RU2406917C2 - Method of acquisition and transportation of production of oil wells with high gas factor and system for its implementation - Google Patents
Method of acquisition and transportation of production of oil wells with high gas factor and system for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2406917C2 RU2406917C2 RU2009105939/06A RU2009105939A RU2406917C2 RU 2406917 C2 RU2406917 C2 RU 2406917C2 RU 2009105939/06 A RU2009105939/06 A RU 2009105939/06A RU 2009105939 A RU2009105939 A RU 2009105939A RU 2406917 C2 RU2406917 C2 RU 2406917C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- power unit
- jet
- nozzle
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к внутри промысловому сбору и транспорту водогазонефтяной продукции скважин с высоким газовым фактором на установки предварительного сброса воды и подготовки нефти.The invention relates to the oil industry, in particular to intra-field collection and transportation of gas and oil products of wells with a high gas factor in the installation of preliminary water discharge and oil treatment.
Известен способ транспортирования водогазонефтяной смеси многофазными винтовыми насосами, согласно которому производят подачу смеси с пункта сбора по трубопроводу через блок очистки от мехпримесей на прием двухвинтового насоса, последующее разделение с помощью аппарата-разделителя смеси на жидкую и газовую фазы, отвод газовой фазы и части жидкой фазы в транспортную магистраль, а другую часть жидкой фазы в объеме, определяемом математической зависимостью, возвращают с помощью байпасного трубопровода с регулировочной задвижкой на прием насоса, поддерживая общее газосодержание на приеме ниже предела срывания (патент РФ №2020371, кл. F17D 1/00, от 1992 г.).A known method of transporting a water-gas-oil mixture by multiphase screw pumps, according to which the mixture is supplied from the collection point through a pipeline through a mechanical impurities purification unit to a twin-screw pump, followed by separation of the mixture into a liquid and gas phase using a separator apparatus, removal of the gas phase and part of the liquid phase to the transport line, and the other part of the liquid phase in the volume determined by the mathematical dependence, is returned using a bypass pipe with an adjustment valve at we pump, maintaining the total gas content at the reception below the tearing limit (RF patent No. 2020371, CL F17D 1/00, from 1992).
Недостатком этого известного способа является применение винта как рабочего органа двухвинтового насоса, чувствительного к наличию механических примесей и газосодержанию смеси лишь до 60-90%, а также ограниченное время работы с газовыми пробками, необходимость применения системы зажижения (необходимость подачи смазывающей жидкости на винты насоса) при работе с газовой пробкой. Указанные недостатки приводят к тому, что известный способ является недостаточно надежным в работе в условиях высокого газового фактора до 100% водогазонефтяной смеси и малоэффективным при наличии большого числа газовых пробок.The disadvantage of this known method is the use of a screw as a working body of a twin-screw pump, sensitive to the presence of mechanical impurities and the gas content of the mixture only up to 60-90%, as well as the limited time of work with gas plugs, the need to use a liquefaction system (the need to supply lubricating fluid to the pump screws) when working with gas plug. These disadvantages lead to the fact that the known method is not reliable in operation under conditions of high gas factor up to 100% of the gas-oil mixture and ineffective in the presence of a large number of gas plugs.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по совокупности признаков является способ сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин (патент РФ №2236639, кл. F17D 1/00, от 2003 г.), включающий забор продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок под устьевым давлением, пропускание ее через струйную технику - эжектор, снабженный соплом, приемной камерой, камерой смешения и диффузором, последующую подачу ее на сепарационный узел-трубный делитель фаз, где производят разделение указанной продукции на газосодержащую продукцию сепарации - газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть, выполняющую роль рабочей среды, которую подают на прием силового блока и с его выхода - в сопло эжектора, который обеспечивает всасывание, смешение и сжатие смеси до давления сепарации и транспортировки продукции, при этом в качестве силового блока используют силовой блок, выполненный в виде электроцентробежного насоса, размещенного в обсаженном обсадной трубой с заглушкой на нижнем конце зумпфе и закрепленного на насосно-компрессорной трубе (НКТ), полость которой гидравлически соединена через линейный отвод устьевого оборудования зумпфа с соплом эжектора, а межтрубное пространство зумпфа соединено посредством байпасной линии (трубопровода) с отводом водонефтяной продукции сепарации.The closest to the claimed technical solution in terms of features is a method for collecting and transporting oil well products (RF patent No. 2236639, class F17D 1/00, 2003), including sampling oil products from group metering units under wellhead pressure, transmission it through an inkjet technique - an ejector equipped with a nozzle, a receiving chamber, a mixing chamber and a diffuser, its subsequent supply to the separation unit-tube phase divider, where the specified products are separated into gas-containing products separation - gas-oil-water phase, directed to the pressure pipeline, and the water-oil part, which plays the role of the working medium, which is fed to the power unit and from its outlet to the ejector nozzle, which ensures the suction, mixing and compression of the mixture to the pressure of separation and transportation of products, this, as the power unit, use the power unit, made in the form of an electric centrifugal pump, placed in a cased casing with a plug at the lower end of the sump and mounted on the tubing ( RT), wherein the cavity is hydraulically connected via a discharge line wellhead sump with an ejector nozzle, and the annular space is connected to the sump by a bypass line (conduit) with a tap-water separation products.
К недостаткам известного способа можно отнести недостаточную производительность и эффективность работы в условиях очень высокого газового фактора и при наличии большого количества газовых пробок, что может привести к нестабильности всего технологического цикла.The disadvantages of this method include insufficient productivity and operating efficiency under conditions of a very high gas factor and in the presence of a large number of gas plugs, which can lead to instability of the entire technological cycle.
Из этого же патента известна система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, включающая линию забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок, струйную технику - эжектор, содержащий сопло, приемную камеру, камеру смешения и диффузор, сепарационный узел-трубный делитель фаз, вход которого соединен с диффузором эжектора и который содержит отвод газосодержащей продукции сепарации, связанный с напорным трубопроводом, и отвод водонефтяной части сепарации, выполняющей роль рабочей среды, связанный посредством байпасной линии (трубопроводом) с силовым блоком, выход которого соединен с соплом эжектора, при этом в качестве силового блока система содержит силовой блок, выполненный в виде электроцентробежного насоса, размещенного в обсаженной обсадной трубой с заглушкой на нижнем конце зумпфе и закрепленного на насосно-компрессорной трубе, полость которой гидравлически соединена через линейный отвод устьевого оборудования зумпфа с соплом эжектора, а межтрубное пространство зумпфа соединено посредством байпасной линии (трубопровода) с отводом водонефтяной продукции сепарации.From the same patent, a well-known system for collecting and transporting oil products is known, including a line for collecting oil products from group metering units, inkjet technology - an ejector containing a nozzle, a receiving chamber, a mixing chamber and a diffuser, a separation unit-tube phase divider, the input of which is connected with an ejector diffuser and which contains a discharge of gas-containing separation products associated with a pressure pipe, and a discharge of the oil-water separation part, which acts as a working medium, connected by a bypass line (pipeline) with a power unit, the output of which is connected to the ejector nozzle, while the system contains a power unit as a power unit, made in the form of an electric centrifugal pump placed in a cased casing with a plug on the lower end of the sump and mounted on the pump compressor a pipe, the cavity of which is hydraulically connected through a linear outlet of the wellhead equipment of the sump with an ejector nozzle, and the annulus of the sump is connected by a bypass line (pipeline) to the outlet odoneftyanoy separation products.
