Применение принципа кавитации для улучшения процессов разделения фаз в групповых замерных установках

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение Высшего профессионального образования

" СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

Институт Нефти и Газа Кафедра «МОНГП»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Расчет и проектирование трубопроводов»

Применение принципа кавитации для улучшения процессов разделения фаз в групповых замерных установках.

Руководитель преподаватель Афанасов В.И.

Студент НГ 10−09 81 012 385 Лисецкий А.И.

Красноярск 2014

• 1. Введение
• 2. Групповые замерные установки
• 2.1 Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник»
• 2.2 Установки измерительные «Масса»
• 2.3 Групповые замерные установки «Дельта»
• Изготавливаются следующих модификаций:
• ГЗУ-Д40−8-60
• 2.4 Блочная автоматизированная индивидуальная установка БИУС 40−50
• 2.5 Замерная установка «Мера-ММ2»
• 3. Патентный поиск ГЗУ
• 3.1 Патент № 2 168 011. Автоматизированная система испытания скважин и способ ее эксплуатации
• 3.2 Патент № 2 219 428. Групповая замерная установка
• 3.3 Патент № 2 283 681. Установка подготовки нефти
• 3.4 Патент № 2 307 930. Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде
• 4. Патентный поиск кавитационных аппаратов 4.1 Патент № 2 372 974
• 4.1 Кавитационный мембранный аппарат
• 4.2 Патент № 2 402 375. Способ обработки жидкой среды
• 4.3 Патент № 2 455 056. Способ диспергирования жидкости и устройство для его осуществления
• 4.4 Патент № 2 483 213. Устьевой турбулизатор скважинной продукции
• 5. Техническое предложение
• 6. Расчетная часть
• 6.1 Расчет средней скорости потока
• 6.2 Расчет фланцевого соединения
• 6.3 Расчет потерь давления в напорной и сливной гидролиниях кавитатора
• 6.4 Геометрический расчет протяжённости кавитатора
• 7. Заключение

1. Введение

Кавитация — процесс парообразования и последующей конденсации пузырьков воздуха в потоке жидкости, сопровождающийся шумом и гидравлическими ударами, образование в жидкости полостей (кавитационных пузырьков или каверн), заполненных паром самой жидкости, в которой возникает.

В данной курсовой работе мы, опираясь на закон Бернулли, рассмотрим гидродинамическую кавитацию в замерных установках, которая возникает в результате местного понижения давления в жидкости при увеличении ее скорости.

Для этого, нам необходимо провести патентный поиск групповых замерных установок, патентный поиск востребованных кавитационных аппаратов, также предлагается установить проточно-кавитационный реактор на входе в сепаратор ГЗУ, что позволит интенсифицировать процесс отделения газа от нефти, а также позволит отказаться от использования сепаратора первой ступени системы подготовки нефти, т.к. процесс разделения фракций будет производиться в сепараторе ГЗУ.

2. Групповые замерные установки

Групповые замерные установки или ГЗУ предназначаются для автоматического поочередного измерения дебитов подключенных к ней скважин по общей жидкости, чистой нефти и газу. Измерения производятся по программе, задаваемой местным устройством; внеочередное измерение дебитов осуществляется изменением программы на групповой установке. ГЗУ состоит из двух самостоятельных блоков — технологического и блока автоматики и обычно обслуживает до восьми скважин. Рассмотрим отдельные установки.

2.1 Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник»

Установки предназначены для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях. Эксплуатационное назначение установок заключается в обеспечении контроля за технологическими режимами работ нефтяных скважин.

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа «сэндвич» с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя. В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев. В технологическом блоке размещены: замерный сепаратор, переключатель скважин многоходовый ПСМ, счетчик жидкости ТОР, регулятор расхода, привод гидравлический и запорная арматура. В аппаратурном блоке размещены: блок управления и индикации, блок питания.

Установки «Спутник» АМ 40−1500 и Б 40−500 дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов, что позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость.

групповая замерная установка кавитация Установки автоматизированные групповые «Спутник» при наличии счетчика газа турбинного типа «Агат» и влагомера ВСН могут дополнительно определять количество газа и содержание воды в добываемой жидкости.

Работа установок происходит следующим образом. Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне.

Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод. В установке предусмотрена возможность применения для измерения дебита скважин счетчика жидкости СКЖ 30 — 40 М², который устанавливается параллельно счетчику ТОР.

Переключение для измерения с одного счетчика на другой осуществляется вручную, перекрытием (открыванием) задвижек.

Управление переключателем скважин осуществляется блоком управления и индикации по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

Наличие обводной линии (байпаса) и механического счетчика ТОР позволяет производить замер дебита скважин в ручном режиме при неисправном переключателе ПСМ или неисправном гидроприводе ГП-1.

Во время ремонта ПСМ или сепарационной емкости возможны работы блока по обводной линии (байпасу), при этом не производится замер продукции, поступающей со скважин.

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

· Спутник АМ 40−8-400

· Спутник АМ 40−10−400

· Спутник АМ 40−14−400

· Спутник АМ 40−8-1500

· Спутник АМ 40−10−1500

· Спутник Б 40−8-500

· Спутник Б 40−10−500

· Спутник Б 40−14−500

Возможно изготовление по индивидуальному заказу на количество подключаемых скважин от 1 до 14.

2.2 Установки измерительные «Масса»

Областью применения установок являются напорные системы сбора продукции нефтяных скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Электрооборудование, размещенное в технологическом помещении установки, имеет взрывобезопасный (искробезопасный) уровень взрывозащиты.

В зависимости от количества подключаемых скважин и вида запорного органа на переключатель скважин многоходовой и на байпас, установки имеют несколько обозначений.

Установка «Масса» Б 40−500 и «Масса» 40−1500 дополнительно позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость.

Установки АГЗУ «Спутник-Масса» модернизированный вариант АГЗУ «Спутник», с установкой в жидкостной и газовой линиях сепараторной установки блока расходометрии на основе массовых кориолисовых расходомеров с основным процессом (core-processor) для непосредственного подключения к хосту, что позволяет с необходимой точностью определять массовую производительность скважин раздельно по нефти, воде и газу.

Метод измерения массовый.

Оборудование блока расходометрии обладает высокими эксплуатационными качествами: не имеет движущихся частей; не требует периодической перекалибровки и регулярного обслуживания: не чувствительно к изменениям давления и температуры; может измерять любые по составу водонефтегазовые потоки.

Применение блока расходометрии позволит точно узнать уровень добычи каждого месторождения.

Информация об уровне добычи нефти, уровне попутного газа, реальной обводненности дает возможность наиболее оптимально эксплуатировать скважины и своевременно влиять на возникающие изменения.

Блок-схема технического решения на основе R-AT-MM-200

1. Многоходовой переключатель скважины.

2. Сепарационные емкости.

3. Массовые кориолисовые расходомеры на газ и жидкость.

4. Блок вторичной электроники со встроенным микропроцессором.

5. Передача информации в систему регистрации данных.

Каждая установка состоит из технологического помещения и аппаратного блока и включает комплект запасных частей, инструмента и принадлежностей.

В технологическом помещении установлено: переключатель скважин многоходовой ПМС, привод гидравлический ГП-1М, запорная арматура (задвижки), клапан предохранительный и клапана обратные, емкость сепарационная с заслонкой, регулятором расхода.

Работа установок происходит аналогично работе АГЗУ «Спутник» .

Установки имеют электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию.

Конструктивно блок БА-1 выполнен аналогично технологическому помещению. Внутри блока БА-1 расположены приборы управления измерения.

Таблица 1 — Базовые модификации установок

2.3 Групповые замерные установки «Дельта»

Групповые замерные установки Дельта предназначены для непрерывного измерения количества жидкости (массовым методом) одновременно во всех подключенных скважинах и оперативного контроля за работой нефтяных скважин по их дебиту.

Область применения установок: системы сбора продукции скважин и автоматизированные системы управления технологическими процессами нефтедобычи.

Блок автоматики: принимает сигналы от СКЖ по 8, 10 или 14 каналам; принимает сигнал от датчика давления по каждому СКЖ или суммарную массу по группе из двух каналов.

Установки состоят из технологического блока и блока автоматики.

Блок технологический состоит из следующих составных частей: рамы с размещенным на ней модулем измерительных блоков. Трубопроводная обвязка включает в себя подводящие трубопроводы, соединяющие модуль измерительных блоков с каждой подключенной скважиной: байпасные трубопроводы, служащие для переключения потока жидкости, идущего от скважин в выкидной коллектор, минуя модуль измерительных блоков; газовый коллектор, минуя модуль измерительных блоков; дренажный коллектор, соединяющий модуль измерительных блоков и трубопроводную обвязку с канализацией.

