RU2807372C1 - Гидродинамический сепаратор жидкости с возможностью пропускания средств очистки и диагностики (СОД) - Google Patents
Гидродинамический сепаратор жидкости с возможностью пропускания средств очистки и диагностики (СОД) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2807372C1 RU2807372C1 RU2023125584A RU2023125584A RU2807372C1 RU 2807372 C1 RU2807372 C1 RU 2807372C1 RU 2023125584 A RU2023125584 A RU 2023125584A RU 2023125584 A RU2023125584 A RU 2023125584A RU 2807372 C1 RU2807372 C1 RU 2807372C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- gas
- separation
- separator
- pipeline
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 126
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 title claims abstract description 6
- 229940039227 diagnostic agent Drugs 0.000 title claims abstract description 6
- 239000000032 diagnostic agent Substances 0.000 title claims abstract description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 97
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 82
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000013461 design Methods 0.000 description 9
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 8
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 8
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000002631 hypothermal effect Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к сепарационному устройству по отделению жидкой фазы из пластового газа. Устройство включает цилиндрический корпус с дренажными каналами, внутри корпуса последовательно расположены сепарационный элемент и перфорированный участок, сепарационный элемент разделен на сегменты, причем внутренняя часть сепарационного элемента имеет полость, внутреннее проходное сечение которой представляет собой трубу Вентури. Между сегментами образованы щели для отвода сконденсированной жидкости, на внешней стороне сегментов расположены пружины с опорой на корпус, сепарационный элемент выполнен с возможностью изменения внутреннего проходного сечения за счет перемещения сегментов в направлении внутренней части корпуса при пропускании средства очистки и диагностики через внутреннее сечение сепарационного элемента в процессе удаления отложившихся загрязнений из сепарационного элемента. Также изобретение относится к гидродинамическому сепарационному устройству и способу разделения газожидкостной смеси. Технический результат изобретения заключается в возможности пропуска средств очистки и диагностики (СОД) по трубопроводу, на котором установлено сепарационное устройство, в том числе и через сепарационное устройство. 3 н. и 6 з.п. ф-лы, 15 ил., 1 табл.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к сфере нефтегазодобычи и обустройства/освоения газовых и газоконденсатных месторождений, подготовки углеводородов. Может найти применение в теплоэнергетике для осушки технических газов/паров, а также для выделения и отвода жидкой фазы из потока пластовой продукции/технических газов/паров в трубопроводах за счет эффекта Джоуля-Томпсона и гравитационного разделения.
При добыче нефти или газа из ствола скважины обычно одновременно с потоком углеводородов (пластовой продукции) добывается некоторое количество жидкости. Пластовая жидкость может включать, например, пластовую воду, закачиваемую воду, твердые частицы, содержащиеся в пласте и химические вещества/отходы, добавляемые в скважину или в процессе разделения нефти и воды.
В процессе транспортирования пластовой продукции происходит охлаждение, конденсация и выпадение капельной жидкости за счет проявления эффекта Джоуля- Томпсона на сужающейся части проточного канала сепарационного устройства, а также скопление жидкости под действием сил гравитации в нижних точках профиля газосборного коллектора. Скопление жидкости, в свою очередь, может привести к образованию местных гидравлических сопротивлений, жидкостных пробок, неустойчивому режиму работы газосборного коллектора, вибрациям, а также к образованию гидратов, и развитию коррозии. Указанные проблемы могут привести к осложнениям при эксплуатации оборудования с риском внеплановых остановов добычи на месторождении.
Для устранения «пробкового режима» и повышения коэффициента эксплуатации, а также устранения риска выпадения гидратов предложена концепция обустройства газоконденсатных месторождений (ГКМ) с использованием сепарационных устройств по отделению жидкой фазы из пластового газа, установленных на газосборном коллекторе в местах с высокой вероятностью конденсации и скопления жидкой фазы. Места установки сепарационных модулей определяются на основании проводимых расчетов.
Уровень техники
В документе RU 2700524 C1, 17.09.2019 описано устройство для сепарации жидкостных пробок, содержащее горизонтально ориентированные приемную обечайку и цилиндрическую емкость-ловушку, которые сообщаются с расположенной под ними накопительной емкостью, причем в приемной обечайке, оборудованной входным штуцером, расположен разделяющий конус, полость которого в его нижней части сообщена с накопительной емкостью посредством соединительного патрубка, а сверху разделяющего конуса между его фронтальной поверхностью и потолочной частью приемной обечайки расположен клин, при этом на выходе приемной обечайки внутри цилиндрической емкости- ловушки расположена газоприемная труба, оборудованная выходным штуцером, а емкость- ловушка соединена посредством сливных колодцев с накопительной емкостью, в нижней части которой размещен сливной патрубок.
Изобретение позволяет отделить как жидкостные пробки, так и мелкодисперсный газо-жидкостной поток, а также повышать эффективность очистки газа от жидкости и конденсата, идущих по участку трубопровода как сплошным, так и расслоенным потоками.