Указанная известная система обеспечивает подачу продукции скважин через автоматизированные групповые замерные установки на прием эжектора, далее на трубный делитель фаз, где происходит разделение смеси на водонефтяную и газонефтеводяную части. Газонефтеводяная часть отводится в систему транспорта на установку предварительной подготовки нефти (УППН), а водонефтяная - на прием электроцентробежного насоса (ЭЦН), закрепленного на насосно-компрессорной трубе и установленного в зумфе (колодце). Рабочая среда под давлением, развиваемым насосом, поступает на сопло эжектора, который обеспечивает всасывание, смешение и сжатие смеси до давления сепарации и транспортировки продукции.The specified known system provides the supply of well products through automated group metering stations to receive an ejector, then to a pipe phase divider, where the mixture is separated into water-oil and gas-oil parts. The gas-oil-water part is diverted to the transport system for the preliminary oil treatment unit (UPPN), and the water-oil part - for the reception of an electric centrifugal pump (ESP), mounted on the tubing and installed in the sump (well). The working medium under pressure developed by the pump enters the nozzle of the ejector, which ensures the absorption, mixing and compression of the mixture to the pressure of separation and transportation of products.
К недостаткам известной системы можно отнести ограниченную производительность погружных ЭЦН, недостаточную дегазацию продукции нефтяных скважин в трубном делителе фаз (остается значительное наличие газовых пробок в рабочей среде, особенно при высоком газосодержании - 100% продукции нефтяных скважин), снижающие технические характеристики ЭЦН и приводящие к неравномерной (нестабильной) работе эжектора по всасываемой смеси в режиме жидкость-жидкость, жидкость-газ.The disadvantages of the known system include the limited productivity of submersible ESPs, insufficient degassing of oil production in the tube phase divider (there remains a significant presence of gas plugs in the working medium, especially at high gas content - 100% of the production of oil wells), which reduce the technical characteristics of ESPs and lead to uneven (unstable) operation of the ejector for the suction mixture in the liquid-liquid, liquid-gas mode.
Задачей предлагаемого комплексного изобретения является расширение возможностей и повышение надежности и производительности при использовании струйных аппаратов для транспортировки продукции скважин с высоким газовым фактором и при наличии неравномерного чередующегося потока продукции нефтяных скважин пачками жидкость-газ в течение длительного времени.The objective of the proposed complex invention is to expand the capabilities and increase reliability and productivity when using inkjet devices for transporting well products with a high gas factor and in the presence of an uneven alternating flow of oil well products in liquid-gas packs for a long time.
Единый технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в расширении возможностей и повышении надежности сбора и транспортировки продукции скважин с высоким газосодержанием от 100 до 1000 и более м3 на тонну продукции и при наличии неравномерного чередующегося потока продукции нефтяных скважин пачками жидкость-газ, при одновременном придании возможности стабильной и безостановочной работы в течение длительного периода времени при обеспечении транспортирования указанной продукции, преимущественно, в количестве сотен и тысяч кубометров в час в условиях газовых пробок.The single technical result achieved by the present invention is to expand the capabilities and increase the reliability of the collection and transportation of products of wells with high gas contents from 100 to 1000 and more m 3 per ton of products and in the presence of an uneven alternating flow of oil products in liquid-gas packs, while giving the possibility of stable and non-stop operation for a long period of time while ensuring transportation of these products, mainly in quantity e hundreds or thousands of cubic meters per hour under the conditions of gas slugs.
Дополнительным техническим результатом является снижение затрат, приведенных на единицу продукции скважин на обслуживание и ремонт оборудования.An additional technical result is the reduction of costs per unit of well production for maintenance and repair of equipment.
Указанный технический результат обеспечивается предлагаемым способом сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающим забор продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок под устьевым давлением, пропускание ее через струйную технику, снабженную соплом, приемной камерой, камерой смешения и диффузором, последующую подачу ее на сепарационный узел, где производят разделение указанной продукции на газосодержащую продукцию сепарации - газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть, выполняющую роль рабочей среды, которую подают на прием силового блока и с его выхода - в сопло струйной техники, при этом согласно изобретению в качестве струйной техники используют струйный аппарат, а перед пропусканием продукции нефтяных скважин через указанный струйный аппарат производят ее турбулизацию с получением однородной по плотности среды, после чего ее подают в приемную камеру струйного аппарата и далее через камеру смешения последнего и его диффузор - в сепарационный узел с двумя ступенями сепарации, состоящий из последовательно размещенных гидроциклона и гравитационного сепаратора, при этом производят последовательную сепарацию продукции нефтяных скважин в гидроциклоне на свободный газ, отводимый в напорный трубопровод, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую в гравитационный сепаратор, где указанную жидкость разделяют на газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть, выполняющую роль рабочей среды, которую через трубопровод и вспомогательное технологическое оборудование, обеспечивающее устойчивую работу силового блока и струйного аппарата, подают на прием силового блока, а с его выхода - в сопло струйного аппарата.The specified technical result is provided by the proposed method for collecting and transporting oil products with a high gas factor, including taking oil products from group metering units under wellhead pressure, passing it through a jet technique equipped with a nozzle, a receiving chamber, a mixing chamber and a diffuser, and then supplying it to the separation unit, where the specified products are separated into gas-containing separation products — the gas-oil-water phase, which is sent to the pressure head the water supply and the oil-water part, which plays the role of the working medium, which is fed to the power unit and, from its outlet, to the nozzle of the inkjet technology, and according to the invention, an inkjet apparatus is used as the inkjet technique, and before passing the production of oil wells through said inkjet apparatus its turbulization to obtain a medium uniform in density, after which it is fed into the receiving chamber of the jet apparatus and then through the mixing chamber of the latter and its diffuser into a separation unit with two stages with paration, consisting of successively placed hydrocyclone and gravity separator, while sequentially separating the production of oil wells in the hydrocyclone into free gas discharged into the pressure pipe and into a gas-oil-water liquid sent to a gravity separator, where the specified liquid is separated into a gas-oil-water phase sent to pressure pipeline, and the oil-water part, which plays the role of a working medium, which through the pipeline and auxiliary technological equipment, both ensures, stable operation of the power unit and the jet device, is fed to the power reception unit, and its outputs - to the jet device nozzle.
Турбулизацию продукции нефтяных скважин осуществляют посредством гидродинамического турбулизатора при числах Рейнольдса более ста тысяч.Turbulence of oil well products is carried out by means of a hydrodynamic turbulizer at Reynolds numbers of more than one hundred thousand.
В качестве гидродинамического турбулизатора используют турбулизатор со встречно направленными лопатками.As a hydrodynamic turbulizer, a turbulizer with counterclockwise blades is used.
