)

Трубные концевые делители фаз (КДФТ)

Концевые делители фаз трубные автоматизированные (КДФТ-А) предназначены для предварительного обезвоживания нефти до содержания в ней воды не более 0,5÷5,0% и могут входить в состав УПСВ или поставляться отдельно в качестве входной ступени обезвоживания УПН.

Общий вид

Характеристики

Расчетная производительность, м 3 /сут:

– по жидкости, м 3 /сут

– по нефти, м 3 /сут

– по газу, млн.нм з /сут

Расчетное давление, МПа

Содержание воды в нефти, % масс.:

Содержание в подготовленной воде, мг/л:

Температура рабочей среды, 0 С

Температура окружающей среды, 0 С

Технические данные

В состав концевых делителей фаз трубных (КДФТ-А) входят следующие узлы и оборудование:

  • узел предварительного отбора газа (УПОГ), предназначенный для отбора отделившегося свободного газа в подводящем коллекторе;
  • наклонные трубные секции (1, 2 или 4) в зависимости от производительности, предназ-наченные для отделения воды от нефти и ее дегазации;
  • внутренние полочные коалесцеры-осадители в нижней части секции, предназначенные для доочистки воды от механических примесей и нефти.
  • Система автоматизации КДФТ-А состоит из двух уровней:
  • нижний уровень – контрольно-измерительные приборы (КИП) и контроллеры, объединенные в распределенную сеть локального контроля и управления;
  • верхний уровень – автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора (контроллер), расположенное в операторной.

Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А приведен в таблице 2.

Размеры КДФТ-А и их технологический объем определяются в зависимости от производительности по жидкости, физико-химических свойств нефти, пластовой воды, режима работы и требований к качеству конечной продукции на основании проведенных иссле-дований агрегатированной устойчивости водо-нефтяной эмульсии.

Обозначение

Концевые делители фаз трубные автоматизированные изготавливаются по ТУ 3683-003-56562997-2003.

Пример записи при заказе изделия:

КДФТ-А 1400-50-2-П-ХЛ1 по

где 1400 – условный диаметр корпуса, мм;

50 – длина корпуса, м;

2 – количество секций;

П – внутреннее антикоррозионное покрытие;

ХЛ1 – климатическое исполнение.

Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А по ТУ 3683-003-56562997-2003

ПараметрыТипоразмеры
КДФТ-А 1400-12,5-2КДФТ-А 1400-20-2КДФТ-А 1400-30-2КДФТ-А 1400-30-4КДФТ-А 1400-40-2КДФТ-А 1400-40-4КДФТ-А 1400-50-2КДФТ-А 1400-50-4КДФТ-А 1400-60-2КДФТ-А 1400-60-4
Диаметр корпуса условный, D x S (мм х м)1400х141400х15,71400х15,71400х15,71400х15,71400х15,7
Длина корпуса L1, м12,52030405060
Количество корпусов (секций), шт.2224242424
Расчётное давление, МПа1,0; 1,6; 2,5
Производительность по жидкости, м 3 /сут: расчетная максимальная1500 18003000 36005000 600010000 120007500 900015000 1800010000 1250020000 2500012500 1500025000 30000
Температура рабочей среды, о С, не ниже+15
Длина площадки L, мм20000-22000240003800038000540005400063000630007000070000
Высота H, мм9000*95009500105001050010300103001280012800
Высота H2, мм**8750875098509850930093001200012000
Ширина площадки B, мм10000120001200026000120002100012000210001400026000
Расстояние между осями крайних корпусов B1, мм50006000600018000600018000600018000600018000
Расстояние между опорами, h, мм75001200013000140001440016600
Количество опор, n, шт.223344

* размеры определяются при разработке рабочих чертежей

КДФТ-А с 2-мя корпусами производительность по жидкости до 15000 м 3 /сут

* Экспликация штуцеров – табл. 3

КДФТ-А с 4-мя корпусами производительность по жидкости до 30000 м 3 /сут

* Экспликация штуцеров – табл. 4

Экспликация патрубков для КДФТ-А с 2-мя секциями

Обозн.НазначениеКол.
А1Вход ГЖС1
Б1Выход нефти1
В1Выход воды1
Г1Выход газа1
Д1Подвод газа от расширителя1
Е1Дренаж1
Ж1Сброс с CППК1
И1-4Подвод пара и воды на размыв4
К1,2Для КИП2
Л1,2Для КИП2
М1Для КИП1
Н1..5Для КИП5
П1Для КИП1
С1,2Для КИП2
У1..11Пробоотборники11

Экспликация патрубков для КДФТ-А с 4-мя секциями

Обозн.НазначениеКол.
А1Вход ГЖС1
Б1Выход нефти1
В1Выход воды1
Г1Выход газа1
Д1..8Подвод пара и воды на размыв8
Е1Дренаж1
Т1Газ из расширителя1
Р1Дренаж от СППК1
К1..4Для КИП4
Л1..3Для КИП3
М1Для КИП1
Н1..6Для КИП6
П1Для КИП1
С1..4Для КИП4
У1..18Пробоотборники18
Р1Для КИП1

Примечание: диаметры патрубков и их количество принимаются согласно ТУ 3683-003-56562997-2003 по производительности.