Однако данное устройство не позволяет пропускать по трубопроводу средство очистки и диагностики (СОД).
Из патента RU 42765 U1, 20.12.2004 известно устройство для отвода жидкости из газопровода, включающее патрубок входа, содержащий сопло Вентури, емкость для сбора жидкости с патрубками выхода газа и жидкости, установленный в емкости патрубок дренажа жидкости, коллектор, снабженный соплом Вентури, к области горловины которого подсоединен патрубок отвода газа, соединенный с емкостью для сбора жидкости. В устройстве дополнительно установлен сепаратор циклонного типа, соединенный с патрубком входа и коллектором, причем патрубок выхода жидкости из сепаратора циклонного типа установлен в емкости для сбора жидкости, а патрубок дренажа жидкости соединен с коллектором перед входом в сопло Вентури. Изобретение позволяет повысить эффективность отделения жидкости от газа, обеспечить надежное разделение больших объемов газожидкостной смеси при простоте конструктивного выполнения устройства для отвода жидкости.
Однако данное устройство не позволяет пропускать по трубопроводу СОД.
Из патента SU 1722540 A1, 30.03.1992 известно устройство для отделения жидкости от газа, в котором проточный канал образован форкамерой и щелевидными отверстиями, расположенными рядами по винтовым линиям и трубой Вентури. Сепарация осуществляется при проходе газожидкостного потока в цилиндрической форкамере. Вращательное движение возникает за счет того, что часть газа вместе с жидкостью из потока выходит в отверстия,
создавая крутящий момент всему потоку. Изобретение обеспечивает эффективное отделение жидкости от газа в условиях снарядного режима течения газожидкостного потока.
Однако данное устройство не позволяет пропускать по трубопроводу СОД.
Из патента US 20020153326 A1, 24.10.2002 известно устройство отделения флюида от смеси флюидов, в частности к внутрискважинному разделению многофазных флюидов, добываемых нефтяной скважиной. Устройство содержит трубу для протекания смеси, снабженную расходомером Вентури, который расположен после восходящего потока нефти/воды для увеличения перемешивания разделяемой эмульсии вода/нефть. Оно также содержит цилиндрическую отстойную камеру, окружающую трубу, и выходную трубу, соединенную с нижней частью указанной камеры, при этом труба содержит зону с небольшими отверстиями, позволяющими перетекать жидкости из трубы в отстойную камеру. Изобретение позволяет отделить флюид от смеси флюидов и обеспечить разделение жидкости независимо от расхода смеси и режима течения в добывающей трубе.
Однако данное устройство не позволяет пропускать по трубопроводу СОД.
Из патента US 20090065431 A1, 12.03.2009 известен внутритрубный сепаратор, проходящий в стволе скважины для добычи углеводородного флюида. Внутритрубный сепаратор содержит входной патрубок для приема потока многофазного флюида нефти/газа и воды или любого другого поступающего многофазного потока, завихритель винтовой формы или трубчатый трубопровод, снабженный вставкой спиралевидной формы для придания вихревого движения потоку многофазной жидкости. Секцию экстракции, предназначенную для извлечения относительно тяжелой фазы, т.е. воды, из потока многофазного флюида. Секция экстракции включает спиральную трубчатую секцию, выполненную как продолжение завихрителя и прямую внутреннюю трубку, снабженные множеством сквозных отверстий, и сообщающуюся по текучей среде с кольцевым пространством, образованным между внутренней трубкой и наружной трубкой и выпускную трубудля воды. Сепаратор можно использовать, например, для разделения жидкости и жидкости, разделения жидкости и газа, разделения жидкости и твердых частиц, разделения газа и твердых частиц и разделения одной или нескольких жидких и твердых фаз с различной плотностью.
Однако данное устройство не позволяет пропускать по трубопроводу СОД.
Наиболее близким к настоящему изобретению является устройство согласно патенту UZ 2599 C, 28.02.2005, раскрывающее сепаратор для извлечения конденсирующихся текучих сред из газа, представляющий собой канал в форме трубчатого корпуса 1 с открытыми концами. На одном конце корпуса имеется впуск для текучей среды, а около другого конца корпуса – первый выпуск для текучей среды, содержащей жидкость, и второй выпуск для
текучей среды, по существу, не содержащей жидкости. Впуск представляет собой секцию ускорения, содержащую устройство типа Лаваля, имеющее продольное сечение формы, сужающейся-расширяющейся в направлении движения потока, с помощью которого потоку текучей среды, подаваемому в корпус через указанный впуск, придают сверхзвуковую скорость. Корпус содержит также первичную цилиндрическую часть и диффузор, причем первичная цилиндрическая частьрасположена между впускоми диффузором. Корпус 1 включает также вторичную цилиндрическую часть, имеющую площадь потока больше, чем первичная цилиндрическая часть, и расположенную ниже по течению от диффузора, в виде продолжения диффузора. Вторичная цилиндрическая часть имеет продольные выпускные прорези для жидкости, расположенные на подходящем расстоянии от выпуска диффузора. Выпускная камера заключает в себе вторичную цилиндрическую часть и имеет выпускное отверстие для потока концентрированных жидкостей.