В качестве силового блока используют силовой блок, выполненный в виде расположенного наземно силового насоса центробежного типа, или винтового типа, или поршневого типа, или силового насоса, расположенного в шурфе, но с наземным положением электродвигателя к нему.As a power block, a power block is used, which is made in the form of a centrifugal type located on the ground power pump, or screw type, or piston type, or a power pump located in a pit, but with the ground position of the electric motor to it.
В качестве силового блока используют силовой насос с производительностью не менее 100 м3/ч.A power pump with a capacity of at least 100 m 3 / h is used as a power unit.
Напорный трубопровод соединен с установкой подготовки нефти.The pressure pipeline is connected to the oil treatment unit.
В качестве вспомогательного технологического оборудования, обеспечивающего устойчивую работу силового блока и струйного аппарата, используют пеногаситель, и/или теплообменник, и/или фильтр.As an auxiliary technological equipment ensuring the stable operation of the power unit and the jet apparatus, an antifoam, and / or heat exchanger, and / or filter is used.
Для обеспечения наиболее устойчивой работы одновременно силового блока и струйного аппарата площадь сопла струйного аппарата выбирают в зависимости от характеристик силового насоса силового блока и определяют по формуле:To ensure the most stable operation of both the power unit and the jet device, the nozzle area of the jet device is selected depending on the characteristics of the power pump of the power unit and is determined by the formula:
гдеWhere
Q - оптимальный расход рабочей среды насоса по его характеристике через сопло СА, м3/сек;Q is the optimal flow rate of the pump medium according to its characteristic through the nozzle CA, m 3 / s;
µ - коэффициент, учитывающий трение, принимается от 0,82 до 0,95;µ - coefficient taking into account friction, taken from 0.82 to 0.95;
F - площадь сопла, м2;F is the nozzle area, m 2 ;
Δh - максимальный напор, создаваемый насосом по его характеристике, м вод. ст.;Δh is the maximum pressure created by the pump according to its characteristic, m water. st .;
а расчет длины свободной струи lc в струйном аппарате выполняют по условию:and the calculation of the length of the free stream l c in the jet apparatus is performed according to the condition:
гдеWhere
lc - длина свободной струи в струйном аппарате, м;l c is the length of the free jet in the jet apparatus, m;
d1 - диаметр сопла из формулы (1) через F, м;d 1 - the diameter of the nozzle from the formula (1) through F, m;
U - коэффициент инжекции;U is the injection coefficient;
a=0,11-0,12 - эмпирический коэффициент, определенный опытным путем.a = 0.11-0.12 - empirical coefficient determined experimentally.
Указанный технический результат также обеспечивается в предлагаемой системе сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором, включающей линию забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок, струйную технику, содержащую сопло, приемную камеру, камеру смешения и диффузор, сепарационный узел, вход которого соединен с диффузором струйной техники и который содержит отвод газосодержащей продукции сепарации - газонефтеводяной фазы, связанный с напорным трубопроводом, и отвод водонефтяной части сепарации, выполняющей роль рабочей среды, связанный посредством трубопровода с силовым блоком, выход которого соединен с соплом струйной техники, в которой новым является то, что в качестве струйной техники система содержит струйный аппарат, кроме того, она дополнительно содержит гидродинамический турбулизатор, размещенный между линией забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок и указанным струйным аппаратом, приемная камера которого соединена с выходом указанного турбулизатора, в качестве сепарационного узла система содержит последовательно размещенные гидроциклон и гравитационный сепаратор, первый из которых, связанный с диффузором струйного аппарата, производит сепарацию продукции нефтяных скважин на свободный газ, отводимый в напорный трубопровод, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую по отводу в гравитационный сепаратор, производящий ее разделение на газонефтеводяную фазу, направляемую в напорный трубопровод, и водонефтяную часть - рабочую среду, направляемую через отвод в трубопровод, при этом последний дополнительно снабжен вспомогательным технологическим оборудованием для обеспечения устойчивой работы силового блока и струйного аппарата.The specified technical result is also provided in the proposed system for collecting and transporting oil products with a high gas factor, including a sampling line for oil products from group metering units, inkjet technology containing a nozzle, a receiving chamber, a mixing chamber and a diffuser, a separation unit, the input of which is connected with a diffuser of jet technology and which contains a discharge of gas-containing separation products — a gas-oil-water phase associated with a pressure pipeline, and a water-oil discharge part of the separation, which plays the role of a working medium, connected by means of a pipeline to a power unit, the output of which is connected to the nozzle of the inkjet technique, in which the system is new as an inkjet technique, in addition, it additionally contains a hydrodynamic turbulator located between a line for sampling oil production from group metering units and the specified jet apparatus, the receiving chamber of which is connected to the output of the specified turbulator, as a separation of the unit, the system contains a sequentially placed hydrocyclone and a gravity separator, the first of which, connected with the diffuser of the jet apparatus, separates the production of oil wells into free gas discharged into the pressure pipe and into the gas-oil-water liquid, which is directed along the tap into the gravity separator, which divides it into gas-oil-water phase, directed to the pressure pipeline, and the oil-water part - the working medium, sent through the branch to the pipeline, the latter being additionally It is equipped with auxiliary technological equipment to ensure the stable operation of the power unit and the inkjet apparatus.
В качестве гидродинамического турбулизатора она содержит турбулизатор со встречно направленными лопатками, обеспечивающий турбулизацию при числах Рейнольдса более ста тысяч.As a hydrodynamic turbulizer, it contains a turbulizer with counterclockwise blades, which provides turbulization at Reynolds numbers of more than one hundred thousand.
В качестве силового блока она содержит силовой блок, выполненный в виде расположенного наземно силового насоса центробежного типа, или винтового типа, или поршневого типа, или силового насоса, расположенного в шурфе, но с наземным положением электродвигателя к нему.As a power unit, it contains a power unit made in the form of a centrifugal type located ground-based power pump, or screw type, or piston type, or a power pump located in a pit, but with the ground position of the electric motor to it.
В качестве силового блока используют силовой насос с производительностью не менее 100 м3/ч.A power pump with a capacity of at least 100 m 3 / h is used as a power unit.
В качестве вспомогательного технологического оборудования, обеспечивающего устойчивую работу силового блока и струйного аппарата, на трубопроводе размещены пеногаситель, и/или теплообменник, и/или фильтр.As an auxiliary technological equipment providing stable operation of the power unit and the jet apparatus, an antifoam, and / or a heat exchanger, and / or filter are placed on the pipeline.
Для обеспечения наиболее устойчивой работы одновременно силового блока и струйного аппарата площадь сопла струйного аппарата выбирается в зависимости от характеристик силового насоса силового блока и определяется по формуле:To ensure the most stable operation of both the power unit and the jet unit, the nozzle area of the jet unit is selected depending on the characteristics of the power pump of the power unit and is determined by the formula:
гдеWhere
Q -оптимальный расход рабочей среды насоса по его характеристике через сопло СА, м3/сек;Q is the optimal flow rate of the pump medium according to its characteristic through the nozzle CA, m 3 / s;
µ - коэффициент, учитывающий трение, принимается от 0,82 до 0,95;µ - coefficient taking into account friction, taken from 0.82 to 0.95;
F - площадь сопла, м2;F is the nozzle area, m 2 ;
Δh - максимальный напор, создаваемый насосом по его характеристике, м вод. ст.;Δh is the maximum pressure created by the pump according to its characteristic, m water. st .;
а расчет длины свободной струи lс в струйном аппарате выполняется по условию:and the calculation of the length of the free jet l s in the jet apparatus is performed according to the condition:
гдеWhere
lc - длина свободной струи в струйном аппарате, м;l c is the length of the free jet in the jet apparatus, m;
d1 - диаметр сопла из формулы (1) через F, м;d 1 - the diameter of the nozzle from the formula (1) through F, m;
U - коэффициент инжекции;U is the injection coefficient;
a=0,11-0,12 - эмпирический коэффициент, определенный опытным путем.a = 0.11-0.12 - empirical coefficient determined experimentally.
