СЕПАРАТОР ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2021 года по МПК B01D19/00 G01F1/74 G01F15/08 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для измерения дебита и исследования нефтяных и газовых скважин при освоении их после бурения и в процессе эксплуатации.

Известен сепаратор, состоящий из входного первого трубчатого элемента, патрубка ввода газожидкостной смеси (ГЖС), патрубков отвода газа и отделившейся жидкости и отстойника для жидкости. В первом трубчатом элементе размещен смеситель, завихритель, второй трубчатый элемент и противовихревое средство. При этом второй трубчатый элемент снабжен сквозными отверстиями и установлен соосно первому трубчатому элементу, таким образом, что между наружной поверхностью второго трубного элемента и внутренней поверхностью первого трубного элемента сформирован кольцевой зазор. Первый трубчатый элемент соединен с отстойником для жидкости через рециркуляционную линию и соединительный узел (пат. WO 2014/060048, кл. B01D 17/02, B01D 45/16, В04С 3/06, 19.10.2012 г.).

Недостатком устройства является то, что в первом компоненте создается вращательное движение с образованием кольцевого слоя жидкости, а во втором используется остаточное вращательное движение также с образованием кольцевого слоя на цилиндрической стенке первого трубчатого элемента и центрального потока газа с пониженным количеством накопленной жидкости. Как отмечает автор, наблюдается отсутствие четкой границы между кольцевым слоем и центральным потом газа, то есть заранее принимается, что даже при двухстадийной сепарации не обеспечивается высокое качество очистки газа. Другим недостатком является вертикальная конфигурация емкости для сбора жидкости, что увеличивает габариты установки, а также разделение емкости перегородкой, что влечет необходимость регулирования уровня жидкости в каждом отсеке и усложнение системы управления. В связи, с чем устройство ограничено по применению в тестовых установках.

Известен сепаратор, содержащий цилиндрический корпус с коаксиально установленными внутри корпуса входной и выходной трубами, завихритель, диспергатор жидкостных пробок в виде пристенных спиральных пластин. Патрубок ввода смеси переходит в камеру расширения с диффузором и конфузором, начало и конец входной трубы выполнены коноидальными, а начало трубы размещено в конфузоре камеры расширения. Между входной и выходной трубами установлена промежуточная труба, в стенке которой выполнены последовательно расположенные тангенциальные, продольные и кольцевая щели. Вокруг этих щелей размещены стабилизаторы в виде коаксиальных труб. Патрубки отвода жидкости установлены в камере расширения и за камерой расширения (пат. RU 2260467, кл. B01D 19/00, 02.03.2004 г.).

Недостатком устройства является неуправляемый сброс газа из входной камеры, зависящий от содержания жидкости, а также нарушение циркуляции газа с капельной жидкостью при снижении нагрузки. Двухкамерное устройство сепаратора увеличивает габариты установки, препятствующее его мобильному использованию.

Известен сепаратор, содержащий корпус с патрубком ввода ГЖС и патрубками выхода очищенного газа и жидкости, расположенное в корпусе газораспределительное устройство, над которым расположена тарелка с прямоточными центробежными сепарационными элементами. Над указанной тарелкой расположена комбинированная сепарационно-фильтрующая секция, выполненная в виде двух установленных одна над другой тарелок, верхняя из которых содержит коалесцирующие фильтрующие элементы, каждый из которых выполнен из чередующихся коалесцирующих и дренажных слоев фильтрующего материала, и сливные трубы для отвода жидкости, стекающей с наружной поверхности фильтрующих элементов. Нижняя тарелка содержит патрубки подачи газа непосредственно внутрь фильтрующих элементов верхней тарелки, причем патрубки подачи газа выполнены соосно с зазором относительно фильтрующих элементов для дополнительного отвода через кольцевой зазор, образованный внутренним диаметром фильтрующих элементов и наружным диаметром патрубков подачи газа в фильтрующие элементы, жидкости, стекающей с внутренней поверхности фильтрующих элементов, и сливные трубы для отвода этой жидкости (пат. RU 2729572, кл. B01D 45/12, B01D 46/24, B01D 53/26, 23.07.2019 г.).

Недостатком устройства является отсутствие ремонтопригодности заранее смонтированных микроциклонов и фильтрующих элементов без возможности изменения их количества и размеров для регулирования производительности.

Наиболее близким к заявляемой установке является трубное устройство предварительной сепарации, содержащее восходящий участок трубопровода и камеру предварительного осаждения жидкости, патрубок подвода газоводонефтяной смеси, патрубки отвода газа и отделившейся жидкости, соединенные с газожидкостным сепаратором. В восходящем трубопроводе размещен пучок труб. Камера предварительного осаждения жидкости содержит последовательно размещенные в ней вертикальные жалюзийные пластины, центральную трубу с конфузором и завихрителем и выходную трубу. На поверхности центральной трубы выполнены параллельно расположенные продольные щели. Центральная и выходная трубы разделены кольцевой щелью со встречными конусами (пат. RU 2292227, кл. B01D 19/00, 08.05.2005 г.).