Запорно регулирующая арматура содержит: задвижки, установленные в подводящих линиях; задвижки, установленные в байпасных линиях; задвижки, установленные в выкидном коллекторе. Обратные клапаны установлены на подводящих линиях. Преобразователь давления с дистанционным выходным сигналом и манометр размещены, соответственно, на сборном коллекторе модуля блоков измерительных. Клеммная коробка закреплена на раме технологического блока.

Изготавливаются следующих модификаций:

ГЗУ-Д40−8-60

ГЗУ-Д40−10−60

ГЗУ-Д40−14−60

2.4 Блочная автоматизированная индивидуальная установка БИУС 40−50

Установка предназначена для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях.

Каждая установка состоит из технологического помещения и блока малой автоматики.

Принципиальная схема установок.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР1−50 с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне. Во время измерения жидкость проходит через счетчик ТОР1−50 и направляется в общий трубопровод.

Управление переключателем скважин осуществляется блоком управления информацией по установленной программе или по системе телемеханики. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода ГП-1 и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.

Таблица 2 — Технические данные

2.5 Замерная установка «Мера-ММ2»

Установка предназначена для непрерывных или дискретных (циклических) измерений расходов и количеств компонентов (цикличность измерения зависит от производительности), полученных в результате сепарации продукции нефтяных скважин, а также индикации, архивирования и передачи результатов измерений и аварийных сигналов на диспетчерский пункт нефтяного промысла.

Установка обеспечивает для каждой подключенной на измерение нефтяной скважины выполнение следующих функций:

1. поочередное измерение расхода компонента рабочей среды;

2. автоматическое и ручное управление процессом измерения;

3. вычисление в соответствии с утвержденной методикой ведения измерений и отображение на дисплее станции управления: текущих показаний датчиков; пройденное время в серии измерений; значений масс и массовых расходов сырой нефти, нефти и воды в рабочих условиях и приведенных к стандартным условиям объемов и среднесуточных объемных расходов нефтяного газа; исходные данные для расчетов и измерений — параметры установки, параметры продукции нефтяных скважин;

4. обработка и выдача по запросу с диспетчерского пункта сигнальной информации: превышение рабочего давления в установке за предельные значения; предельная загазованность в технологического блока; отказ токовых датчиков; выход температуры газа и жидкости за пределы измерения; выход значения перепада давления на фильтрах за пределы; выход расхода жидкости за пределы заданного диапазона измерений; выход температуры в блоке за пределы заданного диапазона измерений; перезапуск контроллера;

5. автоматизированное управление: системой обогрева БК и БК; включением вентилятора при достижении объемной концентрации 10% от нижнего предела воспламенения (НКПВ) и включением местной световой звуковой сигнализации; отключением всех токоприемников в БТ при 50% НКПВ; отключением всех токоприемников БТ и БК с выдержкой времени для передачи аварийного сигнала на ДП при возникновении пожара.

Рисунок 1 — Принципиальная схема замерной установки «Мера-ММ2»

Установка состоит из блока технологического (БТ) блока контроля и управления (БК).

БТ предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы технологического оборудования и средств измерений установки. В БТ размещены:

— сепаратор (ЕС), служащий для отделения попутного газа от жидкости, оснащенный датчиком уровня радарным, определяющим уровень жидкости, накапливаемой в ЕС, и управляющий работой запорно-регулирующих клапанов ЗРК1 и ЗРК2;

— трубопроводная обвязка, служащая для соединения выходов ЕС по газу и жидкости с выходным коллектором, а входа ЕС — с входом жидкости в измерительную установку (ИУ);

— регулятор расхода (РР), установленный байпасно с ЗРК1, в трубопроводе, соединяющем выход ЕС по жидкости с коллектором, служит для предотвращения аварийной ситуации которая может возникнуть при одновременном закрытии ЗРК1 и ЗРК2. При одновременном закрытии обоих ЗРК и превышении перепада давления в ЕС более 5 кгс/м² происходит открытие РР и сброс жидкости и газа через жидкостную линию в коллектор;

— средства измерений (СИ), служащие для измерения расхода и массы жидкости, влагосодержания W₀, расхода и массы (объема) газа, давления и температуры;

— естественная вытяжная вентиляция из верхней зоны с однократным воздухообменом в час;

— механическая вытяжная вентиляция периодического действия с восьмикратным воздухообменом в час;

— системы отопления, освещения и сигнализации.

БК предназначен для размещения, укрытия и обеспечения нормальных условий работы устанавливаемого в нем оборудования.

В БК размещены (в зависимости от исполнения установки):

— контроллер для сбора и обработки информации с примененных в БТ СИ, для управления БТ, а также для передачи информации на верхний уровень;

— шкаф силовой для питания контроллера, систем отопления, освещения, вентиляции;

— вторичные устройства СИ, примененных в БТ;

— системы отопления, освещения и сигнализации;

— клеммные колодки.

Установка работает следующим образом.

Циклический режим работы установки с периодическим опорожнением ЕС.

Скважинная жидкость поступает по трубопроводу в завихритель ЕС. В завихрителе происходит первичное отделение попутного газа от сырой нефти. Далее частично разделенные сырая нефть и газ попадают в ЕС, где жидкость равномерно тонким слоем поступает на лотки (что обеспечивает дальнейший процесс сепарации) и самотеком поступает в выходную линию ЕС по жидкости.

Выделившийся газ, при открытом регуляторе расхода газа ЗРК1 и закрытом регуляторе расхода жидкости ЗРК2, через газовый фильтр и расходомер газа (РГ) поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней части ЕС.

По показаниям датчика уровня BL, контроллер управляет ЗРК1 и ЗРК2 и обеспечивает периодический слив накопившейся жидкости через расходомер жидкости (РЖ). Измеренная жидкость направляется в общий трубопровод.

Режим работы с поддержанием заданного уровня в ЕС.

Продукция скважин поступает в ЕС, где происходит отделение газа от жидкости. При закрытом РР и ЗРК2 и открытом ЗРК1 происходит накопление жидкости в нижней части ЕС, газ через ЗРК1 и РГ сбрасывается в коллектор.

При достижении жидкостью заданного уровня нефти по показаниям датчика уровня BL контроллер дает команду на частичное открытие ЗРК2; жидкость избыточным давлением вытесняется из сепарационной емкости через РЖ в коллектор. Газ вытесняется из ЕС через ЗРК1 и РГ в коллектор. Значение Н устанавливается оператором с помощью панели управления и зависит от величины расхода жидкости. В случае, если уровень жидкости в ЕС продолжает повышаться и достигает значения Н1>Н+А, по команде контроллера К дополнительно открывается ЗРК2. В случае, когда при полностью открытом ЗРК2 уровень жидкости продолжает расти и достигает значения Н2>Н+А, контроллер К частично закрывает ЗРК1, что оказывает дополнительное сопротивление выходу газа. В результате этого газ воздействует на уровень жидкости в ЕС, что приводит к его снижению до значения Н;

при достижении уровня жидкости значения НЗ<�Н-А контроллер дает команду на дополнительное открытие ЗРК1 что приводит к уменьшению сопротивления для выхода газа из ЕС и повышению уровня жидкости в ЕС. В случае, когда при полностью открытом ЗРК1 уровень жидкости продолжает снижаться и достигает значения Н4<�Н-Д, контроллер К частично закрывает ЗРК2, что оказывает дополнительное сопротивление выходу жидкости и ведет к повышению уровня жидкости в ЕС. Таким образом, работа контроллера обеспечивает поддержание уровня жидкости в ЕС в диапазоне значений от Н-А до Н+А и непрерывность процесса измерения.

Режим работы с измерением, через ЕС на ручном управлении;

В этом режиме контроллер выключен, продукция проходит через входной трубопровод и ЕС. Производится настройка «0» расходомеров.

Режим работы с измерением через ЕС на автоматическом управлении;

Контроллер включен, продукция проходит через входной трубопровод, ЕС, измерительные приборы и уходит в коллектор.

Режим работы по обводному трубопроводу без измерения;

В этом режиме продукция скважин через входной трубопровод направляется в байпасную линию и далее в коллектор.

Длительность процесса измерения, зависящая от конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др, задается потребителем.

В установках предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от РЖ и РГ.

Технологический блок установки показан в приложении В.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании.

На основании, по периметру рамы, крепятся трехслойные панели укрытия. Укрытие установки отличается легкостью, прочностью, устойчивостью к атмосферным воздействиям, хорошими теплоизолирующими свойствами, что обеспечивает нормальные условия для работы аппаратуры и обслуживающего персонала. Установка комплектуется обратными клапанами, устанавливаемыми при эксплуатации на входные патрубки БТ.