Достижение поставленного технического результата обеспечивается за счет совокупности и последовательности реализуемых операций способа, а также предложенной компоновки узлов системы и их взаимосвязи.The achievement of the technical result is achieved due to the totality and sequence of the implemented method operations, as well as the proposed layout of the system nodes and their relationship.
Указанный технический результат достигается за счет следующего. Важным условием является сочетание характеристик силового блока (силового насоса) и струйного аппарата (далее СА). Характеристика силового насоса определяет зону оптимального расхода рабочей среды и максимального напора ее для выбора площади сечения сопла СА. Приведенная формула (1) является определяющей для выбора площади F сопла СА.The specified technical result is achieved due to the following. An important condition is the combination of the characteristics of the power unit (power pump) and the jet apparatus (hereinafter CA). The characteristic of the power pump determines the zone of optimal flow rate of the working medium and its maximum pressure for selecting the cross-sectional area of the nozzle CA. The above formula (1) is crucial for choosing the area F of the nozzle CA.
гдеWhere
Q - оптимальный расход рабочей среды насоса по его характеристике через сопло СА, м3/сек;Q is the optimal flow rate of the pump medium according to its characteristic through the nozzle CA, m 3 / s;
µ - коэффициент, учитывающий трение, принимается от 0,82 до 0,95;µ - coefficient taking into account friction, taken from 0.82 to 0.95;
F - площадь сопла, м2;F is the nozzle area, m 2 ;
Δh - максимальный напор, создаваемый силовым насосом по его характеристике, м вод. ст.Δh is the maximum pressure created by the power pump according to its characteristic, m water. Art.
Если Q будет оптимальным в процессе всей работы, то это обеспечит устойчивость работы насоса без угрозы срыва подачи.If Q is optimal during the entire operation, this will ensure the stability of the pump without the risk of a disruption in supply.
Благодаря введению в предлагаемую систему между линией подачи и струйным аппаратом гидродинамического турболизатора (смесителя), который подвергает турбулизации поток продукции нефтяных скважин, преимущественно, при числах Рейнольдса более ста тысяч, и выполняет функцию гидродинамической мешалки, обеспечивая перемешивание потока, например, встречно направленными лопатками, появляется возможность получения на выходе из него однородного по плотности потока, поступающего на вход струйного аппарата. Однородность потока положительно влияет на работу струйного аппарата, улучшая его характеристики, а именно коэффициент инжекции, коэффициент полезного действия.Thanks to the introduction of a hydrodynamic turbolizer (mixer) between the feed line and the jet apparatus, which turbulizes the flow of oil production, mainly at Reynolds numbers more than one hundred thousand, and performs the function of a hydrodynamic mixer, providing mixing of the flow, for example, with counter-directed blades, it becomes possible to obtain at the exit from it a stream uniform in density arriving at the input of the jet apparatus. The uniformity of the flow positively affects the operation of the inkjet apparatus, improving its characteristics, namely, the injection coefficient, the coefficient of efficiency.
Давления, состав и плотность поступающей всасываемой среды влияет на коэффициент инжекции и геометрические размеры СА. И здесь определяющим является расчет длины свободной струи рабочей среды, выходящей из сопла СА, т.к. благодаря ей в приемной камере (в зоне действия струи) должен происходить массообмен и перераспределение энергии между рабочей средой и всасываемой продукцией скважин. При этом расчет длины свободной струи lс, в струйном аппарате вThe pressure, composition and density of the incoming suction medium affects the injection coefficient and the geometric dimensions of the SA. And here the determining factor is the calculation of the length of the free jet of the working medium emerging from the nozzle SA, because thanks to it, mass transfer and energy redistribution between the working medium and the absorbed production of the wells should take place in the receiving chamber (in the zone of the jet). In this case, the calculation of the length of the free jet l s , in the jet apparatus in
преимущественном варианте выполняется по условию:the predominant embodiment is satisfied by the condition:
гдеWhere
lc - длина свободной струи в струйном аппарате, м;l c is the length of the free jet in the jet apparatus, m;
d1 - диаметр сопла из формулы (1) через F, м;d 1 - the diameter of the nozzle from the formula (1) through F, m;
U - коэффициент инжекции;U is the injection coefficient;
a=0,11-0,12 - эмпирический коэффициент, определенный опытным путем.a = 0.11-0.12 - empirical coefficient determined experimentally.
Расчет коэффициента инжекции U струйного аппарата определяется приближенно по формуле:The calculation of the injection coefficient U of the jet apparatus is determined approximately by the formula:
гдеWhere
ΔPp=Pp-Pн;ΔPp = Pp-Pn;
Pp - давление рабочее на сопле СА;Pp is the working pressure at the nozzle CA;
Pн - давление на входе приемной камеры СА, ата (атмосфера абсолютная);Pн - pressure at the inlet of the receiving chamber CA, ata (absolute atmosphere);
ΔPc=Pc-PнΔPc = Pc-Pн
Pc - давление смеси на выходе СА, ата;Pc is the pressure of the mixture at the outlet of CA, ata;
Pн - давление на входе приемной камеры СА, ата;Pн - pressure at the inlet of the receiving chamber CA, ata;
σ - коэффициент 0,85-1,05 в зависимости от условий поступающей среды и давлений.σ is a coefficient of 0.85-1.05 depending on the conditions of the incoming medium and pressures.
После турбулизатора однородная по плотности газожидкостная смесь - продукция, поступившая от скважин, проходит через приемную камеру, камеру смешения струйного аппарата, его диффузор и поступает в блок сепараторов, состоящий из гидроциклона и гравитационного сепаратора. Благодаря наличию совокупности указанного оборудования и, главное, их последовательному размещению обеспечивается глубокая дегазация продукции нефтяных скважин и подготовка рабочей среды с необходимыми характеристиками, благодаря которым силовой блок, через который проходит рабочая среда, и струйный аппарат, в сопло которого она поступает от силового блока, будут характеризоваться одновременно устойчивой и длительной работой независимо от показателей продукции нефтяных скважин. Гидроциклон обеспечивает отвод основной части свободного газа, нефтяной части с растворенным газом и части водонефтяной смеси в напорный трубопровод. А часть водонефтяной смеси с растворенным газом поступает в последующем в гравитационный сепаратор, где производится вторая ступень сепарации, в результате чего газовая и газонефтеводяная части отводятся так же, как и в гидроциклоне, в напорный трубопровод, а водонефтяная часть, выполняющая в последующем роль рабочей среды, по трубопроводу поступает на прием силового насоса.After the turbulizer, a gas-liquid mixture homogeneous in density - the products received from the wells, passes through the receiving chamber, the mixing chamber of the jet apparatus, its diffuser and enters the separator block, consisting of a hydrocyclone and a gravity separator. Due to the presence of the totality of the specified equipment and, most importantly, their sequential placement, deep degassing of oil well products and preparation of the working medium with the necessary characteristics are provided, due to which the power block through which the working medium passes and the jet apparatus into which it comes from the power block, will be characterized by both stable and long-term performance, regardless of the performance of oil wells. The hydrocyclone ensures the removal of the main part of the free gas, the oil part with dissolved gas and part of the oil-water mixture into the pressure pipe. A part of the oil-water mixture with dissolved gas then flows into a gravity separator, where the second separation stage is performed, as a result of which the gas and gas-oil-water parts are discharged, like in a hydrocyclone, into the pressure pipe, and the oil-water part, which subsequently plays the role of a working medium , the pipeline goes to receive the power pump.