КДФТ принцип работы

  1. Главная
  2. КОНЦЕВЫЕ ДЕЛИТЕЛИ ФАЗ ТРУБНЫЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ…

Концевые делители фаз трубные автоматизированные (КДФТ-А) предназначены для предварительного обезвоживания нефти до содержания в ней воды не более 0,5 ÷ 5,0% и могут входить в состав
УПСВ или поставляться отдельно в качестве входной ступени обезвоживания УПН. Технические характеристики приведены в табл.1.
КДФТ-А изготавливаются двух типов:
Тип 1 – КДФТ-А, входящие в состав установок предварительного сброса воды (УПСВ) или установок подготовки нефти (УПН), на которых применяются технологии утилизации попутного газа.
Применяется преимущественно для использования в установках сепарации газожидкостных смесей с обводненностью от 25% до 99% и газовым фактором не более 600 нм3/тн. На установках 1 типа блок
предохранительных клапанов устанавливается на устройстве предварительного отбора газа (УПОГ) в зоне нахождения максимального объема газа.
Тип 2 – КДФТ-А, входящие в состав трубных водоотделителей (ТВО) для путевого или кустового сброса пластовой воды с последующим совместным транспортом газа и нефти по нефтепроводу. Применяется преимущественно для использования в установках сепарации газожидкостных смесей с обводненностью от 45% до 99% и газовым фактором в пределах от 0 до 150 нм3/тн. На установках 2 типа
блок предохранительных клапанов устанавливается в нижней части каждого корпуса в зоне его заполнения водой на верхней его образующей.

КДФ Т-А с 2-мя корпусами производительность по жидкости до 15 000 м3/сут.
и КДФ Т-А с 4-мя корпусами производительность по жидкости до 30 000 м3/сут.*

Состав оборудования
В состав концевых делителей фаз трубных (КДФ Т-А) входят следующие узлы и оборудование:
– узел предварительного отбора газа (УПОГ), предназначенный для отбора отделившегося свободного газа в подводящем коллекторе;
– наклонные трубные секции (1, 2 или 4) в зависимости от производительности, предназначенные для отделения воды от нефти и ее дегазации;
– внутренние полочные коалесцеры-осадители в нижней части секции, предназначенные для доочистки воды от механических примесей и нефти.
Система автоматизации КДФ Т-А состоит из двух уровней:
– нижний уровень – контрольно-измерительные приборы (КИП) и контроллеры, объединенные в распределенную сеть локального контроля и управления;
– верхний уровень – автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора (контроллер), расположенное в операторной.
Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А показан в таблице 2.
Размеры КДФТ-А и их технологический объем определяются в зависимости от производительности по жидкости, физико-химических свойств нефти, пластовой воды, режима работы и требований к качеству конечной продукции на основании про-
веденных исследований агрегатированной устойчивости водо-нефтяной эмульсии.

Обозначение
Концевые делители фаз трубные автоматизиро-
ванные изготавливаются по ТУ 3683-003-56562997-
2003.
Пример записи при заказе изделия:
КДФТ-А 1400-50-2-П-ХЛ1 по ТУ 3683-003-
56562997-2003, где:
1400 – условный диаметр корпуса, мм;
50 – длина корпуса, м;
2 – количество секций;
П – внутреннее антикоррозионное покрытие;
ХЛ1 – климатическое исполнение.

КДФТ-А МНГК-Инжиниринг КДФТ-А, МНГК-Инжиниринг, Лукойл

Основные функции концевого делителя фаз (RLA)/ определение длины и диаметра

Концевой гидродинамический делитель фаз предназначен для установки

перед узлами сепарации и выполняет следующие функции: – гашение пульсаций и обеспечение раздельного режима движения нефти

и выделившегося из неё газа, эмульсии и воды; – осуществление пеногашения и отбор выделившегося газа непосредственно в осушительные элементы сепаратора, либо непосредственно потребителю;

– повышение производительности функциональных аппаратов (сепараторов, отстойников и т.д.); – отбор и сброс выделившейся пластовой воды, пригодной для закачки в пласт без дополнительной очистки, либо на очистные сооружения; – сепараторы любой ступени. Конструктивно КДФ (рис. 4.1) выполнен в виде трубчатого блока,

снабженного отводными патрубками для отбора нефти, газа и воды камерой

для нефти и отсеком для воды, формируемого перегородками.

Рис. 4.1 Концевой делитель фаз (КДФ)

1 – трубопровод; 2 – расширяющая головка; 3 – отсекатель; 4 – лоток; 5- диск;

6 – трубопровод; 7 – отстойный диск; 8 – трубопровод

Техническая характеристика КДФ :

Производительность по жидкости, т/сут . 17000

Давление в КДФ, MПa . 0,4

Количество воды в нефти, %, на входе . не ограничивается

на выходе . до 30

Содержание в воде, мг/л:

Установлено, что процесс расслоения потока вязкой жидкости на газ и нефть происходит в основном на расстоянии 25-30 м от входа газоводонефтяной смеси в КДФ.

КДФ выполняет функции деэмульсатора, первой ступени сепарации и аппарата предварительного сброса воды одновременно. Аналогичные функции способны выполнять только трехфазные сепараторы, стоимость которых при сравнительно низкой производительности намного выше.

В результате применения КДФ, производительность установленных после него аппаратов (сепараторов, отстойников) можно повысить в 1,5-2 раза.

Автономный ввод трубками расслоившихся фаз (нефть-вода) в сепаратор исключает эмульгирование свободной воды с нефтью, что приводит к увеличению глубины обезвоживания нефти и повышению качества отделившейся пластовой воды. При этом производительность последующей емкости увеличивается в три раза и соответственно уменьшаются капитальные затраты при строительстве узлов сепарации, а также исключаются затраты на дополнительную очистку воды.

Применение КДФ особенно эффективно при их использовании также в блоке с вертикальными газоотделителями различных конструкций и герметизированными резервуарами, куда нефть неизбежно попадает в подавляющем большинстве случаев. Такая система более экономична применяемой на промыслах комбинации сепараторов в виде первой и последующих ступеней.

5. ТЕХНОЛОГИЯ СЕПАРАЦИИ ГАЗОВОДОНЕФТЯНОЙ СМЕСИ В БЛОКЕ КДФ – СБОРНАЯ ЕМКОСТЬ

Технология позволяет увеличить производительность концевого делителя фаз и сборной емкости, к которой может быть подключено несколько КДФ, и обеспечить повышение качества обработки продукции скважин за счёт отбора помимо газа дополнительно нефти и воды автономными потоками с различных уровней.