Технические характеристики установки соответствуют требованиям ГОСТ Р 8.615−2005 и приведены в таблице 3.

Таблица 3 — Технические характеристики АГЗУ «Мера-ММ2»

3. Патентный поиск ГЗУ

Патентный поиск — это процесс отбора соответствующих запросу документов или сведений по одному или нескольким признакам из массива патентных документов или данных, при этом осуществляется процесс поиска из множества документов и текстов только тех, которые соответствуют теме или предмету запроса.

Патентный поиск осуществляется посредством информационно-поисковой системы и выполняется вручную или с использованием соответствующих компьютерных программ, а так же с привлечением соответствующих экспертов.

Предмет поиска определяют исходя из конкретных задач патентных исследований категории объекта (устройство, способ, вещество), а так же из того, какие его элементы, параметры, свойства и другие характеристики предполагается исследовать.

При патентном поиске сравниваются выражения смыслового содержания информационного запроса и содержания документа.

Для оценки результатов поиска создаются определенные правила-критерии соответствия, устанавливающие, при какой степени формального совпадения поискового образа документа с поисковым предписанием текст следует считать отвечающим информационному запросу.

Среди основных целей патентного поиска можно выделить:

§ Проверка уникальности изобретения

§ Определение особенностей нового продукта

§ Определение других сфер применения нового продукта

§ Поиск изобретателей или компании, получивших патенты на изобретения в той же области

§ Поиск патентов на какой-либо продукт

§ Найти последние новинки в исследуемой области

§ Поиск патентов на изобретения в смежных областях

§ Определение состояния исследований в интересуемом технологическом поле

§ Выяснить, не посягает ли ваше изобретение на чужую интеллектуальную собственность

§ Получить информацию по конкретной компании или состоянию сектора рынка в целом

§ Получить информацию о частных лицах, имеющих патенты на схожие изобретения

§ Поиск потенциальных лицензиаров

§ Поиск дополнительных информационных материалов

Патентный поиск является трудоёмким, но необходимым мероприятием. Он необходим не только лицам или организациям, желающим запатентовать изобретение, но и промышленным предприятиям, желающим это изобретение использовать.

Например, использование запатентованных изобретений другими юридическими и физическими лицами приводит к огромным штрафам и возможным разорением предприятий.

3.1 Патент № 2 168 011. Автоматизированная система испытания скважин и способ ее эксплуатации

Настоящее изобретение относится к автоматизированным сепараторным системам нефтяных месторождений, предназначенным для использования в измерении объемов добычи, включая смесь из нефти, газа и воды. Более конкретно в сепараторной системе применяется расходомер Кориолиса, денсиметр и щуп обводнения для измерения объемов добычи соответствующих компонентов или фаз смеси скважинного продукта. Система испытания скважин, являющаяся предметом настоящего изобретения, имеет два режима работы. Испытательная система работает как обычная система испытания скважин, предназначенная для измерения объема соответствующих компонентов, отделенных от смеси компонентов, а именно: продукции скважины, включающей нефтяной, газовый и водный компоненты. Система испытания скважин включает в себя также специальный режим определения плотности, который позволяет обойтись без отбора вручную проб входящих в продукт текучих сред с тем, чтобы определить их плотность.

Рисунок 2 — Автоматизированная система испытания скважин

На рисунке 2 показана автоматизированная система 20 испытания скважин. Основными компонентами системы 20 являются трубопровод 22 с клапанами, применяемый для избирательного подключения отдельных скважин, испытательный сепаратор 24, сливная линия 26 измерительных приборов для определения расхода, предназначенная для использования при измерении объемных расходов компонентов продукции, поступающих из испытательного сепаратора 24, система 28 создания газовой оболочки, предназначенная для поддержания в испытательном сепараторе 24 постоянного давления, и система 30 автоматизации.

Трубопровод 22 содержит множество клапанов. Каждый клапан соединен с подводящим трубопроводом от устья скважины и трубопроводом испытательного сепаратора, например трубопроводом 36, ведущим к сборной линии 38 испытательного сепаратора. Каждый клапан соединяется также со сборной линией 40 главного производственного сепаратора, ведущей к обычному главному производственному сепаратору 42. Клапаны, подобные клапану 32, предпочтительно являются трехходовыми электропневматическими клапанами, контролирующими доступ к линии испытательного сепаратора 38 и сборной линии 40 главного производственного сепаратора. Клапаны предпочтительно сконфигурированы на прием каждой добываемой текучей среды из соответствующей отдельной скважины. Клапаны могут избирательно отклонять добываемые текучие среды к сборной линии 40 главного производственного сепаратора, где эти текучие среды соединяются с текучими средами от других клапанов для транспортировки к главному производственному сепаратору 42. Отдельный клапан может быть выбран для отвода продукта от соответствующей скважины к сборной линии 38 испытательного сепаратора с целью транспортировки на испытательный сепаратор 24.

Испытательный сепаратор 24 является обычным гравитационным сепаратором для испытания скважин, имеющим овалоидную наружную стенку 44, обладающую достаточной прочностью для того, чтобы выдержать испытательное давление скважины. Испытательный сепаратор 24 снабжен электронным индикатором 46 уровня жидкости, предназначенным для указания автоматической системе 30 уровня всей жидкости, включая воду 48, водно-нефтяную эмульсию 50 и нефть 52. Газ 54 остается в испытательном сепараторе 24 выше общего уровня жидкости. Примером индикатора 46 жидкости может служить аналоговый поплавковый указатель уровня со смотровым стеклом Fisher Model 249 B-2390. Испытательный сепаратор 24 соединяется с выпускной линией 56 топочного газа, которая предпочтительно содержит датчик 58 давления. Выпускная линия 56 топочного газа предпочтительно содержит также газовый расходомер или датчик перепада давления на диафрагме. Снабженный электронным управлением дроссельный клапан 62 регулирования расхода газа управляет потоком газа через выпускную линию 56 топочного газа. Линия 56 выпуска газа оканчивается в главном производственном сепараторе 42.

Выпускная линия 26 расходомерных приборов соединятся с местом слива 64 испытательного сепаратора 24. Выпускная линия 26 расходомерных приборов включает в себя монитор 66 обводнения, который использует результаты измерения электрических характеристик для количественного определения обводнения текучих сред, протекающих по выпускной линии 26 расходомерных приборов. Вода и нефть обладают очень различающимися диэлектрическими постоянными, что позволяет использовать результаты измерения электрических характеристик для количественного определения обводнения текучих сред. Так, монитор 66 обводнения может использовать для количественного определения обводнения текучих сред результаты измерения емкостного сопротивления, сопротивления или иных характеристик. К другим поставляемым промышленностью устройствам относится применение для определения обводнения микроволнового излучения. Выпускная линия 26 расходомерных приборов идет от монитора 66 обводнения к жидкостному расходомеру 68. Жидкостный расходомер 68 предпочтительно включает в себя расходомер Кориолиса (включая массовый расходомер, денсиметр и датчик температуры), определяющий массовый расход, плотность и температуру измерения расхода материалов, проходящих через выпускную линию 26 расходомерных приборов. Датчик 69 температуры предусмотрен для измерения температуры текучих сред в выпускной линии 26 расходомерных приборов. Окно 70 для отбора проб является управляемым вручную вентилем, предусмотренным для отбора проб текучих сред в линии 26. Линейный статичный смеситель 71 используется для того, чтобы гарантировать отбор из линии 26 через окно 70 хорошо перемешанных проб.

Дренажный клапан 72 предпочтительно является электропневматическим клапаном. Он может открываться для дренажа испытательного сепаратора 24 через выпускную линию 26 расходомерных приборов и может закрываться для того, чтобы дать возможность испытательному сепаратору 24 заполниться продуктом через трубопровод 22 с клапанами. Выпускная линия 26 расходомерных приборов оканчивается в производственном сепараторе 42.

Система 28 образования газовой оболочки содержит источник 74 сжатого газа, которым может служить газ от компрессора или топливный газ источника сжатого газа, который используется для привода производственного агрегата. Источником газа 74 может также быть главный производственный сепаратор 42. Газ 74 поступает в питающую газовую линию 76, ведущую к клапану 80 газовой оболочки. Клапан 80 предпочтительно работает для поддержания постоянного давления в испытательном сепараторе 24 путем дросселирования потока газа в питающей линии 76. Питающая линия 76 оканчивается в верхней входной точке 82 испытательного сепаратора 24.