Указанный трубопровод должен быть оборудован вспомогательным технологическим оборудованием, например, пеногасителем, и/или теплообменником, и/или фильтром. Наличие указанного оборудования и его комплектация определяется условиями перекачки, характеристиками струйного аппарата и силового блока. Так, например, пеногаситель необходим в случае пенящейся нефти (это обычно легкие нефти с большим газовым фактором). Теплообменник позволяет отводить излишнее тепло рабочей среды при длительной (несколько часов, а также суток) работе системы. Фильтр предназначен для очистки рабочей среды от крупных механических примесей (тряпки, болты, гайки и прочее). Поэтому размещение указанного вспомогательного технологического оборудования в совокупности или по отдельности зависит от технологических требований по обеспечению устойчивой работы силового блока (силового насоса) и струйного аппарата. При этом под устойчивой работой СА понимается выдерживание постоянного, близкого к расчетному коэффициента инжекции в течение работы системы. А под устойчивой работой силового насоса понимается работа в зоне характеристики насоса, в частности, расхода рабочей жидкости и давления ее подачи, без срыва подачи.The specified pipeline should be equipped with auxiliary technological equipment, for example, antifoam, and / or heat exchanger, and / or filter. The presence of the specified equipment and its equipment is determined by the pumping conditions, the characteristics of the inkjet apparatus and the power unit. So, for example, an antifoam is necessary in the case of foaming oil (these are usually light oils with a large gas factor). The heat exchanger allows you to remove excessive heat of the working environment during long-term (several hours, as well as days) operation of the system. The filter is designed to clean the working environment from large mechanical impurities (rags, bolts, nuts, etc.). Therefore, the placement of the specified auxiliary technological equipment in aggregate or separately depends on the technological requirements for ensuring the stable operation of the power unit (power pump) and the jet apparatus. In this case, the stable operation of the SA means maintaining a constant, close to the calculated injection coefficient during the operation of the system. And under the stable operation of the power pump is meant the work in the zone of the characteristics of the pump, in particular, the flow rate of the working fluid and the pressure of its supply, without interrupting the supply.
Силовой блок соответствующих характеристик, в преимущественном варианте с производительностью не менее 100 м3/ч, обеспечивает постоянную подачу рабочей среды на сопло струйного аппарата под необходимым давлением. В данном способе транспорта газожидкостной смеси (ГЖС) рассматриваются и могут применяться силовые блоки различной производительности, в том числе и высокопроизводительные силовые блоки для обеспечения транспорта газожидкостной смеси в объеме сотен и тысяч кубических метров в час. Но при этом любые указанные силовые блоки будут характеризоваться устойчивой работой в течение продолжительного времени и при перекачке повышенных объемов ГЖС при реализации предлагаемого способа, т.к. благодаря совокупности предложенных операций, их последовательности появилась возможность исключить вредное влияние на их работу газовых пробок при наличии неравномерного чередующегося потока продукции нефтяных скважин пачками жидкость-газ в течение длительного времени. Учитывая, что силовой блок и струйный аппарат работают во взаимосвязи, то указанная устойчивая работа будет характерна для обоих и всей системы в целом. Причем вышеприведенные математические зависимости характеристик силового насоса силового блока и параметров струйного аппарата показывают эту взаимосвязь и, например, могут быть использованы при конструировании предлагаемой системы. Причем в предлагаемом способе струйный аппарат также может быть использован различной производительности.A power unit of appropriate characteristics, in an advantageous embodiment with a capacity of at least 100 m 3 / h, provides a constant supply of the working medium to the nozzle of the jet apparatus under the necessary pressure. In this method of transporting a gas-liquid mixture (GHS), power blocks of various capacities are considered and can be used, including high-performance power blocks to ensure the transport of a gas-liquid mixture in the amount of hundreds and thousands of cubic meters per hour. But at the same time, any of the indicated power units will be characterized by stable operation for a long time and when pumping increased volumes of GHS during the implementation of the proposed method, because due to the totality of the proposed operations, their sequence, it became possible to eliminate the harmful effect of gas plugs on their operation in the presence of an uneven alternating flow of oil well products in liquid-gas packs for a long time. Given that the power unit and the inkjet apparatus work in conjunction, then the specified stable operation will be characteristic of both and the whole system as a whole. Moreover, the above mathematical dependences of the characteristics of the power pump of the power unit and the parameters of the jet apparatus show this relationship and, for example, can be used in the design of the proposed system. Moreover, in the proposed method, the inkjet apparatus can also be used with various capacities.
Благодаря предложенному подсоединению струйного аппарата между турбулизатором и напорным трубопроводом, а также благодаря введению сепарационной установки в две ступени на линии напорного трубопровода, обеспечивается надежная работа системы без остановки скважин и без остановки процесса транспортирования даже при отключении силового блока, так как образуется проточная система от скважин до напорного трубопровода (т.е. система не запирается).Thanks to the proposed connection of the jet apparatus between the turbulator and the pressure pipe, and also due to the introduction of a separation unit in two stages on the pressure pipe line, the system ensures reliable operation without stopping the wells and without stopping the transportation process even when the power unit is disconnected, since a flow system is formed from the wells to the pressure pipe (i.e. the system does not lock).
Струйный аппарат в предлагаемой системе в рабочем режиме выполняет несколько функций:The inkjet apparatus in the proposed system in operating mode performs several functions:
- инжектора диспергированной газожидкостной смеси;- injector dispersed gas-liquid mixture;
- струйного насоса перекачивания жидкой фазы;- a jet pump for pumping a liquid phase;
- газового компрессора по сжатию газовой фазы;- gas compressor for compressing the gas phase;
- смесителя потоков рабочей и всасываемой среды.- a mixer of flows of the working and absorbed medium.
В зависимости от количества газовой фазы в продукции нефтяных скважин струйный аппарат в предлагаемых способе и системе работает как жидкостногазовый компрессор, и чем больше газовая фаза на его приеме, тем больше струйный аппарат становится компрессором.Depending on the amount of the gas phase in the production of oil wells, the jet apparatus in the proposed method and system operates as a liquid-gas compressor, and the larger the gas phase at its intake, the more the jet apparatus becomes a compressor.