Недостатком устройства, выбранного в качестве прототипа, является вероятность вторичного уноса уловленной жидкости из-за дисбаланса работы сливных труб - гидрозатворов при пульсации расхода ГЖС в широком диапазоне дебитов скважин. Также к недостатку можно отнести двухкамерное исполнение устройства, что увеличивает ее габариты и препятствует мобильному исполнению.

Общим недостатком известных аналогов является неудовлетворительная работа в широком диапазоне изменяющихся дебитов скважин, а также отсутствие оперативной адаптации и возможности оптимизации в процессе исследований. Заданные диапазоны производительности тестовых сепараторов очень широкие и в некоторых случаях могут изменяться в десятки раз, поэтому для их оптимизации необходима адаптация сепараторов к этим условиям.

Техническим результатом изобретения является обеспечение качества сепарации в широком диапазоне дебитов скважин при одновременном уменьшении габаритов установки до размеров, позволяющих использовать его в малогабаритных передвижных установках (ПКИОС).

Указанный технический результат достигается тем, что в сепараторе для измерения дебита и исследования нефтяных и газовых скважин, включающем сепарационную емкость с трубопроводом и патрубком подвода ГЖС, трубопроводами отвода газа, нефти и пластовой воды, расположенную в ней вихревую трубу с винтовым циклоном, с соосно закрепленным хвостовиком, образующим кольцевой зазор на стыке с вихревой трубой и снабженным продольными щелями, при этом часть трубы и хвостовик помещены в отбойный кожух, кроме того в сепарационной емкости имеется вертикальный коалесцирующий каплеотбойник, коалесцер для разрушения водной эмульсии и вертикальная переливная перегородка, а так же фильтр для очистки газа, установленный на горизонтальной тарелке, размещенной в вертикальном колпаке, в отличие от прототипа, трубопровод подвода ГЖС перед сепарационной емкостью разветвляется на два параллельных трубопровода, каждый из которых через патрубок подвода ГЖС соединен с одной из двух вихревых труб, при этом вихревые трубы выполнены сменными по диаметру, а циклоны по диаметру и шагу винтовой линии, кроме того фильтр для очистки газа может быть заменен на группу фильтров меньшего диаметра, но с большей суммарной площадью фильтрации.

Предлагаемое техническое решение имеет существенное отличие от известных, заключающееся в ступенчатом разбиении всего диапазона работы на 2 интервала с помощью двойного ввода: с одной вихревой трубой на 50% от расчетной нагрузки, с двумя тубами - на 100%, что позволяет повысить качество сепарации в уменьшенном диапазоне нагрузок по жидкости и газу. Вторым важным существенным отличием установки является возможность оперативной замены вихревых труб и фильтров на типоразмеры с оптимальной характеристикой, что позволяет создать более узкие новые диапазоны внутри заданного проектом.

На фиг. 1 показан сепаратор с одним фильтром.

На фиг. 2 показан вид слева согласно фиг. 1 вдоль линии А, показанной на фиг. 1.

На фиг. 3 показан частичный вид сверху сепаратора с группой фильтров.

Установка содержит сепарационную емкость 1, к которой подсоединены трубопровод подвода ГЖС 2 и трубопроводы отвода газа 3, нефти 4 и пластовой воды 5 с измерительными 6 и регулирующими приборами 7. Трубопровод подвода ГЖС 2, перед емкостью 1, разветвляется на два параллельных трубопровода, каждый из которых через патрубок ввода ГЖС 8 соединен с одной из двух вихревых труб 9. Трубы 9 расположены параллельно емкости 1 и каждая из них снабжена винтовым циклоном 10. Для расширения рабочего диапазона при смене режимов работы сепаратора вихревая труба 9 и винтовой циклон 10 выполнены сменными. В зависимости от производительности исследуемой скважины труба 9 может иметь различный диаметр, например 4'', 6'' и 8'' дюймов, а циклон 10 - диаметр и шаг винтовой линии для изменения скорости потока в винтовом канале, обеспечивающей разделение фаз в центробежном поле. Соосно с трубой 9 закреплен хвостовик 11 с продольными щелями 12, таким образом, что между ними образован кольцевой зазор 13. Хвостовая часть трубы 9 и хвостовик 11 помещены в отбойный кожух 14. В емкости также размещены, вертикальный коалесцирующий каплеотбойник 15, коалесцер для разрушения водной эмульсии 16, переливная перегородка 17 и уровнемеры 18. Фильтр для очистки газа 19 расположен на горизонтальной тарелке 20, размещенной в вертикальном колпаке 21. Снизу к горизонтальной тарелке 20 подсоединена гидрозатворная труба 22. Для расширения рабочего диапазона при смене режимов работы сепаратора фильтр 19 выполнен сменным. При увеличении нагрузки фильтр 19 заменяют группой фильтров 19 меньшего диаметра, но с большей площадью фильтрации. В зависимости от производительности исследуемой скважины осуществляется подбор материала, диаметра, высоты и количества фильтров.