Автоматизированная система 30 применяется для управления работой системы 20. Система 30 включает в себя компьютер, запрограммированный на сбор данных и программирование. Компьютер 84 контролирует программирование дистанционного контроллера операций 86, включающего множество драйверов и интерфейсов, позволяющих компьютеру 84 взаимодействовать с дистанционными компонентами системы 20. Контроллер 86 может также быть запрограммирован таким образом, чтобы облегчить применение команд управления компьютера 84. Управляющие выводы 88, 90, 92 и 94 клапана соединяют соответственно контроллер 86 с соответствующими клапанами 32, 80, 72 и 62 с электронным управлением для избирательного управления клапанами. Вывод 96 соединяет котроллер 86 с датчиком 58 давления. Вывод 98 соединяет контроллер 86 с газовым расходомером 60. Вывод 100 соединяет контроллер 86 с измерителем обводнения 66. Вывод 102 соединяет контроллер 86 с датчиком 104, который, в свою очередь, соединяется с уровнемером 46 текучей среды, жидкостным расходомером 68 и датчиком 69 температуры для передачи информации на контроллер 86.

Испытательная информация, полученная в ходе процесса, включает данные об обводнении, объемном расходе газа, объемном расходе нефти, объемном расходе воды, плотности нефти, плотности воды, температуре в сепараторе и давлении в сепараторе. Компьютер 84 сохраняет эти значения для передачи оператору. С другой стороны, информация может быть передана оператору по радио, соединенному с контроллером 86. Система позволяет осуществлять более частое и точное испытание скважин, которое может осуществляться вручную рабочими насосных станций, посещающими производственный объект. Применение расходомера Кориолиса в качестве расходомера 68 является особенно предпочтительным из-за присущей ему точности и надежности.

3.2 Патент № 2 219 428. Групповая замерная установка

Изобретение относится к добыче нефти, в частности к установкам для измерения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин.

Сущностью изобретения является улучшение условий эксплуатации задвижек и повышение степени ремонтопригодности установки.

Сущность изобретения достигается тем, что магистральные оси задвижек, расположенных между коллектором и переключающим устройством, продольная ось коллектора сбора нефти, вертикальная ось переключающего устройства и вертикальная ось замерного сепаратора расположены в одной вертикальной плоскости, причем задвижка коллектора расположена между коллектором и переключающим устройством также в этой плоскости. Кроме этого, применен замерный сепаратор вертикального типа, верх которого соединен с переключающим устройством посредством наклонного гребенчатого сепаратора отделения газа, а низ — через выходной патрубок с коллектором сбора нефти, установленным с зазором относительно настила, необходимым для обслуживания, например 300 мм.

В контейнере 1 на подставках 2, установленных на напольном настиле контейнера 1, закреплен коллектор сбора нефти 3, снабженный патрубками 4 с установленными задвижками 5, перпендикулярно к оси задвижек установлены обратные клапаны 6, соединенные с входными трубопроводами 7, идущими от добывающих скважин. В одной оси с задвижками 5 установлены задвижки 8, через трубопроводы 9 они соединены с переключающим устройством 10. Между устройством 10 и коллектором 3 на трубопроводе 11 установлена центральная задвижка 12. Переключающее устройство 10 соединено с верхней частью замерного сепаратора 13 посредством наклонного гребенчатого сепаратора отделения газа 14, а нижняя часть замерного сепаратора 13 имеет выходной патрубок 15, соосно соединенный с коллектором 3. Кроме этого, замерный сепаратор 13 имеет предохранительное устройство 16 для отвода газовой фракции, а переключающее устройство 10 имеет канал 17 для направления среды от замеряемой скважины в гребенчатый сепаратор 14 и канал 18 для среды от других скважин трубопроводов 7.

Установка работает следующим образом (Рис. 3).

Рисунок 3 — Групповая замерная установка

От скважин по трубопроводам 7 (при этом задвижки 5 перекрыты) добываемая среда через задвижки 8 поступает в каналы переключающего устройства 10. Добываемая среда от измеряемой скважины через гребенчатый сепаратор 14 поступает в замерный сепаратор 13, в котором среда разделяется на фракции: газ, нефть, вода, и производится замер каждой фракции. Из каналов среда через задвижку 12, трубопровод 11 и патрубки 4 поступает в коллектор 3 и далее в нефтесборник. Измеренная среда из сепаратора 13 по патрубку 15 также поступает в коллектор 3.

Вследствие того, что магистральные оси задвижек 5, 8 и 12, продольная ось коллектора 3, вертикальные оси переключающего устройства 10 и сепаратора 13 находятся в одной вертикальной плоскости, коллектор 3 установлен в контейнере 1 на подставках 2, обеспечивается свободная площадь для обслуживающего персонала и его свободный доступ ко всем маховикам управления, что позволяет визуально осматривать все соединения трубопроводов и арматуры. Этим достигается удобство обслуживания установки, а значит и улучшаются условия эксплуатации.

Благодаря тому, что над коллектором вертикально расположены задвижки управления 5, 8 и 12, переключающее устройство 10 и применен замерный сепаратор 13 вертикального типа достигается наиболее полный слив среды при ремонте установки, а размещение переключающего устройства 10 над задвижками 8 предопределяет отделение газовой фракции еще до поступления среды в наклонный гребенчатый сепаратор 14, чем также улучшаются условия эксплуатации.

А благодаря свободному доступу ко всем задвижкам 5, 8, 12 и тому, что переключающее устройство 10 расположено в вертикальной одной плоскости и посредине входных патрубков позволяет ряд трубопроводов унифицировать и выполнить их с одним или двумя коленами, что позволяет, особенно в условиях низких температур, без труда производить их замену, чем достигается более высокая степень ремонтопригодности.

3.3 Патент № 2 283 681. Установка подготовки нефти

Изобретение относится к области совместного сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Задачей данного изобретения является снижение энергетических и эксплуатационных затрат путем совместного транспортирования газа на дальнейшую подготовку и переработку с газосепараторов, деэмульсатора и блока горячей сепарации за счет давления на устье скважин.

Поставленная задача решается разработкой установки подготовки нефти, содержащей последовательно соединенные трубопроводами фильтр грубой очистки, газосепаратор первой ступени, газосепаратор второй ступени, деэмульсатор и блок горячей сепарации, которая дополнительно снабжена эжекторами первой, второй и концевой ступеней, при этом у эжектора концевой ступени сопло соединено газопроводом с патрубком выхода газа деэмульсатора, камера смешения соединена газопроводом с блоком горячей сепарации, а выход эжектора соединен газопроводом с камерой смешения эжектора второй ступени, у которого сопло соединено газопроводом с патрубком выхода газа газосепаратора второй ступени, а выход эжектора соединен газопроводом с камерой смешения эжектора первой ступени, сопло которого соединено газопроводом с патрубком выхода газа газосепаратора первой ступени, а выход эжектора соединен с магистральным газопроводом.

На рисунке 4 показана установка подготовки нефти.

Рисунок 4 — Установка подготовки нефти

Установка содержит фильтр 1 грубой очистки, газосепаратор 2 первой ступени, газосепаратор 3 второй ступени, деэмульсатор 4 и блок 5 горячей сепарации, последовательно соединенные трубопроводами 6−9, трубопровод 10 подачи газонасыщенной обводненной нефти и трубопровод 11 транспорта подготовленной нефти.

Установка подготовки нефти снабжена эжекторами 12, 13 и 14 концевой, второй и первой ступеней соответственно.

Камера смешения 15 эжектора 12 соединена газопроводом 16 с блоком 5 горячей сепарации. Сопло 17 эжектора 12 соединено газопроводом 18 с патрубком 19 выхода газа деэмульсатора 4. Выход эжектора 12 соединен газопроводом 20 с камерой смешения 21 эжектора 13, сопло 22 которого соединено газопроводом 23 с патрубком 24 выхода газа газосепаратора 3. Выход эжектора 13 соединен газопроводом 25 с камерой смешения 26 эжектора 14, у которого сопло 27 соединено газопроводом 28 с патрубком 29 выхода газа газосепаратора 2. Выход эжектора 14 соединен с магистральным газопроводом 30 транспорта газа на дальнейшую подготовку и переработку.

Газосепаратор 3 и деэмульсатор 4 снабжены штуцерами 31 и 32 выхода воды.

Установка подготовки нефти работает следующим образом.