Геометрические размеры струйного аппарата отличаются от геометрических размеров эжектора, используемого в прототипе, и рассчитываются с учетом различных функций и процессов. Обычно эжектор имеет одинаковую рабочую и всасываемую среду, а струйный аппарат имеет не упругую рабочую среду (жидкость) и упругую всасываемую среду (газовую).The geometric dimensions of the inkjet apparatus differ from the geometric dimensions of the ejector used in the prototype, and are calculated taking into account various functions and processes. Typically, the ejector has the same working and suction medium, and the inkjet apparatus has a non-elastic working medium (liquid) and an elastic suction medium (gas).
Работа струйного аппарата в предлагаемой системе обеспечивается энергией рабочей среды, поступающей с выхода силового блока (силового насоса) по нагнетательному трубопроводу на сопло струйного аппарата. Проходя через сопло, энергия рабочей среды преобразуется в кинетическую энергию струи и через зону разрежения (в приемной камере струйного аппарата), где давление понижается ниже давления на входе в струйный аппарат, обеспечивается инжектирование (подсос в постоянном режиме, независимо от дебита скважин и газосодержания) однородной по плотности ГЖС после турбулизации, смешение ее с рабочей средой в этой приемной камере и последующая подача смеси в камеру смешения струйного аппарата. В камере смешения происходит смешивание, частичное сжатие (компримирование) газовой фазы. В диффузоре происходит преобразование кинетической энергии жидкости и газа в статическую до давления сепарации и транспортирования.The operation of the jet apparatus in the proposed system is provided by the energy of the working medium coming from the output of the power unit (power pump) through the discharge pipe to the nozzle of the jet apparatus. Passing through the nozzle, the energy of the working medium is converted into the kinetic energy of the jet and through the rarefaction zone (in the receiving chamber of the jet apparatus), where the pressure decreases below the pressure at the inlet of the jet apparatus, injection is provided (suction in constant mode, regardless of the flow rate of the wells and gas content) homogeneous in density of GHS after turbulization, mixing it with the working medium in this receiving chamber and subsequent supply of the mixture to the mixing chamber of the jet apparatus. In the mixing chamber, mixing occurs, partial compression (compression) of the gas phase. In the diffuser, the kinetic energy of the liquid and gas is converted to static until the separation and transportation pressure.
Таким образом, заявляемый способ, реализуемый с помощью предлагаемой системы, обеспечивает непрерывную устойчивую, длительную работу многофазной насосной станции по транспортировке продукции скважин с высоким газовым фактором и с неоднородным потоком, поступающим со скважин пачками жидкость-газ.Thus, the claimed method, implemented using the proposed system, provides continuous, stable, long-term operation of a multiphase pump station for transporting well products with a high gas factor and with an inhomogeneous flow coming from the wells in liquid-gas packs.
Предлагаемые изобретения иллюстрируются чертежом, где изображена технологическая схема заявляемой системы сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором.The invention is illustrated by a drawing, which shows a process diagram of the inventive system for collecting and transporting oil well products with a high gas factor.
Предлагаемая система содержит линию 1 забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок 2, струйный аппарат 3, турбулизатор 4, сепарационную установку, состоящую из последовательно размещенных гидроциклона 5 и гравитационного сепаратора 6, и силовой блок 7.The proposed system comprises a line 1 for taking oil well products from group metering units 2, an inkjet apparatus 3, a turbulator 4, a separation unit consisting of successively placed hydrocyclone 5 and a gravity separator 6, and a power unit 7.
Линия 1 забора продукции нефтяных скважин с групповых замерных установок 2 подключена к вводу транспортируемой жидкости турбулизатора 4. После турбулизатора 4 однородная по плотности продукция через приемную камеру 8, камеру смешения 9 струйного аппарата 3 поступает на диффузор 10, который связан с входом 11 гидроциклона 5. В гидроциклоне 5 производится сепарация продукции нефтяных скважин на свободный газ, отводимый из верхней части гидроциклона 5 в напорный трубопровод 12, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую по отводу 13 в гравитационный сепаратор 6. В последнем производится ее разделение на газонефтеводяную фазу, направляемую по отводу 14 в напорный трубопровод 12, и на водонефтяную часть - рабочую среду, направляемую через отвод 15 в трубопровод 16. Для обеспечения устойчивой работы силового блока и струйного аппарата трубопровод 16 снабжен вспомогательным технологическим оборудованием, например, пеногасителем 17, и/или теплообменником 18, и/или фильтром 19. Трубопровод 16 соединен с силовым блоком 7, выход которого соединен с соплом 20 струйного аппарата 3. В качестве силового блока могут быть использованы расположенные наземно силовой насос цетробежного типа, например, марки НПС 200×700 со следующими характеристиками: расход 200 м3/ч, напор 700 м вод. ст., или силовой насос винтового типа с производительностью более 100 м3/ч и напором более 700 м вод. ст., или силовой насос поршневого типа с указанной производительностью и напором, или указанные насосы, расположенные в шурфе, но с наземным положением электродвигателя.Oil production line 1 from group metering units 2 is connected to the input of the transported fluid of the turbulator 4. After the turbulator 4, the products of uniform density are received through the receiving chamber 8, the mixing chamber 9 of the jet apparatus 3 is supplied to the diffuser 10, which is connected to the inlet 11 of the hydrocyclone 5. In a hydrocyclone 5, oil well products are separated into free gas discharged from the upper part of the hydrocyclone 5 to a pressure line 12, and to a gas-oil-water liquid directed along a branch 13 to gravity separator 6. In the latter, it is separated into a gas-oil-water phase, directed along branch 14 to a pressure pipe 12, and to a water-oil part, a working medium, directed through branch 15 to pipeline 16. To ensure stable operation of the power unit and the jet apparatus, pipeline 16 is equipped with auxiliary technological equipment, for example, defoamer 17, and / or heat exchanger 18, and / or filter 19. The pipe 16 is connected to the power unit 7, the output of which is connected to the nozzle 20 of the jet apparatus 3. As a power unit can be used located ground-based power pump of a centrifugal type, for example, grade NPS 200 × 700 with the following characteristics: flow rate 200 m 3 / h, pressure 700 m water. century, or a screw type power pump with a capacity of more than 100 m 3 / h and a pressure of more than 700 m of water. century, or a piston-type power pump with the indicated capacity and pressure, or the indicated pumps located in a pit, but with the ground position of the electric motor.
Реализация предлагаемого способа целесообразна посредством заявляемой системы сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором и осуществляется следующим образом.Implementation of the proposed method is expedient through the inventive system for collecting and transporting oil well products with a high gas factor and is carried out as follows.