На рис. 5.1 представлена принципиальная схема реализации такой технологии.

Рис. 5.1 Технология сепарации газоводонефтяной смеси

1 – сборный трубопровод; 2 – концевой делитель фаз; 3 – трубки; 4 – приемное устройство;

5 – сепаратор; 6 – труба; 7 – короб; 8 – трубопровод; 9 – перегородка; 10 – перегородки;

Читайте также:  Принцип работы АВР 10 кв

11 – полость; 12 – трубопровод отбора воды; 13 – трубопровод отбора газа

Обводненная газоводонефтяная смесь направляется по сборному трубопроводу 1 в концевой делитель 2 фаз (КДФ), где она расслаивается на газ, нефть и минерализованную воду, которые, не перемешиваясь, двигаются друг над другом и под воздействием перепада давления (P1 – Р2) отбираются множеством потоков (автономных) с помощью трубок 3 расчетного диаметра.

Нижние концы трубок равномерно размещены по сечению потока на различной высоте КДФ, а верхние введены в приемное устройство 4 сепаратора 5 на различной высоте друг над другом в такой же последовательности, как и при отборе. Газ из приемного устройства по трубе 6 попадает в газовую зону сепаратора, а многослойный поток жидкости, сохраняя ту же структуру, что и в КДФ, стекает в нижнюю часть аппарата.

При колебаниях расхода газа, нефти и воды границы раздела фаз в КДФ поднимаются или опускаются, перекрывая при этом входную часть тех или иных трубок и автоматически обеспечивая тем самым увеличение или уменьшение через них расхода соответствующих фаз и их промежуточных слоев. Накапливающаяся нефть в сепараторе переливается через край короба 7

и отводится из него по трубопроводу 8.Перегородка 9 поднята до самого верха аппарата и имеет небольшое отверстие для выравнивания давления между секциями. Вода, проходя под нижней частью короба, переливается через перегородку 10 в полость 11, откуда отбирается по трубопроводу 12. Газ из сепаратора отводится по трубопроводу 13.

20. методы стабилизации нефти

Сущность стабилизации нефти заключается в отделении от нее летучих углеводородов (пропан-бутановой фракции), а также растворимых в нефти сопутствующих газов, таких как сероводород, углекислый газ и азот, что сокращает потери нефти от испарения, снижает интенсивность процесса коррозии аппаратуры, оборудования и трубопроводов по пути движения нефти от месторождения до нефтеперерабагывающего завода, а также позволяет получать ценное сырье для нефтехимии.

Применяют следующие способы стабилизации нефти: горячую, или вакуумную, сепарацию и ректификацию.

При горячей, или вакуумной, сепарации от нефти отделяется широкая газовая фракция, в которой наряду с пропан-бутановой фракцией содержится большое количество более высокомолекулярных углеводородов, извлечение которых из нефти ухудшает ее качество. Для извлечения высокомолекулярных углеводородов из широкой газовой фракции и последующего возвращения их в стабильную нефть, используют следующие процессы:

1) однократную конденсацию с последующей компрессией, масляной абсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов;

2) фракционированную конденсацию с последующей компрессией газового остатка;

3) абсорбциюили ректификацию.

При стабилизации нефти ректификацией всю нефть подвергают процессу ректификации, при этом обеспечивается четкое разделение углеводородов и достигается заданная глубина стабилизации нефти.

21. Основные методы сокращения потерь углеводородов в атмосферу

1) предупреждающие испарения;

2) уменьшающие испарения;

3) сбор продуктов испарения.

Методы предупреждающие испарения нефти

1) плавающие крыши и понтоны;

2) пластмассовые шарики (0,01-0,2 мм), изготавливают из фенольных, формальдегидных и карбомидных смол, шарики наполнены азотом (снижают испар-ия Н в 5-6 раз).

Методы уменьшающие испарения

Вторая группа методов – защита резервуаров от нагревания солнечными лучами и уменьшения испарения нефти.

Для этого рез-ты след-т покрывать лучеотражающими светлыми красками с высоким коэф-ом отражения.

Показ-лиОкраска корпуса
белаяалюмин-аячерная
солнеч-ая рад-ия, поглощ-ая рез-ом, %
потеря г/возд.смеси,%
потеря н/прод-ов,%

Др. способ снижения потерь – это диски отражатели. Представляют собой лепестковую конструкцию с развитой поверхностью. При откачке и снижении уровня входящий воздух равномерно распределяется над зеркалом нефти и исключает турбулентное перемешивание воздуха с парами нефти. Обладая высоким удельным весом и высокой удельной поверхностью, это способствует конденсации тяжелых компонентов. Недостатки – высокое Р на крышу.1. Плавающие крыши и понтоны. Их изготавливают из металла и пластмассы. Для уплотнения зазора м/у понтоном и корпусом резервуара делают специальные затворы из асбестовой ткани, пропитанной бензостойкой резиной, или изготавливают из цветных металлов. Допускается зазор м/у крышей и стеной 25 см.

Применение крыш и понтонов эффективно на резервуарах, работающих с большим коэффициентом оборачиваемости.

1 – затвор, уплотняющий зазор; 2 – понтон; 3 – сифон; 4 – подвижная; 5 – неподвижная лестница; 6 – ограничитель хода понтона 1 – короб плавающей крыши; 2 – днище крыши; 3 – опорные стойки;4 – лестница; 5 – уплотнение; 6 – маршевая неподвижная лестница; 7 – переменная стенка резервуара; 8 – направляющая противоповоротная стойка; 9 – шарнирная дренажная труба; 10 – дно резервуара

Др. способ снижения потерь – это диски отражатели. Представляют собой лепестковую конструкцию с развитой поверхностью. При откачке и снижении уровня входящий воздух равномерно распределяется над зеркалом нефти и исключает турбулентное перемешивание воздуха с парами нефти. Обладая высоким удельным весом и высокой удельной поверхностью, это способствует конденсации тяжелых компонентов. Недостатки – высокое Р на крышу.