Продукция нефтяных скважин, представляющая собой газоводонефтяную смесь, поступает по трубопроводу 10 в фильтр 1, где отделяется от крупных механических примесей. Из фильтра 1 газоводонефтяная смесь направляется по трубопроводу 6 в газосепаратор 2, в котором в результате понижения давления из жидкой фазы частично выделяется растворенный газ. Свободный и выделившийся из водонефтяной смеси растворенный газ выходит из газосепаратора 2 через патрубок 29 и по газопроводу 28 поступает в сопло 27 эжектора 14, а водонефтяная смесь уходит по трубопроводу 7 в газосепаратор 3. В результате понижения давления в газосепараторе 3 из водонефтяной смеси выделяется еще одна часть растворенного газа, которая уходит через патрубок 24 по газопроводу 23 в сопло 22 эжектора 13. В газосепараторе 3 под действием гравитационной силы происходит разделение водонефтяной смеси на воду и частично обезвоженную нефть. Вода выходит из газосепаратора 3 через штуцер 31, а частично обезвоженная нефть направляется по трубопроводу 8 в деэмульсатор 4. В деэмульсаторе 4 в результате снижения в нем давления из частично обезвоженной нефти выделяется растворенный газ, который выходит через патрубок 19 и по газопроводу 18 направляется в сопло 17 эжектора 12. В процессе нагрева частично обезвоженной нефти в деэмульсаторе 4 происходит расслоение ее на обезвоженную нефть и воду. Нагретая вода выходит из деэмульсатора 4 через штуцер 32, а нагретая обезвоженная нефть по трубопроводу 9 поступает в блок 5 горячей сепарации. В этом блоке давление снижается ниже атмосферного, в результате чего из нагретой обезвоженной нефти выделяются легкие углеводородные фракции. Из блока 5 горячей сепарации подготовленная нефть уходит в трубопровод 11, а легкие углеводородные фракции уходят по газопроводу 16 в камеру смешения 15 эжектора 12. В этой камере смешения 15 легкие углеводородные фракции смешиваются с газом, выбрасываемым из сопла 17. Из эжектора 12 газовая смесь по газопроводу 20 направляется в камеру смешения 21 эжектора 13. В камере смешения 21 поступающая из эжектора 12 газовая смесь смешивается с газом, выбрасываемым из сопла 22. Образовавшаяся в камере смешения 21 газовая смесь уходит из эжектора 13 в газопровод 25, по которому направляется в камеру смешения 26 эжектора 14. В камере смешения 26 поступающая из эжектора 13 газовая смесь смешивается с газом, выбрасываемым из сопла 27 эжектора 14. Из эжектора 14 газовая смесь, содержащая газ газосепараторов 2 и 3, деэмульсатора 4 и легкие углеводородные фракции блока 5 горячей сепарации, выбрасывается в магистральный газопровод 30.

Размещение на установке подготовки нефти дополнительно эжекторов первой, второй и концевой ступеней обеспечивает совместный транспорт газа с газосепараторов, деэмульсатора и блока горячей сепарации на дальнейшую подготовку и переработку за счет давления на устье скважин, исключая этим использование компрессоров и вакуум-насоса, что обеспечивает снижение энергетических и эксплуатационных затрат.

3.4 Патент № 2 307 930. Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде, а также для калибровки (поверки) замерных установок.

Техническим результатом установки является повышение степени разделения нефтеводогазовой смеси на различные фазы (среды) — газ, воду и нефть и, как следствие, уменьшение слоя смежных зон между этими средами в сепараторе после разделения, а также создание мобильной установки, облегчающей производство замеров на различных скважинах с различными нефтеводогазовыми смесями и при различных климатических условиях.

Указанные задача и технический результат достигаются установкой для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде, включающей сепаратор в виде цилиндрического сосуда с циклонной, отстойной и выходной секциями, разделенными между собой перегородками, размещенные в отстойной секции два уровнемера, установленный на входе в циклонную секцию циклон, измерительные линии газа и жидкости с размещенными в них датчиками давления и температуры и трубопроводной обвязкой, аппаратурный блок, снабженной двумя полуприцепами, узлом подогрева жидкости в циклонной секции, компрессором и насосным агрегатом с частотными приводами, инжектором и электросиловым оборудованием, причем сепаратор выполнен горизонтально ориентированным, перегородка между циклонной и отстойной секциями выполнена в виде набора трубочек, перегородка между отстойной и выходной секциями выполнена в виде переливной стенки, а измерительная линия жидкости выполнена в виде измерительной линии воды и измерительной линии нефти, объединяющихся на выходе в выходной трубопровод нефтегазовой смеси, на котором последовательно установлены насосный агрегат и инжектор с узлом подключения измерительной линии газа, при этом компрессор с частотным приводом установлен в измерительной линии газа, на одном из полуприцепов размещен сепаратор, измерительные линии, трубопроводная обвязка и аппаратурный блок, а на другом — выходной трубопровод, насосный агрегат, инжектор, компрессор и электросиловое оборудование.

Указанные задача и технический результат достигаются также тем, что в измерительной линии воды последовательно установлены плотномер, прибор для измерения содержания нефти в воде, автоматический и ручной пробоотборники, обвязка для подключения установки определения содержания свободного газа (УОСГ), турбинный расходомер, датчики давления и температуры и регулирующий клапан, в измерительной линии нефти последовательно установлены плотномер, прибор для измерения содержания воды в нефти, ручной и автоматический пробоотборники, обвязка для подключения УОСГ, турбинный расходомер, датчики давления и температуры и регулирующий клапан, в измерительной линии газа последовательно установлены датчик давления, прибор для измерения капель жидкости, ручной пробоотборник, массовый расходомер и регулирующий клапан.

А также тем, что узел обогрева жидкости выполнен в виде концентрично расположенных патрубков, внутренний из которых перфорирован по боковой поверхности и имеет соединение с парогенераторной установкой, а другой наружный подсоединен к дренажной системе.

А также тем, что сепаратор на входе в циклонную секцию имеет подвод для подачи химических реагентов.

А также тем, что она снабжена третьим уровнемером радарного типа, размещенным в выходной секции, а уровнемеры отстойной секции выполнены один рефлекс-радарного, а другой — буйкового типа.

Рисунок 5 — Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде

Патентуемая установка иллюстрируется на представленном рисунке 5.

Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде включает сепаратор 1 в виде цилиндрического сосуда с циклонной 2, отстойной 3 и выходной 4 секциями, разделенными между собой перегородками 5 и 6. В отстойной секции 3 размещены два уровнемера 7 и 8. На входе в циклонную секцию 2 установлен циклон 9. Установка имеет измерительные линии газа 10, нефти 11 и воды 12 с размещенными в них измерительными приборами (датчиками давления, температуры и др.), сгруппированными в аппаратурный блок (не показан), и с трубопроводной обвязкой (не показана), состоящей из запорной арматуры (клапаны, краны и т. п.). Установка снабжена двумя полуприцепами (не показаны), узлом 13 подогрева жидкости в циклонной секции 2, компрессором 14 и насосным агрегатом 15 с частотными приводами 16 и 17, инжектором 18 и электросиловым оборудованием (не показан). Сепаратор 1 выполнен горизонтально ориентированным, перегородка 5 между циклонной 2 и отстойной 3 секциями выполнена в виде набора трубочек 19, перегородка 6 между отстойной 3 и выходной 4 секциями выполнена в виде переливной стенки. Измерительная линия воды 12 и измерительная линия нефти 11 объединяются на выходе в выходной трубопровод 20 нефтегазовой смеси, на котором последовательно установлены насосный агрегат 15 и инжектор 18 с узлом подключения (не показан) измерительной линии газа 10. Компрессор 14 с частотным приводом 16 установлен в измерительной линии газа 10. На одном из полуприцепов размещены сепаратор 1, измерительные линии 10, 11 и 12, трубопроводная обвязка и аппаратурный блок, а на другом полуприцепе размещены выходной трубопровод 20, насосный агрегат 15, инжектор 18, компрессор 14 и электросиловое оборудование.

В измерительной линии нефти 12 последовательно установлены плотномер 21, прибор 22 для измерения содержания воды в нефти, автоматический 23 и ручной 24 пробоотборники, обвязка 25 для подключения УОСГ, турбинный расходомер 26, датчики давления 27 и температуры 28 и регулирующий клапан 29, в измерительной линии воды 11 последовательно установлены плотномер 30, прибор 31 для измерения содержания нефти в воде и воды в нефти, ручной 32 и автоматический 33 пробоотборники, обвязка 34 для подключения УОСГ, турбинный расходомер 35, датчики давления 36 и температуры 37 и регулирующий клапан 38, в измерительной линии газа 10 последовательно установлены датчик давления 39, прибор 40 для измерения капель жидкости, ручной пробоотборник 41, массовый расходомер 42 и регулирующий клапан 43.

Узел 13 подогрева жидкости выполнен в виде концентрично расположенных патрубков, внутренний 44 их которых перфорирован по боковой поверхности и имеет соединение с парогенераторной установкой 45, а другой наружный патрубок подсоединен к дренажной системе 46.