Однако данное устройство не позволяет пропускать по трубопроводу СОД. Многофазные газожидкостные смеси (ГЖС), транспортируемые по трубопроводу,
включают загрязнения, которые в свою очередь могут вызывать загрязнение и вывод из строяустановленного на трубопроводе оборудования.
Таким образом, необходимо разработать устройство, сепаратор, дляотделения в трубопроводах жидкой фазы из добываемых ГЖС, а также предусмотреть возможность пропуска средств очистки и диагностики (СОД) по трубопроводу, на котором данный сепаратор установлен.
Раскрытие сущности изобретения
Достигаемым техническим результатом является создание гидродинамического сепаратора жидкости (сепарационного устройства) для отделения жидкой фазы из транспортируемой ГЖС и возможность пропускания средств очистки и диагностики (СОД) по трубопроводу через сепарационное устройство.
Для достижения указанного технического результата предложен сепарационный элемент со следующей совокупностью существенных признаков:
Сепарационное устройство по отделению жидкой фазы из пластового газа, включающее цилиндрический корпус с дренажными каналами, внутри корпуса последовательно расположены сепарационный элемент (состоящий из раздвижных сегментов) и перфорированный участок, сепарационный элемент разделен на сегменты, причем внутренняя часть сепарационного элемента имеет полость, внутреннее проходное сечение которой представляет собой трубу Вентури, между сегментами образованы щели для отвода сконденсированной жидкости, на внешней стороне сегментов расположены пружины
с опорой на корпус, сепарационный элемент выполнен с возможностью изменения внутреннего проходного сечения за счет перемещения сегментов в направлении внутренней части корпуса при пропускании средства очистки и диагностики через внутреннее сечение сепарационного элемента в процессе удаления отложившихся загрязнений из сепарационного элемента.
Транспортирование газожидкостной смеси (ГЖС) осуществляется по газосборному коллектору под действием пластовой энергии с частичным выделением влаги/жидкой фазы (конденсат и вода) в сепарационных модулях. Выделившаяся жидкая фаза будет отводиться в нижнюю (дренажную) часть сепарационного модуля и далее с помощью насосных модулей транспортироваться по отдельному однофазному трубопроводу с дальнейшим сбором в отдельную приемную емкость. Установка сепарационного устройства по отделению жидкой фазы из пластового газа позволяет снизить содержание тяжелых компонентов (С5+ и H2O) в газожидкостной смеси примерно на 25%. При установке одного сепарационного устройства на ГСК в результате переохлаждения на сепарационном устройстве ГЖС из потока пластовой продукции отводится, по предварительной оценке, около 97,6% выпадающей жидкой фазы в данном месте установки сепарационного устройства, что снижает вероятность образования гидравлических пробок и гидратов в газопроводе.
Конструкция сепарационного модуля состоит из основания/рамы, сепарационной части и дренажной части, коннекторов и запорной арматуры. Сепарационная часть состоит из сепарационного элемента,представляющего собой цилиндр, расположенный в корпусе и разделенный на сегменты (фиг. 1, поз.1), при помощи которых изменяется внутреннее проходное сечение проточной части сепаратора и перфорированного участка (фиг. 2, поз.2) с дренажными каналами. Количество встроенных сегментов зависит от диаметра газосборного коллектора с учетом пропускной способности сепаратора. Минимальное число сегментов в сепараторе от трех штук. Продольное сечение сегмента представляет собой последовательное соединение конфузора цилиндрического участка и диффузора (фиг. 1 и фиг. 2). С уменьшением проходного сечения сепаратора возникает эффект дросселирования, который приводит к охлаждению ГЖС и конденсации/выпадению жидкой фазы в сепарационном модуле. Выпавшая из основного потока газа жидкая фаза под действием силы гравитации отводится через дренирующие каналы (фиг. 2, поз.3) в дренажную часть сепаратора (фиг. 2, поз.4), которая расположена ниже. В дренажной части сепаратора расположен датчик уровня жидкости, при достижении заданного максимального объёма заполнения дренажной емкости сепаратора происходит автоматическое включение насоса для откачки жидкости в отдельный трубопровод диаметром 2”, подключаемый через специально предусмотренную запорную арматуру (фиг. 2, поз.5). Диаметр трубопровода
зависит от расхода жидкости и определяется по результатам предварительных гидравлических расчетов.