Расчет диаметра, высоты и количества фильтров 19 осуществляется по формуле:

где К - краткость увеличения площади фильтра;

d - диаметр фильтра при групповом размещении в габаритах колпака;

D - диаметр одного фильтра в габаритах колпака;

n - количество фильтров диаметром d;

h_1,2 - высота фильтров, принимаемая в расчетах.

Например, в сепарационной установке один фильтр с диаметром 400 мм можно заменить 6 фильтрами диаметром 125 мм, при этом площадь фильтрации увеличивается в 2 раза.

Установка работает следующим образом.

Продукция исследуемой скважины - ГЖС: газ, нефть (газовый конденсат), пластовая вода по подводящему трубопроводу 1 раздваивается на два потока и через патрубки 8 поступает в вихревые трубы 9. В вихревых трубах 9 ГЖС за счет центробежных сил, создаваемых винтовым циклоном 10, разделяется на две части - газовую и жидкую. Жидкая часть (нефть-вода) собирается на внутренней поверхности вихревой трубы 9, под действием вращающегося газового вихря движется по стенке трубы и через кольцевой зазор 13 и продольные щели 12 выбрасывается с частью газа в пространство отбойного кожуха 14, предназначенного для организации выхода жидкости и газа в отстойную зону емкости 1. В отстойной зоне жидкость с помощью коалесцера 16 и переливной перегородки 17 расслаивается на две части: водяную до перегородки 17 и нефтяную после перегородки 17, которые выводятся из емкости трубопроводами 5 и 4 соответственно. Для контроля и регулирования процесса разделения жидкости осуществляется измерение уровня нефти и пластовой воды с помощью уровнемеров 18.

Газ, содержащий не уловленные в вихревых трубах 9 частицы жидкости и мехпримеси, после выхода из отбойного кожуха 14 направляется в газовую зону сепаратора и проходит дополнительную очистку в вертикальном коалесцирующем каплеотбойнике 15, а затем окончательную очистку в фильтре или группе фильтров 19. Жидкость, уловленная фильтром или группой фильтров 19, накапливается на горизонтальной тарелке 20 и через гидрозатворную трубу 22 стекает в отстойную зону емкости 1, а очищенный газ отводится в трубопровод 3.

Очищенный газ, нефть и пластовая вода после вывода в соответствующий трубопровод проходят через измерительные 6 и регулирующие приборы 7.

Предлагаемый сепаратор востребован для освоения и исследования нефтяных и газовых скважин после их бурения и в процессе эксплуатации.

Изобретение относится к сепаратору для измерения дебита и исследования нефтяных и газовых скважин, включающему сепарационную емкость с трубопроводом и патрубком подвода газожидкостной смеси, трубопроводами отвода газа, нефти и пластовой воды, расположенную в ней вихревую трубу с винтовым циклоном, с соосно закрепленным хвостовиком, образующим кольцевой зазор на стыке с вихревой трубой и снабженным продольными щелями. При этом часть трубы и хвостовик помещены в отбойный кожух, кроме того в сепарационной емкости имеется вертикальный коалесцирующий каплеотбойник, коалесцер для разрушения водной эмульсии и вертикальная переливная перегородка, а также фильтр для очистки газа, установленный на горизонтальной тарелке, размещенной в вертикальном колпаке. Причем фильтр выполнен сменным. Сепаратор характеризуется тем, что трубопровод подвода газожидкостной смеси перед сепарационной емкостью разветвляется на два параллельных трубопровода, каждый из которых через патрубок подвода газожидкостной смеси соединен с одной из двух вихревых труб, при этом вихревые трубы выполнены сменными по диаметру, а циклоны - по диаметру и шагу винтовой линии. Сепаратор обеспечивает качество сепарации в широком диапазоне дебитов скважин при одновременном уменьшении габаритов установки до размеров, позволяющих использовать его в малогабаритных передвижных установках 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Сепаратор для измерения дебита и исследования нефтяных и газовых скважин, включающий сепарационную емкость с трубопроводом и патрубком подвода газожидкостной смеси, трубопроводами отвода газа, нефти и пластовой воды, расположенную в ней вихревую трубу с винтовым циклоном, с соосно закрепленным хвостовиком, образующим кольцевой зазор на стыке с вихревой трубой и снабженным продольными щелями, при этом часть трубы и хвостовик помещены в отбойный кожух, кроме того в сепарационной емкости имеется вертикальный коалесцирующий каплеотбойник, коалесцер для разрушения водной эмульсии и вертикальная переливная перегородка, а также фильтр для очистки газа, установленный на горизонтальной тарелке, размещенной в вертикальном колпаке, при этом фильтр выполнен сменным, отличающийся тем, что трубопровод подвода газожидкостной смеси перед сепарационной емкостью разветвляется на два параллельных трубопровода, каждый из которых через патрубок подвода газожидкостной смеси соединен с одной из двух вихревых труб, при этом вихревые трубы выполнены сменными по диаметру, а циклоны - по диаметру и шагу винтовой линии.

2. Сепаратор по п. 1, отличающийся тем, что фильтр заменен на группу сменных фильтров меньшего диаметра, но с большей суммарной площадью фильтрации.