Многофазная газоводонефтяная продукция нефтяных скважин с высоким газовым фактором через групповые замерные установки 2 по линии 1 поступает в турболизатор 4. Турболизатор 4 (смеситель) выполняет функции гидродинамической мешалки, обеспечивая перемешивание потока, например, встречно направленными лопатками 21. Однородность поступающей продукции по плотности достигается в турбулизаторе 4 за счет высоких скоростей движения во встречных направлениях при числах Рейнольдса Re больше ста тысяч. На выходе турболизатора 4 всегда идет однородный по плотности поток газожидкостной смеси, поступающий на вход струйного аппарата (далее СА) 3. Выход турболизатора 4 соединен с приемной камерой 8 СА 3. Однородная газожидкостная смесь поступает в приемную камеру 8 с зоной пониженного давления, затем - в камеру 9 смешения, далее в диффузор 10 и на вход 11 гидроциклона 5. В гидроциклоне 5 смесь разделяют на свободный газ, отводимый из верхней части гидроциклона 5 в напорный трубопровод 12, и на газонефтеводяную жидкость, направляемую по отводу 13 в гравитационный сепаратор 6. В последнем производится ее разделение на газонефтеводяную фазу, направляемую по отводу 14 в напорный трубопровод 12, и на дегазированную водонефтяную часть - рабочую среду, направляемую через отвод 15 в трубопровод 16. Рабочая среда из гравитационного сепаратора 6 через пеногаситель 17, и/или теплообменник 18, и/или фильтр 19 (комплектация вспомогательного оборудования на трубопроводе 16 обусловлена обеспечением устойчивой работы силового блока и струйного аппарата и необходима для успешной реализации технологического процесса, способа) поступает на прием силового блока 7. Силовой блок 7 обеспечивает необходимый расход и напор для работы СА 3. Рабочая среда приобретает энергию в виде расхода и напора жидкости на выходе силового блока 7 и по нагнетательному трубопроводу 22, соединенному с СА 3, подается на сопло 20 СА. Проходя через сопло 20 СА, приобретенная энергия преобразуется в кинетическую энергию струи и, проходя через приемную камеру 8, создает зону разрежения с давлением ниже, чем на выходе турболизатора 4. Указанный эффект обеспечивает инжектирование однородной смеси продукции скважин в камеру смешения 9 струйного аппарата 3. Расстояние от сопла 20 СА 3 до камеры смешения 9 рассчитывается с учетом продукции скважин и, например, отличается от размеров эжектора, используемого в прототипе, на 30-60%.Multiphase gas and oil products of oil wells with a high gas factor through group metering units 2 through line 1 enter the turbolizer 4. Turbolizer 4 (mixer) performs the functions of a hydrodynamic mixer, providing mixing of the flow, for example, counter directional vanes 21. The uniformity of the incoming products in density is achieved in turbulizer 4 due to high speeds in opposite directions at Reynolds numbers Re more than one hundred thousand. At the exit of the turbolizer 4 there is always a density-uniform gas-liquid mixture flow entering the jet apparatus (hereinafter CA) 3. The turbolizer 4 output is connected to the receiving chamber 8 CA 3. A homogeneous gas-liquid mixture enters the receiving chamber 8 with a reduced pressure zone, then into the mixing chamber 9, then into the diffuser 10 and to the inlet 11 of the hydrocyclone 5. In the hydrocyclone 5, the mixture is divided into free gas discharged from the upper part of the hydrocyclone 5 into the pressure pipe 12, and into a gas-oil-water liquid directed along the outlet 13 to gravity a separation separator 6. In the latter, it is separated into a gas-oil-water phase, directed through branch 14 to a pressure pipe 12, and into a degassed water-oil part, a working medium, directed through branch 15 to pipeline 16. The working medium from the gravity separator 6 through defoamer 17, and / or heat exchanger 18, and / or filter 19 (the accessory equipment on the pipe 16 is due to the stable operation of the power unit and the jet apparatus and is necessary for the successful implementation of the technological process, method) arrives at the reception of the power unit 7. The power unit 7 provides the necessary flow and pressure for the operation of the CA 3. The working medium acquires energy in the form of the flow and pressure of the liquid at the output of the power unit 7 and through the discharge pipe 22 connected to the CA 3, fed to the nozzle 20 CA. Passing through the nozzle 20 CA, the acquired energy is converted into the kinetic energy of the jet and, passing through the receiving chamber 8, creates a rarefaction zone with a pressure lower than at the exit of the turbolizer 4. This effect ensures the injection of a uniform mixture of well products into the mixing chamber 9 of the jet apparatus 3. The distance from the nozzle 20 CA 3 to the mixing chamber 9 is calculated taking into account the production of wells and, for example, differs from the size of the ejector used in the prototype by 30-60%.
Инжектированная из турбулизатора 4 смесь вместе с потоком рабочей среды поступает в камеру смешения 9, где происходит смешение потоков и преобразование скоростного напора жидкости в статический. Процесс преобразования напоров завершается в диффузоре 10. Далее газожидкостная смесь рабочей среды и продукции скважин поступает гидроциклон 5 и далее - в гравитационный сепаратор 6. В гидроциклоне 5 происходит отделение и отвод свободного газа и газожидкостной смеси по трубе отвода в напорный трубопровод 12. А газонефтеводяная жидкость с остаточным содержанием газа поступает в гравитационный сепаратор 10 для подготовки рабочей среды. Отделенная газонефтеводяная фаза отводится по отводу 14 в напорный трубопровод 12, дегазированная водонефтяная жидкость - рабочая среда необходимой кондиции поступает на прием силового блока 7. Таким образом, предлагаемый способ заключается в подготовке дегазированной рабочей среды для работы силового блока, энергия которого передается в энергию струи рабочей среды в струйном аппарате, обеспечивающего инжектирование, смешение и компримирование газожидкостной смеси до давления сепарации и транспортировки до установок подготовки нефти.The mixture injected from the turbulator 4 together with the flow of the working medium enters the mixing chamber 9, where the flows are mixed and the velocity head of the liquid is converted to static. The pressure conversion process is completed in the diffuser 10. Next, the gas-liquid mixture of the working medium and the production of wells enters the hydrocyclone 5 and then to the gravity separator 6. In the hydrocyclone 5, the free gas and gas-liquid mixture are separated and discharged through the exhaust pipe to the pressure pipe 12. A gas-oil-liquid with a residual gas content enters the gravity separator 10 to prepare the working environment. The separated gas-oil-water phase is discharged via branch 14 to the pressure pipe 12, the degassed oil-water liquid — the working medium of the necessary condition, is received by the power unit 7. Thus, the proposed method consists in preparing a degassed working medium for the power unit to work, the energy of which is transferred to the energy of the working jet media in the jet apparatus, which injects, mixes and compresses the gas-liquid mixture to the separation pressure and transportation to the oil treatment plants.
Таким образом, заявляемый способ, реализуемый предлагаемой системой сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором, обладает следующими преимуществами:Thus, the inventive method, implemented by the proposed system for collecting and transporting oil well products with a high gas factor, has the following advantages:
- обеспечивает стабильный и непрерывный режим транспортирования любых объемов продукции нефтяных скважин с любым газовым фактором вплоть до 100% и даже при наличии неравномерного чередующегося потока продукции нефтяных скважин пачками жидкость-газ;- provides a stable and continuous mode of transportation of any volume of oil well products with any gas factor up to 100% and even if there is an uneven alternating flow of oil well products in liquid-gas packs;
- обеспечивает возможность успешной, стабильной и безостановочной работы в течение длительного периода времени, даже при транспортировании указанной продукции в количестве сотен и тысяч кубометров в час;- provides the possibility of successful, stable and non-stop work for a long period of time, even when transporting these products in the amount of hundreds and thousands of cubic meters per hour;
- исключает остановку транспортирования, а значит, исключает остановку скважин при остановке силового блока, что обеспечивает экономичный, стабильный режим работы системы и эксплуатационную надежность.- eliminates the shutdown of transportation, and therefore eliminates the shutdown of wells when the power unit is stopped, which ensures an economical, stable mode of operation of the system and operational reliability.