2. К ним относят цвет окраски резервуаров:лучеотражающие светлые краски с высоким коэфф-ом отражения.Наиболее эффективные – белые и алюминиевые. Краски должны быть коррозионностойкими.

3. ГУС (газоуравнительная система).

1- резервуаров 2 – наклонный газопровод (наклон не мене 3 о ) 3 – конденсатосборник 4 – огневой предохранитель 5 – дыхательный клапан 6 – резервуар компенсатор Угол наклона – для предотвращения образования гидратов.

22. Расчет потерь легких фракций нефти при «дыханиях» резервуаров

Величина потерь легких фракций нефти в резервуаре, не имеющем понтона и плавающей крыши, зависит от:

1) плотности, вязкости и температуры нефти;

2) степени очистки нефти от окклюдированного газа на по­следней ступени сепарации и величины давления на этой ступени;

3) времени хранения нефти и температуры окружающего воздуха;

4) частоты наполнения и опорожнения резервуара (большие «дыхания» резервуара).

Процесс опорожнения и наполнения рез-ра нефтью, сопровожд-ся сначала впуском воздуха в газ.простр-во (ГП) рез-ра, а затем выбросом г/возд.смеси (ГВС) в атм-ру, наз-ся большим «дыханием».

Малые «дыхания» товарного рез-ра возникают в рез-те впуска и выпуска ГВС ч/з дыхательный клапан при изменении Т и Р в течение суток.

Потери Н или н/прод-ов от больших «дыханий» м.б.расчитаны по фор-ле АНИ:

V – кол-во Н, поступ-ей в рез-ры, м3/сут, Р – упругость паров Н, кг/м2

К1 – коэф-т оборачиваемости рез-ов

К2 – коэф-т, характ-ий св-ва Н или н/прод-ов для высокооктанового бензина К2=1, для Н К2=0,75.

Для опр-ия потерь легких фракций от малых «дыханий» из обычных рез-ов:

Gмс=0,0545*F*C*(133,3Р/(736-133,3Р)) 0,68 *D 1,73 *H 0,51 *∆t 0,5

Gмс – потери от малых дых-ий для рез-ра со стац-ой крышей;

∆t – разность м/у среднемесячной макс.и миним. Температурами;

Н – высота газавого простр-ва; F – коэф-т (для белой ==1); С – пост. коэф-т.

Дата добавления: 2015-07-13 ; Просмотров: 2052 ; Нарушение авторских прав? ;

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Промысловые системы сбора

АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка

ДНС – дожимная насосная станция

ГПК – газоперерабатывающий комплекс

УПСВ – установка предварительного сброса воды

ТВО – трубный водоотделитель

КДФТ – концевой делитель фаз трубный

КНС – кустовая насосная станция

ЦППН – цех подготовки и перекачки нефти

УПН – установка подготовки нефти

УПВ – установка подготовки воды

МТ – магистральный трубопровод

НПЗ – нефтеперерабатывающий завод

Требования к системам сбора:

1 осуществление герметизированной системы сбора

2 обеспечение автоматизации системы сбора

3 обладать низкой металлоемкостью

4 оборудование должно быть выполнено в блочном, мобильном исполнении

5 обеспечивать точность замеров дебитов скважин

6 обеспечивать доведение нефти до товарных качеств (содержание соли, воды и мех примесей)

Необходимая информация для составления и выбора системы сбора:

1 размеры и форма залежи

2 физико-химические свойства нефти газа и воды

3 учитывать дебит скважины

4 учитывать местность и климатические условия

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ СБОРЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИИ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ

В условия интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйства проблема окружающей среды приобретает острый характер

В настоящее время было бы напрасно связывать рост атмосферного загрязнения с каким-то особым видом индустриальной деятельности, с какой-то конкретной современной технологией. В действительности это — результат воздействия многочисленных факторов, характерных для современной цивилизации: роста производства энергии и металлургической промышленности, увеличения числа автомобилей в самолетов, сжигание тысяч тонн отходов, большого количества нефтяного газа и т. д.

Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводите! в настоящее время совершенствованию технологии производства, а также максимальному сокращению и утилизации отходов.

При добыче нефти вместе с ней извлекаются большие объемы пластовой высокоминерализованной воды, в нефтяном газе могут содержаться весьма вредные для здоровы людей и окружающей живой природы сероводород гЬ5 и углекислый газ СО2-Содержание Н2Sв воздухе свыше 3 мг/м опасно для жизни людей, а сброс пластовых сильноминерализованных вод в открытые водоемы и реки может привести, к полному уничтожению флоры и фауны и, как следствие истреблению ценных пород рыб. В настоящее время вместе с нефтью на поверхность поступает около 1 млрд. 200 млн. мг пластовой воды, которая должна тщательно очищаться от нефти и снова закачиваться в продуктивный пласт для поддержания в нем давления и увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Нефтяные и природные газы, содержащие Н2Sи СО2, должны подаваться на специальные

очистные установки для получения элементарной серы и сжиженвойушекиаюпь Иногда

пластовая вода после отделения ее от нефти закачивается в поглощающие скважины, в этом

случае необходимо предусмотреть, чтобы она не контактировала с водами, добываемыми из

водоносных горизонтов для хозяйственных и промышленных

В настоящее время в связи с открытием и освоением месторождений нефти и газа, расположенных за Полярным кругом, в районах с многолетней мерзлотой, достигающей в некоторых случаях 600 м, исключительно острую проблему приобретает необходимость сохранения мерзлотного слоя. Поэтому во избежание разрушения мохового покрова и развития термокарстовых явлений, могущих повлечь за собой выход из строя добывающих скважин и всего промыслового оборудования, строительные работы обычно выполняют в зимнее время. Все промысловые трубопроводы на таких месторождениях покрывают теплоизоляционными материалами с хорошей гидроизоляцией и устанавливают на опорах или с подсыпкой грунта.