Гидродинамический сепаратор жидкости устанавливается в определенных точках трубопровода, где температура точки росы выше, чем температура газожидкостной смеси. Для отделения жидкой фазы из потока многофазного ГЖС требуется искусственно переохладить поток ГЖС при помощи трубки Вентури, использующейся в качестве дросселирующего элемента в проточной части сепарационного модуля. Дополнительное переохлаждение гарантирует выпадение капельной влаги в данном месте. Сепарационная часть гидродинамического сепаратора жидкости состоит из встроенных элементов, при помощи которых изменяется внутреннее проходное сечение проточной части сепаратора, перфорированного участка с дренажными каналами. С уменьшением проходного сечения сепаратора возникает эффект дросселирования, который приводит к охлаждению ГЖС и конденсации/выпадению жидкой фазы в сепарационном модуле. При прохождении газожидкостной смеси через сужающийся канал скорость ГЖС в узком сечении увеличивается, а уровень давления падает. Наблюдается эффект Джоуля–Томпсона, в результате которого при расширении газо-жидкостной смеси наблюдается её охлаждение. Гарантированное охлаждение приводит к выпадению капельной жидкости, которую после прохождения узкого сечения необходимо собрать и отвести.
Конструкция сепарационного модуля состоит из основания/рамы, сепарационной части и дренажной части, коннекторов и запорной арматуры. Сепарационная часть состоит из корпуса с дренажными каналами и содержит последовательно соединенные проточную часть, представляющую собой полый цилиндр, разделенный по меньшей мере на три сегмента, при помощи которых изменяется внутреннее проходное сечение проточной части сепаратора, представляющее собой трубу Вентури, и перфорированный участок. Конструктивное исполнение гидродинамического сепаратора жидкости позволяет изменять проточное сечение за счет движения сегментов сужающейся части в радиальном направлении посредством пружинных механизмов. С уменьшением проходного сечения сепаратора возникает эффект дросселирования, который приводит к охлаждению ГЖС и конденсации/выпадению жидкой фазы в сепарационном модуле.
Выпавшая из основного потока газа жидкая фаза под действием силы гравитации отводится через дренирующие каналы в дренажную часть сепаратора, которая расположена ниже. В дренажной части сепаратора расположен датчик уровня жидкости, при достижении заданного максимального объёма заполнения дренажной емкости сепаратора происходит автоматическое включение насоса для откачки жидкости в отдельный трубопровод сбора жидкости.
Конструктивное исполнение гидродинамического сепаратора жидкости позволяет изменять проточное сечение за счет движения сегментов сужающейся части в радиальном направлении посредством пружинных механизмов.
Гидродинамический сепаратор жидкости имеет возможность установки как в разрыв трубопровода, так и в разрыв трубопровода с добавлением параллельного трубопровода (байпаса) на входе и выходе гидродинамического сепаратора жидкости.
Газожидкостная смесь, текущая по трубопроводу, поступает в корпус сепарационной части гидродинамического сепаратора жидкости в проточную часть, представляющую собой полый цилиндр, разделенный вдоль на сегменты с пружинными механизмами (минимальное количество пружин на сегмент 4-е пружины). Смесь протекает по внутреннему проходному сечению полого цилиндра, представляющего собой трубу Вентури (угол конфузора – 25-63°; угол диффузора – 6-10°; Lг/Dг = 0,15 отношение длины «горлышка» к диаметру «горлышка»). При прохождении газожидкостной смеси через сужающийся канал скорость ГЖС в узком сечении увеличивается, а уровень давления падает. Наблюдается эффект Джоуля–Томпсона, в результате которого при расширении ГЖС наблюдается её охлаждение, что приводит к выпадению капельной жидкости, которую после прохождения узкого сечения необходимо собрать и отвести. При этом капельная жидкость и газы проходят также через щели между сегментами, что способствует максимизации извлечения жидкости из газожидкостного потока. После прохождения проточной части газожидкостная смесь поступает в перфорированный участок сепарационного устройства для конденсации/выпадения жидкой фазы. Из сепарационной части конденсированная/выпавшая жидкая фаза через дренажные каналы поступает под действием силы гравитации в дренажную емкость, которая расположена ниже. В дренажной части сепаратора расположен датчик уровня жидкости, при достижении заданного максимального объёма заполнения дренажной емкости сепаратора происходит автоматическое включение насоса для откачки жидкости в отдельный трубопровод сбора жидкости.
При загрязнении внутреннего проходного сечения полого цилиндра проточной части сепаратора и загрязнении щелей для отвода капельной жидкости между сегментами, сепаратор предусматривает возможность пропускания через него средств очистки и диагностики. Конструктивное исполнение гидродинамического сепаратора жидкости позволяет изменять проточное сечение за счет движения сегментовв радиальном направлении. В частности, в трубопровод под давлением проталкивают поршень, который раздвигает внутреннее проходное сечение полого цилиндра, сечение расширяется в корпусе сепарационной части благодаря сжатию установленных пружин на внешней стороне каждого из сегментов, при этом щели между сегментами увеличиваются и все загрязнения под
давлением выталкиваются в корпус сепарационной части, откуда через дренажные каналы удаляются в дренажную емкость.