Установка имеет также третий уровнемер 47 радарного типа, размещенный в выходной секции 4, а уровнемеры 7 и 8 отстойной секции 3 выполнены один рефлекс-радарного, а другой — буйкового типа.

Измерительная линия газа 10 имеет выход 48 на факел.

Установка имеет сигнализаторы 49, 50, 51 и 52 предельных уровней, размещенные в выходной секции 4 сепаратора 1.

Сепаратор 1 на входе 53 в циклонную секцию 2 имеет подвод 54 для подачи химических реагентов, в частности деэмульгатор.

Сепаратор 1, трубопроводная обвязка, измерительные линии 10, 11 и 12 и аппаратный блок теплоизолированы от окружающей среды.

Циклон 9 выполнен с двумя тангенциальными входами 55 и 56.

В верхней части отстойной секции газ проходит через пеногасящую насадку 57, выполненную из 2-образных пластин.

На входе в измерительную линию газа 10 расположен струйный каплеотбойник 58 с измерителем 59 перепада давления на нем.

Установка работает следующим образом.

Перед проведением измерений необходимо с помощью винтовых домкратов выставить горизонтально площадки транспортных полуприцепов для обеспечения измерения границ раздела эмульсия — пластовая вода и газ — жидкость в сепараторе 1, а также для обеспечения условий запуска в эксплуатацию компрессора 14 и насосного агрегата 15.

После подключения сепаратора 1 к измеряемому нефтеводогазовому потоку включается компрессор 14 и в сепараторе 1 по показаниям датчика давления 39, установленного в линии 10, поддерживается давление, близкое к атмосферному. При этом осуществляется заполнение сепаратора 1 пластовой жидкостью. Происходит накопление пластовой воды и частично обезвоженной водонефтяной эмульсии до заданных уровней. После достижения заданных уровней включается насосный агрегат 15. По показаниям прибора 31 необходимо убедиться, что в линии нефти 11 содержание воды не превышает 10−15%. Если превышает, то, увеличивая расход деэмульгатора и изменяя температуру жидкости в сепараторе 1, необходимо добиться снижения содержания воды в нефти до заданного значения. При этом по показаниям рефлекс-радарного уровнемера 7 необходимо установить подачу деэмульсатора и температуру жидкости так, чтобы размеры межфазного слоя не срывали показаний рефлекс-радарного уровнемера 7, что обеспечивается при минимально возможной толщине промежуточного слоя.

Необходимо также убедиться, что в линии воды содержание нефти не превышает 0,5%.

В случае необходимости одновременно отбирают как ручные пробы, так и пробы автоматическими пробоотборниками. С помощью УОСГ осуществляется контроль наличия свободного газа в линиях нефти и воды, а также растворенного газа в линии нефти.

Время проведения измерений зависит от дебита скважины, стойкости нефтяной эмульсии и температуры нефтеводогазовой смеси и для каждого потока подбирается индивидуально с учетом предыдущего опыта и данных химической лаборатории.

При проведении измерений фиксируются показания расходомеров, датчиков температуры и давления, а также изменения межфазного уровня в отстойной секции и границы газ — жидкости в выходной секции, используя автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и согласованный с заказчиком алгоритм обработки информации.

Установка обеспечивает работу с потоками нефтеводогазовой смеси в соответствии с техническими требованиями к передвижному трехфазному сепаратору для эксплуатации на различных нефтяных месторождениях, при этом обеспечивая высокую достоверность измерений в различных климатических условиях и для различных нефтегазовых смесей.

4. Патентный поиск кавитационных аппаратов 4.1 Патент № 2 372 974

4.1 Кавитационный мембранный аппарат

Изобретение относится к области разделения суспензий промышленного назначения и может быть использовано в различных отраслях промышленности.

Рисунок 6 — Кавитационный мембранный аппарат

Кавитационный мембранный аппарат (рис. 6) содержит каркас 1, выполненный в виде последовательно расположенных конфузора 2 и двух диффузоров 3 и 4. Внутри каркаса 1, в его диффузорной части, расположен очистительный элемент 5, выполненный с возможностью совершения возвратно-поступательного движения, представляющий собой ряд последовательно расположенных кавитаторов 6 конусообразной или куполообразной формы, увеличивающихся по мере увеличения диаметра диффузора 4 и соединенных между собой пружинами 7, закрепленный на штоке 8, выполненном с возможностью осевого перемещения посредством винтовой передачи 9, причем большее основание кавитаторов 6 направлено в сторону выхода из мембранного аппарата.

Количество кавитаторов 6 зависит от физико-химических свойств исходных растворов.

Закрепление очистительного элемента 5 на штоке 8 с возможностью перемещения в ту или иную сторону вызвано необходимостью регулировки режима работы устройства в зависимости от исходных свойств продукта (в основном от структурных и реологических его характеристик) в начальный период. А жесткость пружин 7 обеспечивает необходимые расстояния между кавитаторами 6 в зависимости от давления жидкости и вязкостных свойств продукта, изменяющихся по длине мембраны.

Для подачи исходного раствора служит патрубок 10 с фланцем 11, а для вывода концентрата используется патрубок 12 с фланцем 13.

Предложенный кавитационный мембранный аппарат работает следующим образом.

Перед началом работы кавитационного мембранного аппарата с помощью осевого перемещения штока 8 устанавливается в зависимости от исходных свойств продукта положение очистительного элемента 5 в виде блока кавитаторов 6.

Исходный раствор, предназначенный для обработки, через патрубок 10 подается в кавитационный мембранный аппарат и поступает в конфузор 2, в котором происходит увеличение скорости его движения, а затем поступает в два последовательно расположенных диффузора 3 и 4, в которых обеспечивается сглаживание пульсационных давлений и создаются условия для более плавного его течения и обтекания вокруг кавитаторов 6. По мере обтекания раствора вокруг каждого кавитатора 6 происходит турбулизация пограничного слоя у поверхности металлокерамической полупроницаемой мембраны и срыв его в середину потока с возникновением в разделяемом растворе кавитации путем образования и схлопывания пузырьков, обеспечивающих дополнительные импульсные воздействия на примембранный слой продукта и способствующих снижению уровня концентрационной поляризации.

Причем с изменением вязкости продукта происходит изменение скорости потока и, соответственно, расстояния между кавитаторами 6, которое автоматически регулируется жесткостью соединяющих их пружин 7.

По мере движения раствора в аппарате происходит его разделение, часть которого проходит через мембрану и выводится наружу в виде фильтрата. Вывод концентрата осуществляется через патрубок 12.

Предложенный кавитационный мембранный аппарат позволяет:

— повысить эффективность разделения жидкости;

— увеличить силу воздействия на примембранный высококонцентрированный слой продукта;

— увеличить степень турбулизации потока при повышении концентрации сухих веществ в растворе и увеличении его вязкости;

— расширить диапазон использования аппарата с целью его использования для процессов эмульгирования, диспергирования и гомогенизации.

4.2 Патент № 2 402 375. Способ обработки жидкой среды

Изобретение относится способу обработки жидкой среды и разделению ее на составные компоненты и может быть использовано в нефтеперерабатывающей, химической, медицинской и в других отраслях промышленности.

Целью изобретения является повышение качества процесса разделения жидкой среды на составные компоненты, снижение энергозатрат и упрощение технологического процесса в целом.

На рисунке 7 изображено устройство, в частном случае реализующее предложенный способ для обработки смеси жидких углеводородов (нефти и нефтепродуктов) при выводе из них разделенных тяжелых и легких фракций.

Рисунок 7 — Устройство для обработки жидкости

Устройство содержит сопло 1 с горловиной 2, конфузорной входной 3 и диффузорной выходной 4 камерами.

С конфузорной камерой 3 сопряжен вихревой цилиндр 5 со сквозными тангенциальными каналами 6. В общем случае перед соплом 1 может быть размещен подвижный регулятор соотношения угловой и поступательной скоростей жидкости, однако при обработке какой-либо конкретной жидкости с уже заведомо определенными физико-химическими свойствами более технологично обеспечивать требуемое соотношение скоростей выполнением профиля как самого сопла 1, так и вихревого цилиндра 5 с заданными геометрическими параметрами, а также их пространственной ориентацией друг относительно друга именно под обработку этой жидкости.

По оси упомянутого цилиндра 5 с возможностью осевого перемещения закреплен кавитационный генератор 7, профилированная головная часть 8 которого введена в сопло 1.