Читайте также:  Мост ларионова принцип работы

В процессе эксплуатации скважин для сохранения многолетней мерзлоты во избежание проседания колонн скважин и нарушения их герметичности пространство за колонной время от времени заполняется породой или цементным раствором.

Для сохранения многолетней мерзлоты научно-исследовательские институты работают над созданием специальных цементных растворов с плохой теплопроводностью, иногда рекомендуют осуществлять в межколонном пространстве замкнутую циркуляцию хладоагента или спускать насосно-компрессорные трубы (НКТ) с теплоизолированными муфтами, предотвращающими их контакте эксплуатационной колонной.

Таким образом, разработка нефтяных месторождений, расположенных в регионе многолетнемерзлотных пород, имеет пока много сложных и нерешенных проблем.

концевой делитель фаз

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении нефтяной эмульсии на объектах нефтедобычи, транспортировки и подготовки нефти. Концевой делитель фаз включает отсек ввода, отстойный отсек, отсек отвода нефти и отсек отвода воды. Между отсеком ввода и отстойным отсеком размещен перегораживающий проем, выполненный по всему сечению аппарата из уголков, образующих зигзаги на пути потока газожидкостной смеси без сквозного просвета. Отстойный отсек снабжен поперечными перегородками, выполненными от днища на высоту накопления твердых взвешенных частиц. В днище выполнены патрубки отвода механических примесей. Между отстойным отсеком и отсеком отвода нефти размещена перегородка, установленная на высоте от днища и кровли. Между отсеком отвода нефти и отсеком отвода воды размещена перегородка, установленная на высоте от днища. В кровле равномерно по всей длине выполнены люки для сбора выделяющегося газа с геометрическими, размерами, позволяющими обеспечить сбор максимально выделяющегося объема газа. Люки соединены с трубопроводом газосбора. Аппарат оснащен датчиками уровня раздела фаз «газ-жидкость», «нефть-вода», клапанами-регуляторами уровня раздела фаз «нефть-вода», «газ-жидкость», патрубками для отвода уловленной нефти и выхода сточной воды. 3 ил.

Рисунки к патенту РФ 2473373

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разделении нефтяной эмульсии на объектах нефтедобычи, транспортировки и подготовки нефти.

Известен концевой делитель фаз, включающий трубопровод подвода продукции скважин с патрубком сброса воды, который выполнен полностью или частично расширяющимся из последовательно соединенных секций газораздела и раздела водонефтяной эмульсии. Вдоль верхней образующей трубопровода подвода, начиная с секции газораздела, выполнена газовая линия, соединенная вертикальными газовыми патрубками с верхней частью трубопровода подвода и расположенная выше верхнего уровня жидкости в трубопроводе подвода продукции скважин. Трубопровод сброса воды расположен в донной части. При этом расширение трубопровода подвода продукции выполнено таким образом, чтобы течение водонефтяной эмульсии и газовой фазы сохранялось ламинарным. Выход патрубка подвода продукции скважин соединен с нефтеотстойной областью сепарационной установки. Патрубок сброса воды расположен в секции раздела водонефтяной эмульсии и соединен с водоотстойной областью сепарационной установки. В трубопроводе подвода продукции скважин над входом в патрубок сброса воды расположен экран для полного или частичного перекрытия сечения трубопровода подвода продукции скважин в зоне расположения патрубка сброса воды (Патент РФ № 2307245, опубл. 27.09.2007).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является концевой делитель фаз, описанный в способе сепарации газоводонефтяной смеси, включающий массообменную секцию и коалесцентор (Патент РФ № 2171702, опубл. 10.08.2001 – прототип).

В известных технических решениях поток газожидкостной смеси расслаивается не полностью, что приводит к потерям газа и нефти.

В предложенном способе решается задача более полного расслоения потока газожидкостной смеси.

Задача решается тем, что концевой делитель фаз включает отсек ввода, отстойный отсек, отсек отвода нефти и отсек отвода воды, между отсеком ввода и отстойным отсеком размещен перегораживающий проем, выполненный по всему сечению аппарата из уголков, образующих зигзаги на пути потока газожидкостной смеси без сквозного просвета, отстойный отсек снабжен поперечными перегородками, выполненными от днища, в днище выполнены патрубки отвода механических примесей, между отстойным отсеком и отсеком отвода нефти размещена перегородка, установленная на высоте от днища и кровли, между отсеком отвода нефти и отсеком отвода воды размещена перегородка, установленная на высоте от днища, в кровле равномерно по всей длине выполнены люки для сбора выделяющегося газа, люки соединены с трубопроводом газосбора, аппарат оснащен датчиком уровня раздела фаз «газ-жидкость», датчиком уровня раздела фаз «нефть-вода», клапаном-регулятором уровня раздела фаз «нефть-вода», клапаном-регулятором уровня раздела фаз «газ-жидкость», патрубком для отвода уловленной нефти, патрубком выхода сточной воды.

Процесс расслоения потока газожидкостной смеси перед поступлением нефтяной эмульсии на ступень сепарации сопровождается неполным разделением на газ, нефть и воду. Существующие концевые делители фаз не в полной мере обеспечивают разделение, что приводит к потерям газа и нефти. В предложенном способе решается задача увеличения глубины разделения газожидкостной смеси на газ, нефть и воду. Задача решается концевым делителем фаз, представленным на фиг.1, 2 и 3.