По одному из предпочтительных вариантов в сепарационном устройстве пружины располагают с опорой на дно предварительно сформированной на внутренней поверхности корпуса кольцевой камеры, причем камера сформирована с возможностью размещения в ней сегмента с опорой на кольцевую камеру
По другому предпочтительному варианту сепарационного устройства пружины располагают с опорой непосредственно на внутреннюю часть корпуса.
Также предлагаемое техническое решение по объекту гидродинамический сепаратор характеризуется следующей совокупностью существенных признаков:
Гидродинамический сепаратор жидкости, состоящий из основания/рамы, сепарационного модуля жидкости, описанного выше с возможностью пропускания средств очистки и диагностики через внутреннее сечение сепаратора, дренажной части, коннекторов и запорной арматуры.
По одному из предпочтительных вариантов дренажная часть оборудована датчиками уровня жидкости и насосом, связанным с датчиками уровня и подключенным к трубопроводу для откачки жидкости.
По другому предпочтительному варианту насос дополнительно подключен к сепарационному модулю.
Еще по одному из предпочтительных вариантов гидродинамический сепаратор выполнен с возможностью установки как в разрыв трубопровода, так и в разрыв трубопровода с добавлением параллельного трубопровода-байпаса на входе и выходе гидродинамического сепаратора жидкости.
Предложенный способ разделения характеризуется следующей совокупностью существенных признаков:
Способ разделения газожидкостной смеси, в котором пропускают газожидкостную смесь через сепарационное устройство по отделению жидкой фазы из пластового газа, описанное выше, и отделяют отделенную жидкость, при этом отложившиеся загрязнения в процессе разделения удаляют средством очистки и диагностики, пропускаемым через внутреннее сечение сепаратора.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1. Вид проточной части сепарационного модуля
Фиг. 2. Общий вид 3D-модели сепарационного устройства по отделению жидкой фазы из пластового газа
Фиг. 3. Общий вид 3D-модели сепарационного устройства по отделению жидкой фазы из пластового газа
Фиг. 4. Общий вид сепарационного устройства на монтажной раме
Фиг. 5. График изменения температуры по длине трубопровода для участка до 15 км Фиг. 6. График изменения температуры начала образования гидратов по длине
трубопровода
Фиг. 7. График изменения температуры начала образования гидратов по длине трубопровода
Фиг. 8. График кривых гидратообразования для ГЖС и чистого метана Фиг. 9. График влагосодержания (г/м3) по длине трубопровода
Фиг. 10. Кривая изменения температуры начала образования гидратов Фиг. 11. График изменения температуры гидратообразования
Фиг. 12. Выделение массовой доли воды в газожидкостной смеси Фиг. 13. Содержание массовой доли воды в газожидкостной смеси
Фиг. 14. Фаза воды в объеме газожидкостной смеси по сечению сепаратора
Фиг. 15. Принципиальная конструкция проточного сепарационного устройства с пружинами с опорой на внутреннюю поверхность кольцевой камеры корпуса
Позиции:
1 - встроенные элементы сегменты проточной части;
2 - перфорированный участок;
3 - дренажные каналы;
4 - дренажная емкость;
5 - запорная арматура;
6 - корпус сепарационного устройства;
7 - соединительные элементы с газосборным коллектором;
8 - направляющие для установки рамы на основание;
9 - рама сепарационного устройства;
10 - пружины для изменения проходного сечения при прохождении СОД;
101 - кривая изменения давления по длине газосборного коллектора;
102 - кривая изменения температуры газожидкостной смеси по длине трубопровода;
103 - кривая изменения температуры точек росы;
104 - график изменения влагосодержания по длине трубопровода;
105 - кривая изменения температуры образования гидратов;
201 - кривая гидратообразования для смеси природного газа;
202 - собственная кривая гидратообразования для чистого метана;
203 - расчетные точки эксплуатации газосборного коллектора;
301 - пружина сжатия механизма опоры;
302 - опора-цилиндр с пружиной сжатия;
303 - раздвижной сегмент;
304 - кольцевая камера расположения сегмента;
305 - опора сегмента.
Осуществление изобретения
Газосборный коллектор (ГСК) предназначен для транспортировки газожидкостной смеси. Длина ГСК составляет 600 км. Температура ГЖС на входе в ГСК составляет 332К, температура окружающей среды (То) составляет 271К, величина входное давления ГСК составляет 24,0 Мпа, объёмный расход ГЖС в ГСК составляет 50*106 л/мин. График изменения температуры по длине трубопровода для участка до 15 км со стороны входа в ГСК без учета теплоизоляции ГСК приведен на фиг. 5.