Claims (14)
где Q - оптимальный расход рабочей среды насоса по его характеристике через сопло СА, м3/с;
µ - коэффициент, учитывающий трение, принимается от 0,82 до 0,95;
F - площадь сопла, м2;
Δh - максимальный напор, создаваемый насосом по его характеристике, м вод. ст.,
и расчет длины свободной струи lс в струйном аппарате выполняют по условию
где lс - длина свободной струи в струйном аппарате, м;
d1 - диаметр сопла из формулы (1) через F, м;
U - коэффициент инжекции;
a=0,11-0,12 - эмпирический коэффициент, определенный опытным путем.8. The method according to claim 1, characterized in that to ensure the most stable operation of both the power unit and the jet device, the nozzle area of the jet device is selected depending on the characteristics of the power pump of the power unit and is determined by the formula
where Q is the optimal flow rate of the pump medium according to its characteristic through the nozzle CA, m 3 / s;
µ - coefficient taking into account friction, taken from 0.82 to 0.95;
F is the nozzle area, m 2 ;
Δh is the maximum pressure created by the pump according to its characteristic, m water. Art.
and the calculation of the length of the free stream l with in the jet apparatus is performed by the condition
where l with - the length of the free stream in the jet apparatus, m;
d 1 - the diameter of the nozzle from the formula (1) through F, m;
U is the injection coefficient;
a = 0.11-0.12 - empirical coefficient determined experimentally.
где Q - оптимальный расход рабочей среды насоса по его характеристике через сопло СА, м3/с;
µ - коэффициент, учитывающий трение, принимается от 0,82 до 0,95;
F - площадь сопла, м;
Δh - максимальный напор, создаваемый насосом по его характеристике, м вод. ст.,
и расчет длины свободной струи lс в струйном аппарате выполняют по условию
где lс - длина свободной струи в струйном аппарате, м;
d1 - диаметр сопла из формулы (1) через F, м;
U - коэффициент инжекции;
a=0,11-0,12- эмпирический коэффициент, определенный опытным путем. 14. The system according to claim 9, characterized in that to ensure the most stable operation of both the power unit and the jet device, the nozzle area of the jet device is selected depending on the characteristics of the power pump of the power unit and is determined by the formula
where Q is the optimal flow rate of the pump medium according to its characteristic through the nozzle CA, m 3 / s;
µ - coefficient taking into account friction, taken from 0.82 to 0.95;
F - nozzle area, m;
Δh is the maximum pressure created by the pump according to its characteristic, m water. Art.
and the calculation of the length of the free stream l with in the jet apparatus is performed by the condition
where l with - the length of the free stream in the jet apparatus, m;
d 1 - the diameter of the nozzle from the formula (1) through F, m;
U is the injection coefficient;
a = 0.11-0.12 - empirical coefficient determined experimentally.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009105939/06A RU2406917C2 (en) | 2009-02-19 | 2009-02-19 | Method of acquisition and transportation of production of oil wells with high gas factor and system for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009105939/06A RU2406917C2 (en) | 2009-02-19 | 2009-02-19 | Method of acquisition and transportation of production of oil wells with high gas factor and system for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2406917C2 true RU2406917C2 (en) | 2010-12-20 |
Family
ID=44056810
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009105939/06A RU2406917C2 (en) | 2009-02-19 | 2009-02-19 | Method of acquisition and transportation of production of oil wells with high gas factor and system for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2406917C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102698552A (en) * | 2012-05-30 | 2012-10-03 | 郭丰亮 | Multi-stage dust remover |
| RU2550613C2 (en) * | 2014-05-15 | 2015-05-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation |
| RU2743550C1 (en) * | 2020-09-01 | 2021-02-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | System of collection and transportation of oil wells products |
| RU2748173C1 (en) * | 2020-11-11 | 2021-05-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | System for collecting and transporting oil well products |
-
2009
- 2009-02-19 RU RU2009105939/06A patent/RU2406917C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102698552A (en) * | 2012-05-30 | 2012-10-03 | 郭丰亮 | Multi-stage dust remover |
| RU2550613C2 (en) * | 2014-05-15 | 2015-05-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation |
| RU2743550C1 (en) * | 2020-09-01 | 2021-02-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | System of collection and transportation of oil wells products |
| RU2748173C1 (en) * | 2020-11-11 | 2021-05-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | System for collecting and transporting oil well products |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3065466C (en) | Apparatus and method for treatment of hydraulic fracturing fluid during hydraulic fracturing | |
| US9784076B2 (en) | Gas compression system | |
| US9835019B2 (en) | Systems and methods for producing formation fluids | |
| US10167706B2 (en) | Oil/gas production apparatus | |
| RU2406917C2 (en) | Method of acquisition and transportation of production of oil wells with high gas factor and system for its implementation | |
| US20180223643A1 (en) | Systems and methods for producing formation fluids | |
| RU135390U1 (en) | SYSTEM OF COLLECTION AND TRANSPORTATION OF OIL WELL PRODUCTS | |
| US3704567A (en) | Well production method and apparatus | |
| RU2236639C1 (en) | System for collecting and transporting products of oil wells | |
| RU126802U1 (en) | MULTI-PHASE MIXTURE TRANSMISSION AND SEPARATION STATION | |
| AU2015202855B2 (en) | Gas compression system and method of flow conditioning | |
| RU2046931C1 (en) | Apparatus for oil deposit development (versions) | |
| CN104100238A (en) | Ejection pressurizing type sleeve gas recovery device | |
| CA2847446A1 (en) | Systems and methods for producing formation fluids | |
| RU129190U1 (en) | MULTI-PHASE MIXTURE TRANSMISSION AND SEPARATION STATION | |
| RU2521183C1 (en) | Station for transfer and separation of polyphase mix | |
| RU134578U1 (en) | AUTOMATED INSTALLATION OF TRANSFER AND SEPARATION OF WELL PRODUCTS | |
| RU148810U1 (en) | SEPARATION AND TRANSFER UNIT FOR MULTI-PHASE WELL PRODUCTS | |
| Arato et al. | In-line free vortex separator used for gas/liquid separation within a novel two-phase pumping system | |
| CN205779745U (en) | Pump vacuum priming device | |
| RU2402715C1 (en) | System for transporting gas-water-oil mixture at field | |
| CN203257377U (en) | Ejection boosting type recovery device for sleeve gas | |
| RU2772392C1 (en) | Ejector for improving flow supply conditions in boreholes and during transportation of crude oil from surface storage tanks | |
| RU2739963C2 (en) | Multiphase pumping station | |
| RU95787U1 (en) | INSTALLATION FOR TRANSPORT OF MULTI-PHASE WELL PRODUCTS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140220 |