Концевой делитель фаз включает отсек ввода 1 газожидкостной смеси, отстойный отсек 2, отсек отвода нефти 3 и отсек отвода воды 4. Отсек ввода 1 снабжен патрубком ввода 5. Между отсеком ввода 1 и отстойным отсеком 2 размещен перегораживающий проем 6, выполненный по всему сечению аппарата из уголков 7, образующих зигзаги на пути потока газожидкостной смеси без сквозного просвета. Отстойный отсек 2 снабжен поперечными перегородками 8, выполненными от днища 9 на высоту h 1 . В днище 9 выполнены патрубки отвода механических примесей 10. Между отстойным отсеком 2 и отсеком отвода нефти 3 размещена перегородка 11 высотой h 2 , установленная на высоте Н от кровли аппарата. Отсек отвода нефти 3 образован перегородкой 11, днищем отсека 12 и задней стенкой 13. Отсек 3 снабжен патрубком 14 для отвода нефти. Отсек отвода воды 4 снабжен патрубком 15 выхода сточной воды и патрубком 16 выхода уловленной нефти. В кровле 17 аппарата равномерно по всей длине выполнены люки 18 для сбора выделяющегося газа. Люки 18 соединены с трубопроводом газа 19. В кровле 17 размещены патрубок 20 для размещения датчика уровня раздела фаз «газ-жидкость» 21 и патрубок 22 для размещения датчика уровня раздела фаз «нефть-вода» 23. В патрубке 15 выхода сточной воды размещен клапан-регулятор уровня раздела фаз «нефть-вода» 24. На трубопроводе газа 19 размещен клапан-регулятор уровня раздела фаз «газ-жидкость» 25.

Концевой делитель фаз работает следующим образом.

Смесь нефти, воды и газа по патрубку 5 поступает в отсек 1, где в результате увеличения сечения аппарата обеспечивается равномерное движение жидкости по аппарату. Перегораживающий проем 6 разделяет 1 и 2 отсеки. Перегораживающий проем 6 выполнен по всему сечению аппарата из уголков и обеспечивает движение потока жидкости по мелким зигзагообразным проемам. Движение жидкости через зигзагообразные проемы под действием центробежных сил позволяет резко осадить в отстойном отсеке 2 механические примеси.

В отстойном отсеке 2 происходит гравитационное разделение нефтяной эмульсии, осаждение механических примесей и выделение газа. Равномерное движение жидкости по сечению аппарата в отсеке 2 исключает эмульгирование свободной воды с нефтью, что приводит к увеличению глубины обезвоживания нефти и повышению качества отделившейся пластовой воды.

Поперечные перегородки 8 предназначены для удержания оседающих механических примесей. Высоту перегородок 8 h 1 подбирают исходя из максимально необходимого накопления механических примесей. Для отвода оседающих механических примесей предусмотрены патрубки отвода механических примесей 10.

Далее отделившаяся нефть перетекает через перегородку 11 в отсек 3 для отвода нефти. Высота отсека отвода нефти Н составляет 0,57% от диаметра аппарата H=0,57×D. Высота перегородки h 2 =0,43×D подбирается исходя из диапазона колебания уровня раздела фаз «нефть-вода» и с учетом погрешности датчика уровня раздела фаз «нефть-вода». Перегородка h 2 крепится посередине днища 12 отсека отвода нефти 3. В диапазоне высоты h 2 перегородки 11 клапаном-регулятором уровня раздела фаз «нефть-вода» 24 и датчиком уровня раздела фаз «нефть-вода» 23 обеспечивают поддержание необходимого уровня раздела фаз «нефть-вода».

В объеме между перегородкой 11, днищем отсека 12 и задней стенкой 13 собирается нефть, которую отводят через патрубок 14. Отделившуюся сточную воду в отсеке 4 отводят через патрубок 15. В случае попадания нефти в отсек сбора сточной воды 4 ее улавливают через патрубок для отвода уловленной нефти 16 с высоты h 3 =0,5×D.

Поддержание необходимого уровня раздела фаз контролируют через контрольно-измерительные и регулирующие приборы 21, 23, 24, 25.

Клапан-регулятор уровня раздела фаз «нефть-вода» 24 обеспечивает поддержание уровня раздела фаз «нефть-вода» в зависимости от показаний датчика уровня раздела фаз «нефть-вода» 23, при котором обеспечивается отвод нефти и сточной воды в соответствующие отсеки для сбора нефти 3 и сбора сточной воды 4. Клапан-регулятор уровня раздела фаз «газ-жидкость» 25, устанавливаемый на линии отвода газа, обеспечивает поддержание необходимого уровня раздела фаз «газ-жидкость» в зависимости от показаний датчика уровня раздела фаз «газ-жидкость» 21, которое в свою очередь обеспечивает максимальное заполнение аппарата и исключает возможность попадания газа в линию отвода нефти и жидкости в линию отвода газа.

Патрубки для отвода нефти 14 и выхода сточной воды 15 оборудованы отбойниками, которые позволяют осуществить отвод жидкости, не создавая «воронок» в зоне отбора.

Равномерно по всей длине аппарата предусмотрены люки 18 для сбора выделяющегося газа. Сбор газа в люках 18 обеспечивает возможность поддержания уровня раздела фаз «газ-жидкость», при котором возможно максимальное заполнение аппарата, что в свою очередь позволяет увеличить время пребывания жидкости в аппарате, т.е. увеличивается время отстоя и глубина обезвоживания водонефтяной эмульсии. Выделившийся газ через люки 18 отводится по трубопроводу газа 19 в систему газосбора.

Геометрические размеры предложенного концевого делителя фаз рассчитаны исходя из максимального объема поступающей продукции добывающих скважин и необходимого времени отстоя для эффективного расслоения потока нефтяной эмульсии. Эти размеры составляют:

– соотношение общей длины L к диаметру D – (36 40):1;

– соотношение длин секций 1 и 2 (L 1 к L 2 ) – 1:(5-7);

– соотношение длин секций 3 и 4 (L 3 к L 4 ) – (1,7-1,9):1.