На фиг. 6 показан график, определяющий границу образования гидратов в газожидкостной смеси. Границей является точка пересечения графиков собственной кривой гидратообразования для смеси природного газа (красная парабола) и собственной кривой гидратообразования для чистого метана (синяя парабола). Область, которая находится под красной кривой и правее от нее – это область отсутствия гидратов. Область, что расположена выше и левее красной кривой – это область выделения воды и образования гидратов. Точки, соединенные пунктирной красной линией – это расчетные точки эксплуатации ГСК. Часть этих точек расположены в области отсутствия гидратов, а часть в области, где начинают образовываться гидраты. Таким образом, при эксплуатации ГСК и транспортировании ГЖС по нему возможно образование гидратов. Используя данный график на фиг. 6 определена точка со значением температуры 285,993°К (12,993°С), при достижении которой будет происходить процесс гидратообразования. Эта точка отмечена на графике в виде вертикальной прямой.
Точке с температурой начала гидратообразования соответствует координата трубопровода равная 1431,95 м – это точка с наибольшей вероятностью образования
«гидратной пробки». Таким образом, первый сепарационный модуль необходимо установить на расстоянии 1431,95 м от входа в ГСК.
Движение газа в ГСК является неизотермическим (газ охлаждается вследствие теплопередачи через стенки газопровода с окружающей средой). Фактически движение газа в ГСК всегда является неизотермическим. После некоторого охлаждения на входном участке температура поступающего в ГСК газа составляет на 10-20°С градусов ниже, чем из
скважины, что существенно выше температуры окружающей среды (То). Практически температура газа становится близкой к температуре окружающей среды лишь у газопроводов малого диаметра (Dy<500 мм) на удалении 20-40 км от компрессорной станции или точки дросселирования, а для газопроводов большего диаметра всегда выше То.
Влияние изменения температуры газа проявляется в подавляющем большинстве случаев. Чем больше диаметр газопровода, тем меньше интенсивность теплообмена между газовым потоком и окружающей средой. Конечная температура газа определяется методом последовательных приближений, из-за чего тепло-гидравлический расчет газопровода становится итерационным процессом.
Кроме того, следует учесть, что транспортируемый по трубопроводу газ является реальным газом, которому присущ эффект Джоуля-Томпсона, учитывающий поглощение тепла при расширении газа.
На Фиг. 10 представлен график изменения температуры начала образования гидратов по длине трубопровода с учетом состава газа и изменения давления по длине трубопровода. Кривая №1 (синяя) отображает изменение давления по длине газопровода. Кривая №2 (красная) отображает изменение температуры образования гидратов. Кривая №3 (зеленая) отображает изменение влагосодержания по длине трубопровода. Кривая №4 (желтая) отображает изменение температуры точек росы. Кривая №5 (оранжевая) отображает изменение температуры газа по длине трубопровода.
На участке до 1437 м капельная влага в газопроводе отсутствует, т.к. температура точки росы газа ниже его температуры. На следующем участке будет образовываться капельная влага, поскольку температура точек росы выше, чем температура газа и будет существовать риск образования гидратов до участка, расположенного на расстоянии 1689 м, где температура газа становится выше, чем температура точки росы. Таким образом, первая точка установки сепарационного устройства по отделению жидкой фазы из пластового газадолжна быть на отметке 1437м. На участке от 1689м до отметки 2316м капельной жидкости образовываться не будет, т.к. температура газа выше температуры точки росы. На отметке 2316м температура газа опускается ниже температуры точки росы, т.е. в данной точке начитается выпадение влаги. Таким образом, в данной точке необходимо установить второй модуль сепарационного устройства по отделению жидкой фазы из пластового газа. Далее по газопроводу количество влаги будет минимально.
На фиг. 11 показан график в увеличенном масштабе – область между точкой входа в ГСК и 3 км.
На фиг. 12 показана эпюра распределения капельной влаги по сечению сепаратора.
Как видно из фиг. 12 наибольшее количество влаги будет выделяться на удалении от узкого сечения на расстоянии примерно 4,5м. Объяснить это можно тем, что на выходе из узкого сечения происходит адиабатическое расширение газа и понижение его температуры. Поскольку в данном месте температура ГЖС ниже температуры точки росы и дополнительно переохлаждается в сепарационном устройстве, то вероятность процесса конденсации и выпадения капельной жидкости увеличивается.
На фиг. 14 показана зависимость содержания жидкой фазы в потоке ГЖС, происходит уменьшение массовой доли жидкости в ГЖС в результате ее выделения в чистом виде, т.е. содержание влаги в смеси падает, и она выделяется, согласно фиг. 6.