В диффузорную выходную камеру 4 встроены осесимметричные внутренняя и наружная обечайки 9 и 10, соответственно, с образованием между ними кольцевого канала 11. Ширина кольцевого канала, а также месторасположение торцов обечаек 9 и 10 как друг относительно друга, так и относительно горловины 2 определяется устанавливаемыми геометрическими параметрами рабочего диапазона градиента давления для конкретной обрабатываемой жидкости. Торец внутренней обечайки 9 может быть выполнен профилированным. Отвод образуемых компонентов с внешней стороны кольцевого канала 11 осуществляется через перфорацию 12 наружной обечайки 10 и патрубок 13. Отвод образуемых компонентов с внутренней стороны кольцевого канала 11 осуществляется через перфорацию 14 внутренней обечайки 9 и патрубок 15. Вывод обрабатываемой жидкости из кольцевого канала 11 осуществляется по патрубку 16. В итоге образуются автономные технологические потоки компонентов 17, 18 и 19. Технологический поток 19 из кольцевого канала 11 может быть добавлен к обрабатываемой жидкости и подан на вход в сопло 1 для повторного разделения. В процессе обработки жидкости регулированием скорости подачи самой жидкости и месторасположения кавитационного генератора 7 значение радиального градиента давления в сопле 1 поддерживают постоянным.

Предложенный способ обработки жидкости реализуется следующим образом.

Предварительно перед обработкой жидкости, например смеси жидких углеводородов, в зависимости от их исходного состава и наличия в них тех или иных выводимых компонентов, выбираются сопло 1, вихревой цилиндр 5 и кавитационный генератор 7 с требуемыми профилями и устанавливаются с заданным взаимным расположением, оптимальным именно при обработке конкретной исходной смеси жидких углеводородов. Жидкость подается на вход сопла 1, и при его прохождении через сопло поток закручивается, приобретая форму спирали. Кавитационный генератор 7 обеспечивает непрерывное зарождение одиночных зон кавитации на его срезе, которые выстраиваются по ходу движения обрабатываемого потока в виде осевой цепочки.

В процессе обработки жидкая гомогенная смесь при прохождении через зону кавитации «гетерогенизируется» как за счет воздействия на нее ударных волн, образующихся при схлопывании кавитационных пузырьков, так и за счет процесса формирования пузырька, при котором объем кавитационного пузырька заполняется парами легколетучих компонентов, а по его поверхности концентрируются менее летучие, и возникшая неоднородность сохраняется после его схлопывания. Кроме того, происходит частичный «микрокрекинг» — разрыв химических связей с образованием высокоактивных радикалов и углеводородов с меньшей молекулярной массой. В потоке обрабатываемой жидкости происходит определенное разделение среды на составные жидкие фазы, и образуется композиция не связанных друг с другом компонентов.

Вращающийся поток создает в поперечном сечении сопла 1 соответствующее поле центробежных сил, что приводит к возникновению градиента давления от оси потока к его периферии и к перераспределению в потоке разделенных компонентов, более легких к центру потока, а более тяжелых к его периферии. В результате композиция компонентов в потоке расслаивается в радиальном направлении в соответствии со своим удельным весом, и каждому радиальному значению давления соответствует тот или иной набор компонентов с соответствующими удельными весами из состава обрабатываемой жидкости.

При постоянном отводе каких-либо компонентов с внешней и внутренней поверхностей кольцевого канала 11 подпитка этих поверхностей соответствующими компонентами будет осуществляться по длине кольцевого канала из кольцевого композиционного потока, вращающегося в пределах рабочего диапазона градиента давлений, характеризующего поле центробежных сил в кольцевом канале 11 между рабочими уровнями давлений.

Выбором конструктивных особенностей сопла 1, цилиндра 5 и генератора 7, а также заданием соответствующих радиальной и поступательной скоростей обрабатываемой жидкости обеспечивают определенный объем зон кавитации и их интенсивность и, соответственно, степень воздействия кавитации на состояние жидкости, а также вполне определенное конструктивное радиальное значение рабочих уровней давления и их месторасположение по оси сопла 1 относительно горловины 2, а отсюда и геометрические параметры рабочего диапазона градиента давления в целом.

Размещение перфорированных обечаек 9 и 10, каждой из них на радиальном значении рабочего уровня давления, т. е. на границах рабочего градиента давления, на заданном расстоянии от горловины сопла 1 обеспечивает отвод соответствующих компонент от рабочих уровней через перфорацию 12 и 14. Через соответствующие патрубки 13 и 15 с образованием автономных технологических потоков 17 и 18 выделенные компоненты выводятся по своему назначению. В процессе отвода технологических потоков осуществляется регулировка их расхода и тем самым достигается постоянство значений рабочих уровней давления и оптимизируется сам процесс разделения жидкости на легкие и тяжелые компоненты.

В результате из обрабатываемого потока смеси жидких углеводородов по технологическим потокам выводятся легкие и тяжелые газойли и осуществляется очистка нефтепродуктов от тяжелых фракций.

Выводимый из кольцевого канала 11 технологический поток 19 через патрубок 16 может быть отведен по своему назначению или же добавлен к обрабатываемому потоку жидкости на вход сопла 1 для повторной обработки и более глубокого разделения жидкости на компоненты.

Таким образом, предложенное техническое решение повышает качество процесса разделения жидкой среды на составные компоненты, снижает энергозатраты на проведение процесса разделения и упрощает технологический процесс в целом.

4.3 Патент № 2 455 056. Способ диспергирования жидкости и устройство для его осуществления

Предлагаемое изобретение относится к технике смешивания потоков жидкофазных сред и может быть использовано, например, в энергетике при разработке и изготовлении диспергаторов (кавитаторов, эмульгаторов).

Конструкция данного устройства изготавливается под конкретные параметры потока и не позволяет изменять минимальное сечение потока и соотношение тангенциальной и осевой составляющей скорости потока в устройстве, поэтому при изменении параметров потока необходимо заменять все устройство или его отдельные части.

Задачей изобретений является снижение энергоемкости процесса и повышение эффективности перемешивания жидкостей, образующих смесь, а также достижение возможности регулирования параметров потоков жидкости без изменения конструкции устройства или его частей.

Предлагаемое изобретение иллюстрируется на рисунке 8.

Рисунок 8 — Устройство для осуществления способа диспергирования

Устройство для реализации способа содержит корпус 1 с внутренней поверхностью в виде тела вращения. Внутри корпуса 1 установлены пакеты тонких пластин 2 и 3, стянутые между собой фигурными шайбами 4 и 5 с помощью центрального обтекателя 6 и болта 7. Непосредственно к корпусу 1 пакеты пластин крепятся с помощью резьбовой втулки 8. Корпус 1 диспергатора имеет фланцы 9 и 10, с помощью которых он устанавливается в разрыв трубопровода и крепится к фланцам подводящей трубы 11 и отводящей трубы 12.

Устройство работает следующим образом.

Подвергаемую диспергированию смесь жидкостей через подводящую трубу 11 под давлением подают внутрь корпуса 1, где жидкости при движении внутри корпуса плавно ускоряются из-за сужения потока с помощью центрального обтекателя 6 и фигурной шайбы 4. Далее поток разделяется на два концентрических потока. Наружный концентрический поток дополнительно ускоряется и получает вращение относительно оси устройства при прохождении жидкостей по струеформирующим каналам, образованным пакетом тонких пластин 2, а внутренний концентрический поток также дополнительно ускоряется и получает вращение относительно оси устройства при прохождении жидкостей по струеформирующим каналам, образованным пакетом тонких пластин 3, при этом наружный и внутренний концентрический поток получают противоположное направление закрутки. После прохождения струеформирующих каналов происходит слияние наружного и внутреннего концентрического потока, а так как эти потоки закручены в разные стороны, то на их границе образуется зона больших касательных напряжений, в центрах вихрей появляются каверны и образуется зона вихревой кавитации. Вихреобразование и кавитация возникает также на острых краях кромок пластин.

Предложенная конструкция устройства для диспергирования жидкостей позволяет без изменения конструкции изменять конфигурацию струеформирующих каналов и, соответственно, основные параметры устройства, а именно минимальное сечение потока и соотношение тангенциальной и осевой составляющей скорости потока в устройстве. Это позволяет перенастраивать диспергатор на оптимальный режим работы при изменении параметров потока жидкости и уменьшить энергозатраты на диспергирование.

4.4 Патент № 2 483 213. Устьевой турбулизатор скважинной продукции

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для перемешивания газожидкостной продукции в трубопроводе. Техническим результатом является повышение объективности в оценке добывающих возможностей скважин и состава транспортируемой по трубам промысловой жидкости. Устройство устанавливается внутри горизонтальной части выкидной линии добывающей скважины на фиксированном расстоянии перед точкой отбора периодических проб жидкости.

Устьевой турбулизатор скважинной продукции является внутритрубным смешивающим устройством, служит для приведения газожидкостного потока в однородное состояние. Устройство может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для комплектации выкидных линий добывающих скважин.

Технической задачей заявляемого изобретения является создание внутритрубного смешивающего устройства, удобного для монтажа внутри выкидной линии скважины перед штатным пробоотборником и обеспечивающего в зоне отбора проб гомогенность скважинной продукции. Согласно ГОСТа 2517−85 устройство должно постоянно находиться в трубопроводе, быть устойчивым к агрессивным составляющим скважинной продукции и не снижать пропускную способность трубопровода за счет создания местного сопротивления.

Задача решается тем, что в устьевом турбулизаторе скважинной продукции, содержащем вертикальные пластины для частичного перекрытия сечения горизонтального трубопровода, турбулизатор полностью выполнен монолитным, содержит три пары функционально сдвоенных пластин в форме сегментов и пластину в форме круга с отверстиями, все пластины имеют диаметр, соответствующий внутреннему диаметру трубопровода, каждая пара пластин в форме сегментов относительно друг друга повернута по оси трубопровода на 120 градусов, а сегменты в каждой паре размещены так, что скважинная продукция меняет свое направление на 180 градусов, пластина в форме круга находится в крайнем положении турбулизатора и имеет по периферии несколько равномерно расположенных отверстий, причем площадь отверстий равна площади проходного сечения между пластиной в форме сегмента и поверхностью трубопровода. Оси отверстий в пластине в форме круга сфокусированы на оси трубопровода в точке, где находится вход в устьевой пробоотборник скважины.

Общий вид турбулизатора в представлен на рисунке 9.

Рисунок 9 — Устьевой турбулизатор

Устьевой турбулизатор скважинной продукции является монолитным изделием, изготавливается из стального или иного устойчивого к износу материала цилиндрической формы с помощью токарных и фрезерных обработок. На единой горизонтальной оси 1 расположены шесть вертикальных пластин 2 в форме сегментов и одна вертикальная пластина 3 (последняя в ряду) в форме круга с отверстиями 4, равномерно расположенными по периферии. Пластины в форме сегментов образуют три пары пластин с функцией поворота скважинной продукции на 180° от направления начально-горизонтального движения. Такой поворот скважинного потока в трубопроводе происходит 3 раза, а между такими поворотами дважды поток поворачивается еще на 120°. Процесс смешения слоев газожидкостной смеси (ГЖС) должен протекать одинаково успешно при любом положении сегментов относительно горизонта. При установке турбулизатора в трубопровод проход в первый сегмент может оказаться в любой точке трубопровода: внизу, наверху или в промежуточном — боковом положении. Несмотря на это слои с различным содержанием газа, нефти и воды должны смешиваться до однородного состава благодаря вертикальному перемещению в пределах турбулизатора. С тем чтобы при любом положении турбулизатора в трубопроводе имелось вертикальное перемещение скважинного потока, согласно изобретению три пары сдвоенных пластин в форме сегментов размещены на оси турбулизатора равномерно по сечению трубопровода, т. е. через 120°. Благодаря этому в трубопроводе турбулизатор может находиться в любом положении под действием силы тяжести и без определенной фиксации.

Благодаря применению турбулизаторов на скважинах и промысловых трубопроводах повысится объективность в оценке добывающих возможностей скважин и состава транспортируемой по трубам промысловой жидкости.

5. Техническое предложение

Техническим предложением является:

С целью расширения функциональных возможностей АГЗУ «Мера» предлагается установить на входе в сепаратор АГЗУ проточно-кавитационный реактор. Это позволит производить разделение газо — жидкостной смеси на этапе измерения и, таким образом, совместить функции замера сепаратора АГЗУ и функции разделения газо — жидкостной смеси сепаратора первой ступени системы подготовки нефти. Использование проточно-кавитационных реакторов для процесса сепарации является довольно перспективным, но, вместе с тем, мало изученным. Таким образом, в случае успеха полевых испытаний, возможен отказ от сепаратора первой ступени системы подготовки нефти.

А так же модернизировать уплотнительный узел на штоке, включив туда пакет, состоящий из шести сальниковых колец из терморасширенного графита (ТРГ) исполнения Н с рабочим давлением до 6,4 МПа и плотностью не менее 1,3 .

6. Расчетная часть

6.1 Расчет средней скорости потока

Рассчитаем скорость жидкости в патрубках системы АГЗУ «Мера»

(1)

где V — скорость жидкости, м/с;

Q — производительность, х³/с;

d — внутренний диаметр, м.

Так как производительность скважин нам не известна, возьмем ее из справочных данных одного из самых крупных месторождений Красноярского края — Ванкорского месторождения.

Среднедебитная скважина Ванкорского месторождения имеет производительность 380 куб. метров в сутки.

Диаметр условного прохода трубопровода составляет 150 мм.

Таким образом:

6.2 Расчет фланцевого соединения

Рассчитаем шпильки во фланцевом соединении корпуса кавитатора на прочность.

Определим площадь фланца.

(2)

где S — площадь фланца, м²;

D — внутренний диаметр, м.

.

Определим силу, действующую на площадь фланца.

(3)

где F — сила, действующая на площадь фланца, Н/м²;

P — рабочее давление, Па;

S — площадь фланца, Н/м²;

Рассчитаем силу, действующую на каждую шпильку крепления во фланце.

(4)

где — сила, действующая на каждую шпильку крепления во фланце, Н/м²;

F — сила, действующая на площадь фланца, Н/м²;

z — количество шпилек;

k — коэффициент неравномерности.

.

Материал шпильки 40Х, = 6500 Н/см ²

Запас прочности по нормальным напряжениям

(5)

где — запас прочности по нормальным напряжениям;

— предел текучести, Н/м²;

— нормальные напряжения в теле шпильки, Н/м².

.

6.3 Расчет потерь давления в напорной и сливной гидролиниях кавитатора

Путевые и местные потери давления определяем по формулам. Путевые потери находим следующим образом:

P_п = P_{п. н.} + P_{п. с.,} (6)

P_п = _н · · l_нd_н • V_н²/2 + _с • • l_с/d_с • V_c²/2, Па, (7)

где _{н с} — коэффициенты трения жидкости в напорной и сливной гидролиниях;

— плотность жидкости (гудронной нефтяной фракции), Н•с²/м⁴;

l_н и l_с — длины напорной и сливной гидролиний, м;

d_н и d_с — диаметры напорной и сливной гидролиний, м;

V_н и V_c — скорости потока жидкости в напорном и сливном трубопроводах, м/с.

Составим таблицу, в которую заносим все переменные параметры, определенные из графиков или расчетным путем.

Число Рейнольдса для ламинарного потока рабочей жидкости определим по формуле:

Re_н = V_н• d_н /, (8)

Число Рейнольдса для турбулентного потока рабочей жидкости определим по формуле:

= 0,316? Re^{-0,25 (}9)

Затем вычислим коэффициенты трения жидкости для напорного и сливного трубопроводов. Результаты занесем в таблицу 4.

Таблица 4 — Зависимость потерь давления в гидросистеме от температуры

Местные потери давления находим с помощью следующих формул:

P_м = P_{м. н.} + P_{м. с.,} (10)

P_м = _н •b_н ••v_н²/2 + _с•b_с••v_с²/2, (11)

где _н и _с — коэффициенты местных сопротивлений в напорном и сливном трубопроводах;

b_н и b_с — поправочные коэффициенты, учитывающие влияние вязкости жидкости на местные потери давления в напорном и сливном трубопроводах;

v_н и v_с — скорости потока жидкости в напорном и сливном трубопроводах, м/с;

— плотность жидкости.

6.4 Геометрический расчет протяжённости кавитатора

При экспериментальных исследованиях проточных кавитаторов предлагаемой нами конструкции была получена эмпирическая зависимость вида.

(12)

S_к — площадь миделя каверны 0,001 м²

S_т — площадь кавитатора 0,785 м²

ч — число кавитации потока 0,57

L_к — общая длина кавитатора (м)

d_т — диаметр входного трубопровода в кавитатор.

(13)

Следовательно рекомендуемая длина кавитатора определится из зависимости:

=0,392 м.

7. Заключение

В результате модернизации замерной установки «Мера — ММ2» было достигнуто:

улучшение выделения газа из нефти, в результате постановки в трубопроводную систему «проточно — кавитационного реактора», перед поступлением газо-жидкостной смеси в сепаратор замерной установки;

в результате установки проточно — кавитационнго реактора происходит интенсификация процесса разделения фракций, что в свою очередь позволяет нам отказаться от установки сепаратора в первой ступени в системе подготовки нефти, что приводит к экономическому эффекту.