Эффективность работы предлагаемого концевого делителя фаз достигается тем, что предлагаемое конструктивное исполнение аппарата имеет ряд особенностей, таких как:

– использование перегораживающего зигзагообразного проема без сквозного просвета по всему сечению аппарата, при прохождении жидкости через который под действием центробежных сил происходит оседание механических примесей,

– использование поперечных перегородок для сбора механических примесей,

– использование люков, расположенных по всей длине аппарата, для сбора выделяющегося газа, позволяющих обеспечить возможность максимального заполнения аппарата жидкостью и тем самым увеличить глубину обезвоживания нефти и повысить качество сточной воды.

– соотношение общей длины аппарата L к диаметру D, обеспечивающее эффективное расслоение потока нефтяной эмульсии.

Пример конкретного выполнения

Продукция скважин в виде нефтяной эмульсии с расходом 600 м 3 /час под давлением 0,2-0,4 МПа поступает в концевой делитель фаз диаметром D=1,4 м и длиной L=53,5 м. Концевой делитель фаз наклонен к горизонту под углом 0,005° в сторону ввода нефтяной эмульсии в секцию 1.

Движение жидкости осуществляется по отсеку 1 длиной L 1 =7 м, далее зигзагообразному перегораживающему проему 6. Проем выполнен из уголка 50×50×4 мм, толщина перегораживающего проема а=180 мм, ширина проемов b=30 мм.

В отстойном отсеке 2 длиной L 2 =41,8 м через каждые 15 м установлены поперечные перегородки 8 высотой h 1 =200 мм для сбора оседающих механических примесей.

После расслоения потока нефтяной эмульсии в отсеке 2 нефть через перегородку 11 высотой h 2 =600 мм перетекает в отсек сбора нефти 3 длиной L 3 =3 м высотой Н=0,8 м, отделившаяся сточная вода поступает в отсек сбора воды 4.

Для сбора выделяющегося газа по всей длине аппарата предусмотрены люки диаметром 600 мм высотой 380 мм с боковыми вырезами для газа R=160 мм.

В результате работы предложенного концевого делителя фаз удается получить выход по нефти с обводненностью до 5%, с остаточным содержанием свободного газа до 10 м 3 /тн, в то время как в концевых делителях фаз известной конструкции не удается получить выход по нефти с обводненностью менее 10% и остаточным содержанием свободного газа менее 30 м 3 /тн.

Применение предложенного концевого делителя фаз позволит решить задачу более полного расслоения потока газожидкостной смеси и повысить выход нефти и газа.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Концевой делитель фаз, включающий отсек ввода, отстойный отсек, отсек отвода нефти и отсек отвода воды; между отсеком ввода и отстойным отсеком размещен перегораживающий проем, выполненный по всему сечению аппарата из уголков, образующих зигзаги на пути потока газожидкостной смеси без сквозного просвета; отстойный отсек снабжен поперечными перегородками, выполненными от днища; в днище выполнены патрубки отвода механических примесей; между отстойным отсеком и отсеком отвода нефти размещена перегородка, установленная на высоте от днища и кровли; между отсеком отвода нефти и отсеком отвода воды размещена перегородка, установленная на высоте от днища, в кровле равномерно по всей длине выполнены люки для сбора выделяющегося газа; люки соединены с трубопроводом газосбора, аппарат оснащен датчиком уровня раздела фаз «газ-жидкость», датчиком уровня раздела фаз «нефть-вода», клапаном-регулятором уровня раздела фаз «нефть-вода», клапаном-регулятором уровня раздела фаз «газ-жидкость», патрубком для отвода уловленной нефти, патрубком выхода сточной воды.

Внедрение КДФ на месторождении Набиль

Теоретические основы применения КДФ

Развитие новых теоретических представлений об оптимальных условиях сепарации нефтяного газа и разработка технологии и аппаратов новых конструкций неизбежно связаны со следующими основными тенденциями:

  • – отходом от традиционных принципов осуществления операций по сбору нефти и сепарации газа как технологически автономных процессов;
  • – штуцированием потока на дальних подступах к сепараторам;
  • – увеличением единичной производительности сепараторов за счет совмещения различных элементов этих операций в промысловых системах сбора и значительной завершенностью процессов сепарации и расслоения потока на нефть, газ и воду перед поступлением продукции скважин в аппараты окончательной обработки на концевых участках трубопроводов расчетных параметров;
  • – разрушением пены в ТГК и раздельным отбором из них и концевых делителей фаз многопоточным отведением хорошо отсепарированных нефти, газа и воды в функциональные аппараты или их секции без значительных перепадов давления и перевод сепараторов нефть – газ на режим работы сепараторов газ – нефть;
  • – использованием элементов и конструкций, исключающих повторное взаимное диспергирование нефти, газа и воды в сепараторах;
  • – применением принципа линейности и формированием объектов сепарации такими элементами, как трехфазные концевые делители фаз (конечные участки подводящих трубопроводов расчетных параметров), блоки буферных емкостей для отбора разделенных флюидов в промышленных объемах, автономные блоки тонкой очистки выделившегося газа, блоки регулирования уровней, КИП и А;
  • – значительным увеличением на этой основе удельной производительности сепараторов, уменьшением их числа, созданием сборных пунктов высокой производительности на технологических площадках небольших размеров и резким улучшением технико-экономических показателей сбора продукции скважин и сепарации газа.

Исследования показали, что применение метода дифференцирования процессов на отдельные операции и осуществление каждой из них при оптимальных гидродинамических режимных параметрах позволяют повысить производительность сепараторов в 3 – 4 , а отстойной аппаратуры в 5 – 10 раз против сложившейся. В частности, эффективная технология сепарации предусматривает необходимость расчленения процесса сепарации на следующие стадии, осуществляемые при автономно-оптимальных режимных параметрах: возникновение газовых зародышей; коалесценция газовых пузырьков; подъем пузырьков в зону границы раздела фаз жидкость – газ; образование, разрушение пены; улавливание капель жидкости, увлекаемой газом; сначала потоком нефти и только затем с помощью специальных устройств.