Таблица 1. Результаты предварительного гидравлического расчета
| Диаметр трубопровода | 36” | 38” | 40” | 42” | 44” | 46” |
| Коэффициент гидравлического сопротивления, λ |
0,027 | 0,027 | 0,028 | 0,028 | 0,028 | 0,029 |
| Число Рейнольдса, Re | 1,432*1 | 1,357* | 1,289* | 1,227* | 1,172* | 1,121* |
| 04 | 104 | 104 | 104 | 104 | 104 | |
| Коэффициент Джоуля-Томпсона, µ |
1,649 | |||||
| Удельная теплоёмкость газа, Cp |
11,119 | |||||
| Корреляционная зависимость Гухмана и Нагаревой, F р_ T |
0,449 | |||||
| Приведенная температура, T пр |
1,74 | |||||
| Приведенное давление, P пр |
5,139 | |||||
| Эмпирическая | ||||||
| зависимость для изменения давления, |
469,633 | 362,28 4 |
283,21 9 |
224,08 5 |
179,24 1 |
144,80 1 |
| МПа2 | ||||||
| Значение давления на выходе из трубопровода, МПа |
10,313 | 14,619 | 17,111 | 18,759 | 19,919 | 20,765 |
| Значение среднего давления в заданной точке, МПа |
18,067 | 19,689 | 20,748 | 21,487 | 22,023 | 22,422 |
| поправочный коэффициент (параметр Шухова), 1/м |
0,003 | 0,003 | 0,004 | 0,004 | 0,004 | 0,004 |
| Давление для принятого диапазона диаметров в точке начала гидратообразования, МПа |
23,975 | 23,981 | 23,985 | 23,988 | 23,99 | 23,992 |
| T x , K | 271,569 | 271,44 1 |
271,34 1 |
271,26 3 |
271,20 3 |
271,15 7 |
Таким образом, исходя из приведенного примера, расход жидкой фазы составит 50 м 3 /сут (34,7 л/мин), которую будет необходимо отвести насосами перекачки жидкости в резервуар.
Конструкция сепарационного устройства по отделению жидкой фазы из пластового газа позволяет пропускать через него систему очистки и диагностики (СОД). СОД подбирается в зависимости от необходимой работы, выполняемой на ГСК. СОД обеспечивает очистку ГСК от отложений внутри него, а также выполняет роль сбора жидкости в ГСК. С последующей ее утилизацией в емкость, расположенную на выходе ГСК. После проведения работ на ГСК системой СОД трубопровод ГСК освобожден от примесей (глины, песка, механических примесей и т.д.) и жидкости, накопившейся по всему участку ГСК, и готов к работе.
На фиг. 15 приведен вариант исполнения сепарационного устройства, где сужение проточной части обеспечивается пружинами, которые располагаются с опорой на внутреннюю поверхность кольцевой камеры корпуса, причем камера сформирована с возможностью размещения в ней сегмента с опорой на кольцевую камеру. В процессе транспортирования пластовой продукции происходит охлаждение, конденсация и выпадение капельной жидкостиза счет проявления эффекта Джоуля-Томпсона на сужающейся части проточного канала сепарационного устройства (фиг. 15), а также скопление жидкости под действием сил гравитации в нижних точках профиля газосборного коллектора. Отвод
выделяющейся жидкости происходит через перфорированный участок сепарационного устройства. Сужение проточной части сепарационного устройства обеспечивается за счет формы раздвижных сегментов (фиг. 15, поз.) установленных на опорах (фиг. 15, поз.305) и располагающихся в кольцевой камере (фиг. 15, поз.304) корпуса сепарационного устройства. При прохождении СОД (по направлению движения ГЖС) происходит расширение узкой части проточного канала сепарационного устройства за счет поворота сегментов (фиг. 15, поз.303) на опоре (фиг. 15, поз.305). После прохождения СОД через зону установки сегментов сегменты возвращаются в исходное состояние под воздействием пружины (фиг. 15, поз.301) пружинного механизма (фиг. 15, поз.302).
Claims (9)
1. Сепарационное устройство по отделению жидкой фазы из пластового газа, включающее цилиндрический корпус с дренажными каналами, внутри корпуса последовательно расположены сепарационный элемент и перфорированный участок, сепарационный элемент разделен на сегменты, причем внутренняя часть сепарационного элемента имеет полость, внутреннее проходное сечение которой представляет собой трубу Вентури, между сегментами образованы щели для отвода сконденсированной жидкости, на внешней стороне сегментов расположены пружины с опорой на корпус, сепарационный элемент выполнен с возможностью изменения внутреннего проходного сечения за счет перемещения сегментов в направлении внутренней части корпуса при пропускании средства очистки и диагностики через внутреннее сечение сепарационного элемента.
2. Сепарационное устройство по п. 1, отличающееся тем, что пружины располагают с опорой на внутреннюю поверхность кольцевой камеры корпуса, причем камера сформирована с возможностью размещения в ней сегмента с опорой на кольцевую камеру.
3. Сепарационное устройство по п. 1, отличающееся тем, что пружины располагают с опорой непосредственно на внутреннюю поверхность корпуса.
4. Гидродинамический сепаратор жидкости, состоящий из основания/рамы, сепарационного модуля жидкости по пп. 1-3, отличающийся тем, что выполнен с возможностью пропускания средств очистки и диагностики через внутреннее сечение сепаратора, дренажной части, коннекторов и запорной арматуры.
5. Гидродинамический сепаратор жидкости по п. 4, отличающийся тем, что дренажная часть оборудована датчиками уровня жидкости и насосом, связанным с датчиками уровня и подключенным к трубопроводу для откачки жидкости.
6. Гидродинамический сепаратор по п. 5, отличающийся тем, что насос дополнительно подключен к сепарационному модулю.
7. Гидродинамический сепаратор по пп. 4-6, отличающийся тем, что выполнен с возможностью установки как в разрыв трубопровода, так и в разрыв трубопровода с добавлением параллельного трубопровода (байпаса), на входе и выходе гидродинамического сепаратора жидкости.
8. Гидродинамический сепаратор по пп. 4-7, отличающийся тем, что сепарационный элемент представляет собой перфорированный цилиндр.
9. Способ разделения газожидкостной смеси, в котором пропускают газожидкостную смесь через сепарационное устройство по отделению жидкой фазы из пластового газа по пп. 1-3 и отделяют жидкость, при этом отложившиеся загрязнения в процессе разделения удаляют средством очистки и диагностики, пропускаемым через внутреннее сечение сепаратора.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2807372C1 true RU2807372C1 (ru) | 2023-11-14 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1722540A1 (ru) * | 1987-03-23 | 1992-03-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Газа | Устройство дл отделени жидкости от газа |
| US20020153326A1 (en) * | 2001-04-19 | 2002-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for separating a fluid from a mixture of fluids |
| RU42765U1 (ru) * | 2003-05-27 | 2004-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" | Устройство для отвода жидкости из газопровода |
| US20090065431A1 (en) * | 2006-02-20 | 2009-03-12 | Knut Bakke | In-line separator |
| RU2700524C1 (ru) * | 2019-01-09 | 2019-09-17 | Акционерное общество "Трубодеталь" | Устройство для сепарации жидкостных пробок |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1722540A1 (ru) * | 1987-03-23 | 1992-03-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Переработке Газа | Устройство дл отделени жидкости от газа |
| US20020153326A1 (en) * | 2001-04-19 | 2002-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for separating a fluid from a mixture of fluids |
| RU42765U1 (ru) * | 2003-05-27 | 2004-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" | Устройство для отвода жидкости из газопровода |
| US20090065431A1 (en) * | 2006-02-20 | 2009-03-12 | Knut Bakke | In-line separator |
| RU2700524C1 (ru) * | 2019-01-09 | 2019-09-17 | Акционерное общество "Трубодеталь" | Устройство для сепарации жидкостных пробок |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2673054C2 (ru) | Устройство для сепарации газа и жидкости, а также соответствующий способ | |
| US7152682B2 (en) | Subsea process assembly | |
| EP0825896B1 (en) | Separator systems for well production fluids | |
| US6364940B1 (en) | Compact, high-efficiency, gas/liquid separator method and apparatus | |
| RU2340384C2 (ru) | Устройство для разделения многофазных текучих сред | |
| US20070274842A1 (en) | Subsea multiphase pumping systems | |
| EP1352679A1 (en) | Separator | |
| BRPI0907544B1 (pt) | Conjunto para separação de um fluxo multifásico | |
| US8657896B2 (en) | High flow rate separator having paired coalescer and demister | |
| AU2015284617C1 (en) | Fluid processing system, heat exchange sub-system, and an associated method thereof | |
| RU2807372C1 (ru) | Гидродинамический сепаратор жидкости с возможностью пропускания средств очистки и диагностики (СОД) | |
| CN110614015A (zh) | 气水分离系统和方法 | |
| CN101837200B (zh) | 一种工业油水分离方法及其系统 | |
| RU2643965C2 (ru) | Устройство и способ для подводной обработки флюида из скважины | |
| RU221428U1 (ru) | Гидродинамический сепаратор жидкости с возможностью пропускания средств очистки и диагностики (СОД) | |
| RU2292227C1 (ru) | Трубное устройство предварительной сепарации | |
| RU2713544C1 (ru) | Способ сброса попутно-добываемых воды и газа по отдельности на кустах скважин нефтяного месторождения | |
| EA003315B1 (ru) | Система для добычи обезвоженной нефти из подземного месторождения | |
| US5294214A (en) | Gas eliminator for offshore oil transfer pipelines | |
| CN102008867B (zh) | 多支管气液两相分离器 | |
| RU75461U1 (ru) | Установка подготовки углеводородного газа низкотемпературной сепарацией | |
| CN114810029B (zh) | 一种容器式段塞流捕集器系统 | |
| RU19771U1 (ru) | Трубный делитель фаз | |
| CN118743868A (zh) | 管道型油水分离装置 | |
| WO2024187059A1 (en) | Vapor and liquid recovery tower |