Наиболее резкое увеличение производительности сепараторов достигается в тех случаях, когда первые шесть операций завершаются еще до поступления газонефтяной смеси в сепаратор. В этом случае сепаратор выполняет функции буферной емкости или устройства по очистке газа. Конструкции сепараторов должны отвечать этим требованиям, имея в виду, что указанные выше операции могут быть завершены в промысловой системе сбора и концевых делителях фаз расчетных параметров. Ввод жидкости в аппараты необходимо осуществлять при минимально возможных перепадах давления. Конструкции сепараторов, работающие в блоке с промысловой системой сбора, с предварительным отбором выделившегося в трубопроводах газа непосредственно в газовое пространство сепаратора и вводом жидкости в аппарат при минимальном давлении, широко применяются на месторождениях.

Однако проблема резкого увеличения производительности сепараторов не может быть решена, если при этом ограничиться только отбором самопроизвольно выделившегося в промысловых трубопроводах газа. Для успешного решения этой проблемы необходимо рассчитывать длину и диаметр концевых участков трубопроводов с целевым назначением таким образом, чтобы на этих участках выделялось заданное количество газа и успели произойти все перечисленные выше стадии сепарации нефти.

Расчет концевых участков трубопроводов (концевые делители фаз) и ТГК, выполняющих одновременно функции деэмульсаторов и делителей потока, осуществляется по специально разработанным номограммам. Использование концевых делителей фаз (КДФ) намного упрощает объекты первой ступени сепарации, и полностью отвечают перспективной технологии обработки продукции скважин под давлением, создаваемым погружными насосами, устанавливаемыми на ДНС. В ряде случаев применение КДФ исключает и необходимость строительства первой ступени сепарации.

Впервые в промышленных условиях при производительности объекта 5 – 8 тыс. м3/сут. по жидкости в КДФ были получены чистый газ, пригодный для транспорта потребителю без дополнительной очистки, нефть с содержанием воды 30 % и чистая пластовая вода с содержанием примесей около 60 мг/л. Процесс характеризуется высоким качеством сепарации и отсутствием окклюдированного газа в нефти уже на длине КДФ всего лишь 50 м.

Многофункциональность и эффективность работы КДФ ставят под сомнение целесообразность использования дорогостоящих установок предварительного сброса пластовых вод (УПС) традиционного типа, делителей потока, сепаратора первой ступени в традиционном исполнении и установок очистки пластовых вод, которые могут быть заменены КДФ и буферной емкостью для отбора нефти, газа и воды в промышленных объемах, контролируемых КИП и А. При работе с КДФ в блоке с сепараторами традиционного типа их производительность может быть повышена в 5 – 6 раз и существенно улучшено качество сепарации, исключается необходимость в использовании депульсаторов известных конструкций.

Для повышения эффективности процесса сепарации и уменьшения количества окклюдированного газа в нефти целесообразно также использование различного рода гидродинамических турбулизаторов, устанавливаемых на пути движения потока до его поступления в сепараторы всех ступеней, особенно второй и третьей.

При установке этих элементов внутри аппарата наибольший эффект создает распределение потока нефти в секции, заполненной элементами с развитой поверхностью типа колец Рашига. Перспективным также является ввод отсепарированной в КДФ нефти под ее слой в одной из секций аппарата для создания эффекта «кипения» и выноса к поверхности потоками жидкости мельчайших пузырьков газа.

Так как длина сепаратора в меньшей степени влияет на качество отсепарированного в нем газа, чем его сечение и площадь осаждения, целесообразно отказаться от традиционной системы ввода в сепаратор продукции скважин с одного торца и перейти на систему центрального ввода с двумя отводами отсепарированного газа от каждого из его торцов или на систему двухторцевого ввода с центральным отбором.

В конструкции сепараторов и системы их обвязки не должны включаться никакие элементы или отдельные узлы, сводящие не нет технологические эффекты, достигнутые на предыдущих участках или секциях, а связывающие их коммуникации должны выполнять технологические функции по улучшению процесса сепарации.

Рассмотрим, что же собой представляет КДФ, предлагаемый мной для внедрения на месторождении Набиль.

КДФ (Рисунок 6) включает трубопровод 1, где эмульсия расслаивается на газ, нефть и воду, расширяющуюся головку 2, в которой смонтирован лоток 4. Нефть с оставшейся в ней водой из лотка подается по трубопроводу 6 на дальнейшую подготовку. Для предотвращения образования воронки трубопровод 6 снабжен диском 5. Отделившаяся вода по трубопроводу 8, имеющему отстойный диск 7, подается на очистные сооружения. Остаточный газ поступает в газовый коллектор по газопроводу через отсекатель 3 и регулирующий клапан, работающий от датчика. Имеется также система запорной и регулирующей арматуры.

Рисунок 6 Концевой делитель фаз (КДФ)

1 – трубопровод; 2 – расширяющая головка; 3 – отсекатель; 4 – лоток; 5 – диск; 6 – трубопровод; 7 – отстойный диск; 8 – трубопровод

Добавить комментарий
Классы МПК:B01D19/00 Дегазация жидкостей
B01D17/00 Разделение жидкостей способами, не отнесенными к другим рубрикам, например путем термодиффузии
Автор(ы):Ибрагимов Наиль Габдулбариевич (RU) , Тазиев Миргазиян Закиевич (RU) , Рахманов Айрат Рафкатович (RU) , Шарипов Ильшат Анасович (RU) , Ахметзянов Рашит Исмагилович (RU) , Ибатов Ленар Мусаевич (RU) , Юсупов Тагир Анварович (RU)
Патентообладатель(и):Открытое акционерное общество “Татнефть” им. В.Д. Шашина (RU)
Приоритеты: