способ дегазации и обезвоживания нефти и сепаратор для его осуществления. Устройство дегазатора нефти


Дегазатор

 

Изобретение относится к устройствам для дегазации жидкостей, а именно буровых растворов. Целью изобретения является повышение эффективности при нестационарной работе. Дегазатор имеет рабочую камеру, в которой установлен циклон. Циклон в нижней части имеет вертикально-щелевой разделитель и круговой гаситель потока с окнами вверху. В верхней части циклона расположены дополнительные окна для перелива избытка бурового раствора. Под гасителем потока установлены отражатели в виде многоярусных сетчатых элементов. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я>s В 01 D 19/00

ОЩщм„,д ь

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО.ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4676114/26 (22) 11.04.89 (46) 15.07.91. Бюл. № 26 (75) В.Д. Куртов, И.И, Нечухран и С.А. Кателла (53) 66.069.84 (088.8) (56) Патент США ¹ 2228401, кл. 55-170, 1937. (54) ДЕГАЗАТОР (57) Изобретение относится к устройствам для дегазации жидкостей. а именно буровых растворов. Целью изобретения является поИзобретение относится к технике бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к дегазаторам промывочной жидкости.

Цель изобретения — повышение эффективности при нестационарной работе.

На чертеже приведена принципиальная схема дегазатора.

Дегазатор состоит из рабочей камеры 1 с отводными трубами 2 и 3 соответственно для газа (в верхней части камеры 1) и для жидкости (в нижней части камеры 1), циклона 4 и отражателей 5 потока жидкости (бурового раствора), расположенных внутри рабочей камеры 1.

Рабочая камера 1 снабжена герметичной крышкой 6. Снизу к крышке 6 по оси камеры 1 (и, соответственно, крышки 6) подвешен циклон 4, Разгазированный буровой раствор подается в циклон 4 по впускному патрубку 7, подсоединенному к корпусу циклона 4 тангенциально, Циклон 4 выполнен в виде цилиндрического корпуса, переходящего внизу в конус

8, снабженный в нижней части вертикальнощелевым разделителем 9, Разделитель 9 представляет собой вертикальные окна, выполненные в стенке конуса 8, Снаружи разделителя 9 установлен кру- говой гаситель 10 потока с окнами 11 вверху.

„„5U „„1662612 Al вышение эффективности при нестационарной работе. Детазатор имеет рабочую камеру, в которой установлен циклон, Циклон в нижней части имеет вертикально-щелевой разделитель и круговой гаситель потока с окнами вверху. В верхней части циклона расположены дополнительные окна для перелива избытка бурового раствора. Под гасителем потока установлены отражатели в виде многоярусных сетчатых элементов. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

В верхней части циклона 4 выполнены дополнительные окна 12, расположенные выше впускного патрубка 7 и служащие для предупреждения перелива жидкости при нестационарном (пульсирующем) истечении потока через отводную трубу 2. Количество и суммарную площадь переливных окон 12 подбирают таким образом, чтобы весь избыточный объем жидкости (в основном, газированный буровой раствор) успевал вытекать внутрь камеры 1. Если площадь сечения переливных окон составляет не менее 0,25 площади сечения горизонтальной части циклона 4 (выше конуса 8), то жидкость успевает выходить полностью через окна 12 и не заходит в отводную трубу

2 для газа. Целесообразна установка средства. перекрывающего отводную трубу 2, так как это дополнительно исключает перелив жидкости через трубу 2. Это средство может быть выполнено в виде поплавка, перекрывающего трубу 2 при попадании в нее жидкости.

Для отвода отделенного газа из циклона

4 служит выпускной патрубок 2 (он же является и отводной трубой для отвода газа из рабочей камеры 1). Низ трубы 2 установлен ниже плоскости ввода впускного патрубка 7;

1662612

35

45

Труба 2 перфорирована по всей длине, находящейся внутри циклона 4.

Ниже циклона 4 установлены многоярусные сетчатые отражатели 5, перекрывающие сечение (почти полностью) рабочей камеры 1. При этом сетчатые отражатели 5 всех ярусов установлены наклонно итак, что нижний конец верхнего яруса установлен над верхним концом нижележащего яруса.

Отражатели 5 имеют перегородки 13, установленные в нижней части ярусов и образующие с внутренней стенкой рабочей камеры 1 окна 14 для прохождения вверх выделившегося из бурового раствора газа.

Рабочая камера 1 снабжена дополнительной трубой 15 для отвода газа, выделившегося из бурового раствора при прохождении через отражатели 5 (в атмосферу или на факел).

Дегазатор работает следующим образом.

Разгазированная жидкость из обвязки противовыбросового оборудования под напором пластовой энергии через впускной патрубок 7 поступает в циклон 4, в котором под действием центробежных сил газ отделяется от бурового раствора и через трубу 2 отводится в атмосферу (или на факел при наличии сероводорода).,Дегазированная жидкость стекает по стенкам циклона 4. 3акрученная в корпусе циклона 4 жидкость в конусе 8 устремляется в направляющие окна (вертикальные) разделителя 9 и выходит из них в горизонтальном направлении до встречи с конусной стенкой (преградой) кругового гасителя 10 потока, Здесь жидкость еще раз меняет свое направление и стекает частью в разные стороны в аиде брызг и частью вниз по внутренней стенке кругового гасителя 10 потока. Все это способствует дальнейшей дегазации потока жидкости, Отделившийся при этом газ выходит через окка 11 вверх.

Дегазированный полностью или частично буровой раствор из циклона и кругового гасителя 10 сливается на многоярусный отражатель 5 потока. При стекании бурового раствора через сетчатый многоярусный отражатель 5 происходит дорполнительная дегазация. Благодаря наклонному расположению сеток отражателя 5 жидкость течет по всей площади всех сеток. Это приводит

20 к значительному увеличению этой площади.

А так как при течении раствора через сетки он одновременно просачивается сквозь ячейки (отверстия) сетки, то это приводит к значительному увеличению площади прохождения жидкости (бурового раствора) через сетку, В результате такого увеличения поверхности просачивания повышается эффект дегазации.

Выделившийся при этом газ поднимается, скользит снизу по наклонной сетке вверх и через кольцевые окна 14 выходит в верхнюю часть рабочей камеры 1 и далее через

Дополнительную трубу 15 в атмосферу или на факел.

Предлагаемый дегазатор обеспечивает высокую эффективность дегазации буровых растворов за счет совместного применения циклонного способа разделения с механическим разделением фаз (жидкости и газа), имеет широкую область применения: от маловязких буровых растворов до высоковязких независимо от величины удельного веса жидкости, а также характеризуется надежностью в работе и простотой конструкции.

Формула изобретения

1. Дегазатор, содержащий рабочую камеру с отводными трубами, в которой установлены циклон с впускным патрубком и отражатели потока, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности при нестационарной работе, дегазатор снабжен вертикально-щелевым. разделителем, установленным в нижней части циклона, круговым гасителем потока с окнами вверху, установленным снаружи разделителя, циклон выполнен с дополнительными окнами в верхней части, расположенными выше впускного патрубка, причем рабочая камера снабжена дополнительной трубой для отвода газа.

2. Дегазатор по и, 1, отл ич а ю щи йс я тем, что отражатели потока выполнены в виде многоярусных сетчатых элементов, установленных наклонно, при этом нижний конец верхнего яруса установлен над верхним концом нижележащего яруса, а между отражателями и стенкой рабочей камеры выполнены окна для прохода газа, 1662612

Составитель О,Калякина

Техред M. Моргентал Корректор М,Демчик

Редактор А,Огар

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 101

Заказ 2217 Тираж 437 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

   

www.findpatent.ru

способ дегазации и обезвоживания нефти и сепаратор для его осуществления - патент РФ 2206734

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для предварительной подготовки нефти и очистки пластовых сточных вод. Обеспечивает повышение эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии и снижение энергозатрат. Сущность изобретения: дегазацию и обезвоживание нефти проводят в двухсекционном сепараторе с нагревом. Ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй. В первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. Сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки. Первая перегородка перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора. Вторая перегородка перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части. Сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки. Обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой. Обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой. В секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и вертикальное движение от центра к стенкам корпуса сепаратора. Отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. Устройство включает горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти. Патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен в центральной части второй секции сепаратора - секции нагрева. Нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами. Верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя. Горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам, для ввода и вывода теплоносителя. Трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному. Поперечные перфорированные перегородки установлены на разделе первой и второй секций сепаратора. Патрубок вывода газа размещен над перегородками. Патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок. Патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил. Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтепромыслах для предварительной подготовки нефти и очистки пластовых сточных вод. Известен способ разделения двух несмешивающихся жидкостей, преимущественно воды и нефти, включающий подачу в разделительную емкость воды и нефти, затем исходной смеси, выдержку и выпуск разделенных продуктов (Патент РФ 1805991, опубл. 30.03.93). Известный способ длителен и не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Известен способ сепарации продукции скважин, включающий ввод газоводонефтяной смеси в функциональный аппарат, отбор выделившегося свободного газа, обезвоженной газированной нефти, обработку перепадом давления газированной пластовой воды пропусканием ее через штуцер с одновременной подачей ее в верхнюю часть отстойника и отвод пластовой воды (Патент РФ 1507415, опубл. 15.09.89). Известный способ приводит к сепарации газоводонефтяной эмульсии, однако он сложен в реализации вследствие необходимости применения перепада давления и не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ деэмульсации газоводонефтяной эмульсии, включающий подачу газоводонефтяной эмульсии под топочное устройство нагревательного отсека сепаратора, нагрев, разрушение и укрупнение глобул нефти и воды, разгазирование, отвод газа, подачу нефтеводяной смеси через и сквозь перфорированные перегородки и распределитель в отстойный отсек, окончательное разделение на нефть и воду, отбор нефти и воды (Авторское свидетельство СССР 709113, опубл. 15.01.80 - прототип). Известный способ не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии и снижения энергозатрат. Задача решается тем, что в способе дегазации и обезвоживания нефти, включающем гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом, согласно изобретению ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй, в первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды, для чего сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой, в секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости, отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. Дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющeм одну секцию нагрева, до температуры большей, чем в предыдущем сепараторе. Дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющeм две секции нагрева, до температуры в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей. Нагрев разделяемой смеси на последней ступени осуществляют с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. Известна установка для деэмульсации нефти, включающая горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перегородки, вертикальную перегородку, не доходящую до верха и низа корпуса, снабженную переливным козырьком, отстойную камеру, камеру нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии и вывода газа, воды и нефти (Авторское свидетельство СССР 747490, опубл. 15.07.80). Известная установка не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. Аппарат имеет малый межремонтный период и высокую пожароопасность. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является аппарат для деэмульсации газоводонефтяной эмульсии (сепаратор), включающий горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, не доходящие поочередно до верха и низа корпуса, отстойную камеру, камеру нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии и вывода газа, воды и нефти (Авторское свидетельство СССР 709113, опубл. 15.01.80 - прототип). Известный аппарат не обеспечивает высокой эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, обладает высокими энергозатратами. Аппарат имеет малый межремонтный период и высокую пожароопасность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снижения энергозатрат, увеличения межремонтного периода и снижения пожароопасности. Задача решается тем, что в сепараторе для дегазации и обезвоживания нефти, включающем горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти, согласно изобретению патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен во второй секции сепаратора, нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами, верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя, горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам для ввода и вывода теплоносителя, трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному, на разделе первой и второй секций сепаратора установлены поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, патрубок вывода газа размещен в верхней части между перегородками, патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок, патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. Сущность изобретения При дегазации и обезвоживании нефти проводят гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом. При этом не всегда удается обеспечить высокую эффективность процесса разделения газоводонефтяной эмульсии. Применяемые аппараты имеют малый межремонтный период и высокую пожароопасность. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снижения энергозатрат, увеличения межремонтного периода и снижения пожароопасности. Для этого ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй. В первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. При этом снижаются энергозатраты на нагрев, поскольку из нагрева исключается нагрев свободного газа и свободной воды (теплоемкость воды в 2 раза больше теплоемкости нефти), т.е. нагревают только нефть, растворенный газ и эмульгированную воду. Обеспечивают сообщение между первой и второй секцией сепаратора через поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части. Сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой. Перфорация нижней части второй перегородки намного повышает устойчивость работы сепаратора за счет исключения "запирания" потока нефти при повышении уровня воды в сепараторе выше оптимального значения. Одновременно при этом повышается степень равномерности распределения потока нефти по поперечному сечению сепаратора в зазоре между уровнем воды и верхом отверстий перфорации. При отсутствии перфорации неравномерность потока в этом случае обуславливается погрешностями изготовления и монтажа сепаратора, неизбежными на практике. Перфорация верхней части первой и второй перегородок способствует отделению жидкости от газа за счет повышения степени равномерности поля скоростей потока газа по поперечному сечению сепаратора. В секции нагрева нагревают разделяемую смесь от стенок труб нагревателя. Теплоносителем могут служить вода, антифриз, термомасло, обезвоженная нефть или вода со следующей ступени разделения газоводонефтяной эмульсии и т.п. Организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости. При этом увеличивается теплообмен и облегчается разделение смеси на газ, воду и нефть. За счет замены теплоносителя с топочного газа (в прототипе) на применяемые теплоносители удается снизить пожароопасность сепаратора и увеличить межремонтный период с 3-4 мес до 2 лет и более. Отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, т.е. в месте подхода газа из первой и второй секции. Отбор воды выполняют во второй секции вблизи от перегородок, т.е. в месте наиболее интенсивного подхода воды из двух секций. Отбор нефти выполняют во второй секции - конечной точке сепарации. На фиг. 1 представлен сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти, продольный разрез; на фиг. 2 - первая поперечная перфорированная перегородка; на фиг. 3 - вторая поперечная перфорированная перегородка, на фиг. 4 - схема сепарирования с двухступенчатым нагревом, на фиг. 5 - схема сепарирования с трехступенчатым нагревом. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти (фиг. 1) содержит горизонтальный корпус 1, разделенный на первую отстойную секцию 2 и вторую секцию нагрева 3 первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Первая перфорированная перегородка 4 (фиг. 2) перфорирована в верхней части на высоту h2 и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h3. Вторая перфорированная перегородка 5 (фиг. 3) перфорирована в верхней части на высоту h4 и снизу на высоту h5 и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h5. Сепаратор снабжен нагревателем 6, размещенным в центральной части второй секции 3. Патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 размещен в первой отстойной секции 2, патрубок вывода газа 8 размещен над перегородками 4 и 5, патрубок вывода воды 9 размещен во второй секции нагрева 3 вблизи от перегородки 5, патрубок вывода нефти 10 размещен в торце второй секции нагрева 3. Нагреватель 6 выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16. Верхний из горизонтальных коллекторов 13 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17. Нижний из горизонтальных коллекторов 14 соединен с патрубком вывода теплоносителя 18. Горизонтальные коллекторы 15 и 16 соседних по высоте рядов труб 11 и 12 соединены друг с другом трубами 19 со стороны, противоположной патрубкам для ввода 17 и вывода теплоносителя 18. Трубы 11 и 12 в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора 13 к выходному 14. Сепаратор работает следующим образом. Через патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 в первую отстойную секцию 2 подают газоводонефтяную эмульсию. В первой отстойной секции 2 при исходной температуре из газоводонефтяной эмульсии выделяются свободный газ и свободная вода. Газ поднимается в верхнюю часть корпуса сепаратора 1 и скапливается в объеме над первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Вода, плотность которой больше плотности нефти, опускается в нижнюю часть корпуса сепаратора 1. Сообщение между первой 2 и второй секцией 3 сепаратора обеспечивают через перегородки 4 и 5. Нефть переливается через первую перегородку 4, проходит по зазору между перегородками 4 и 5, через перфорированную нижнюю часть перегородки 5 и зазор между перегородкой 5 и уровнем воды поступает во вторую секцию нагрева 3. Поскольку высота h4 меньше высоты h2 и высота h5 больше высоты h3 и присутствует высота h5, жидкость может пройти из первой отстойной секции 2 во вторую секцию нагрева 3 только под перегородкой 5 и через отверстия перфорации на высоте h2. Во второй секции нагрева 3 разделяемую смесь нагревают нагревателем 6. Теплоносителем является вода. За счет подачи газоводонефтяной эмульсии в первую отстойную секцию 2 через патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 7 и отбора нефти из второй секции нагрева 3 через патрубок вывода нефти 10, размещенный в торце второй секции нагрева 3, организуют поток жидкости вдоль корпуса сепаратора 1. За счет расположения нагревателя 6 в центральной части второй секции нагрева 3 организуют вертикальное движение жидкости от центра вверх и по стенкам корпуса сепаратора 1 вниз. Во второй секции нагрева 3 происходит отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды. При нагреве снижается растворимость газа в нефти и из нее выделяется дополнительное количество газа. Одновременно снижается устойчивость водонефтяной эмульсии и из нефти выпадает в нижнюю часть сепаратора дополнительное количество воды. Особенно интенсивно процесс деэмульсации идет на горячей поверхности нагревателя 6. Перфорация перегородок 4 и 5 в верхней части способствует прохождению выделяющегося газа из первой 2 и второй секции 3 к патрубку вывода газа 8, размещенному над перегородками 4 и 5. Зазор между перегородками 4 и 5 и нижней образующей основания корпуса сепаратора 1 обеспечивает прохождение воды из первой секции 2 во вторую 3 и из второй секции 3 к патрубку вывода воды 9. Выполнение нагревателя 6 в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16, способствует равномерному распространению тепла по второй секции нагрева 3. Соединение верхнего из горизонтальных коллекторов 13 с патрубком ввода теплоносителя 17 и нижнего из горизонтальных коллекторов 14 с патрубком вывода теплоносителя 18, соединение горизонтальных коллекторов 15 и 16 соседних по высоте рядов труб 11 и 12 друг с другом трубами 19 со стороны, противоположной патрубкам для ввода 17 и вывода теплоносителя 18 и установление труб 11 и 12 в каждом ряду с уклоном от входного коллектора 13 к выходному 14 обеспечивают совпадение вынужденного движения по трубам потока теплоносителя, прокачиваемого через нагреватель 6, с естественным движением вниз охлаждающегося по ходу движения в трубах потока. Кроме того, это уменьшает скапливание отложений внутри труб и обеспечивает опорожнение труб при остановках, при пропарке и промывке труб во время ремонта. Дегазацию и обезвоживание нефти возможно осуществлять в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющем одну секцию нагрева до температуры большей, чем в предыдущем сепараторе (фиг. 4), или в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющем две секции нагрева до температуры в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей (фиг. 5). Нагрев разделяемой смеси на последней ступени возможно осуществлять с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. Снижение энергозатрат при осуществлении способа достигается не только за счет уменьшения энергозатрат на нагрев свободной воды в секции 2, но и за счет более эффективной утилизации тепла нагретой сепарированной нефти, нагретой сепарированной воды или отработанного теплоносителя при их использовании в качестве теплоносителя на предыдущей ступени нагрева. Примеры конкретного выполнения Пример 1. Проводят предварительную дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 60 мас.%, содержанием газа 75 м3/т и температурой входа 15oС в сепараторе согласно фиг. 1 - 3 в соответствии с описанным выше. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти выполнен длиной 17750 мм, диаметром 3200 мм. Корпус 1 сепаратора разделен на первую отстойную секцию 2 и вторую секцию нагрева 3 первой 4 и второй 5 перфорированными перегородками. Первая перфорированная перегородка 4 перфорирована 256 отверстиями диаметром 30 мм в верхней части на высоту h2=960 мм и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h3=400 мм. Вторая перфорированная перегородка 5 перфорирована 106 отверстиями диаметром 30 мм в верхней части на высоту h4=510 мм, перфорирована 128 отверстиями диаметром 30 мм снизу на высоту h5=270 мм и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора 1 высотой h5=800 мм. Сепаратор снабжен нагревателем 6, размещенным в центральной части второй секции 3. Нагреватель 6 выполнен в виде двух размещенных один над другим рядов параллельных труб 11 и 12, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами 13, 14, 15 и 16. Температуру во второй секции нагрева поддерживают на уровне 35oС. Через патрубок ввода теплоносителя 17 в нагреватель 6 подают теплоноситель - нагретую воду, через патрубок вывода теплоносителя 18 нагретую воду отводят от нагревателя 6. Сепарацию и обезвоживание проводят, как описано выше. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 8%, что удовлетворяет требованиям к предварительному обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя известные сепараторы, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Пример 2. Выполняют дегазацию и глубокое обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 15%, как в примере 1, с дополнительной дегазацией и обезвоживанием в одном дополнительном сепараторе, имеющем только одну секцию нагрева с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. Во втором сепараторе нефть догревают до температуры 45oС, в первом сепараторе на выходе в секции нагрева температура равна 25oС, в первой секции ввода первого сепаратора температура равна 15oС. Схема соединения сепараторов показана на фиг. 4. Сепаратор 20, выполненный в соответствии с фиг. 1, последовательно соединен с сепаратором 21. Сепаратор 21 выполнен однокамерным с нагревателем 22 конструкции, аналогичной нагревателю 6 на фиг. 1. В сепараторе 21 патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 23 и патрубок вывода нефти 24 размещены в торцах, патрубок вывода газа 25 размещен в верхней части, патрубок вывода воды 26 размещен в нижней части. Патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20 соединен с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 23 сепаратора 21. Патрубок вывода нефти 24 сепаратора 21 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20. Патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 соединен с трубопроводом вывода подготовленной нефти. Патрубок ввода теплоносителя 27 нагревателя 22 сепаратора 21 соединен с подводом теплоносителя - нагретой воды. Патрубок вывода теплоносителя 28 сепаратора 21 соединен с отводом теплоносителя. Дегазацию и обезвоживание нефти проводят следующим образом. Через патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20, соединенный с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 23 сепаратора 21, нефть после сепарации в сепараторе 20 подают в сепаратор 21. Через патрубок ввода теплоносителя 27 нагревателя 22 в сепаратор 21 подают теплоноситель - нагретую воду, а через патрубок вывода теплоносителя 28 отводят теплоноситель. Нефть нагревают в сепараторе 21. Производят разделение нефти на газ, воду и очищенную нагретую нефть. Газ отводят через патрубок вывода газа 25, воду отводят через патрубок вывода воды 26. Очищенную нагретую нефть направляют через патрубок вывода нефти 24 сепаратора 21, соединенный с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20, в нагреватель 6 сепаратора 20. Очищенная нагретая нефть служит теплоносителем для нагревателя 6. После прохождения нагревателя 6 через патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 нефть направляют в трубопровод отбора нефти. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 0,3%, что удовлетворяет требованиям к глубокому обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя известные сепараторы, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Пример 3. Выполняют дегазацию и глубокое обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с содержанием воды 15%, как в примере 1, с дополнительной дегазацией и обезвоживанием в одном дополнительном сепараторе, имеющем две секции нагрева, с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. Температура во второй секции второго сепаратора равна 55oС, температура в первой секции второго сепаратора равна 35oС, температура в секции нагрева первого сепаратора равна 22oС, в первой секции ввода первого сепаратора температура равна 15oС. Схема соединения сепараторов показана на фиг. 5. Сепаратор 20, выполненный в соответствии с фиг. 1, последовательно соединен с сепаратором 29. Сепаратор 29 выполнен двухсекционным с нагревателями 30 и 31 конструкции, аналогичной нагревателю 6 на фиг. 1. В сепараторе 29 патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии 32 и патрубок вывода нефти 33 размещены в торцах, патрубок вывода газа 34 размещен в верхней части, патрубок вывода воды 35 размещен в нижней части. Патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20 соединен с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 32 сепаратора 29. Патрубок вывода нефти 33 сепаратора 29 соединен с патрубком ввода теплоносителя 17 сепаратора 20. Патрубок вывода теплоносителя 18 сепаратора 20 соединен с трубопроводом отбора подготовленной нефти. Патрубок ввода теплоносителя 36 нагревателя 31 сепаратора 29 соединен с подводом теплоносителя - нагретой воды. Патрубок вывода теплоносителя 37 нагревателя 31 сепаратора 29 соединен с патрубком ввода теплоносителя 38 нагревателя 30 сепаратора 29. Патрубок вывода теплоносителя 39 нагревателя 30 сепаратора 29 соединен с трубопроводом отвода теплоносителя. Дегазацию и обезвоживание нефти проводят следующим образом. Через патрубок вывода нефти 10 сепаратора 20, соединенный с патрубком ввода газоводонефтяной эмульсии 32 сепаратора 29, нефть после сепарации в сепараторе 20 подают в сепаратор 29. Через патрубок ввода теплоносителя 36 в нагреватель 31 сепаратора 29 подают теплоноситель - нагретую воду, через патрубок вывода теплоносителя 37 отводят теплоноситель от нагревателя 31 и подают через патрубок 38 в нагреватель 30. Через патрубок 39 теплоноситель отводят из нагревателя 30 сепаратора 29. Нефть нагревают в сепараторе 29. Производят разделение нефти на газ, воду и очищенную нагретую нефть. Газ отводят через патрубок вывода газа 34. Воду отводят через патрубок 35. Через патрубок вывода нефти 33 нагретую нефть подают из сепаратора 29 через патрубок ввода теплоносителя 17 в нагреватель 6 и отводят охлажденную нефть из нагревателя 6 через патрубок вывода теплоносителя 18 в трубопровод отбора подготовленной нефти. Таким образом, нефть, очищенную и нагретую в сепараторе 29, используют как теплоноситель для нагрева нефти в сепараторе 20. В результате сепарации по предложенному техническому решению содержание воды в нефти составляет 0,3%, что удовлетворяет требованиям к глубокому обезвоживанию. Сепаратор обеспечивает дегазацию и обезвоживание газоводонефтяной эмульсии с производительностью 3000 т/сут. Такого же содержания воды удается достичь, применяя два известных последовательных сепаратора с конечной температурой нагрева 55oС, но с производительностью порядка 1300-1400 т/сут. Применение предложенного способа и устройства позволит повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяной эмульсии, снизить энергозатраты, увеличить межремонтный период и снизить пожароопасность.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ дегазации и обезвоживания нефти, включающий гравитационное разделение газоводонефтяной эмульсии в двухсекционном сепараторе с нагревом, отличающийся тем, что ввод газоводонефтяной эмульсии выполняют в первой секции сепаратора, а нагрев - во второй, в первой секции производят отделение от нефти свободного газа и свободной воды, во второй секции - отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды, для чего сообщают первую и вторую секции сепаратора через две перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, сверху обеспечивают прохождение газа из первой и второй секций в пространство между перегородками через перфорационные отверстия первой и второй перегородки, обеспечивают прохождение нефти из первой секции во вторую сверху через перфорационные отверстия первой перегородки, через зазор между перегородками и под второй перегородкой, обеспечивают прохождение воды снизу под первой и второй перегородкой, в секции нагрева организуют движение разделяемой смеси вдоль сепаратора и циркуляцию в вертикальной плоскости, отбор отсепарированного газа выполняют между перегородками, отбор воды - во второй секции вблизи от перегородок, отбор нефти - во второй секции. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющим одну секцию нагрева с температурой большей, чем в предыдущем сепараторе. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дегазацию и обезвоживание нефти дополнительно осуществляют в, по крайней мере, одном дополнительном сепараторе, имеющим две секции нагрева с температурой в каждой последующей секции большей, чем в предыдущей. 4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что нагрев разделяемой смеси на последней ступени осуществляют с помощью нагреваемого вне сепаратора теплоносителя, а на предыдущих ступенях - потоком нефти, воды или теплоносителя с последующего сепаратора или последующей секции сепаратора. 5. Сепаратор для дегазации и обезвоживания нефти, включающий горизонтальный корпус, нагреватель, поперечные перфорированные перегородки, отстойную секцию, секцию нагрева, патрубки ввода газоводонефтяной эмульсии, вывода газа, воды и нефти, отличающийся тем, что патрубок ввода газоводонефтяной эмульсии размещен в первой секции сепаратора, нагреватель размещен во второй секции сепаратора, нагреватель выполнен в виде, по крайней мере, двух размещенных один над другим рядов параллельных труб, соединенных по торцам горизонтальными коллекторами, верхний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком ввода теплоносителя, нижний из горизонтальных коллекторов соединен с патрубком вывода теплоносителя, горизонтальные коллекторы соседних по высоте рядов труб соединены друг с другом со стороны, противоположной патрубкам для ввода и вывода теплоносителя, трубы в каждом ряду установлены с уклоном от входного коллектора к выходному, на разделе первой и второй секций сепаратора установлены поперечные перфорированные перегородки, первая из которых перфорирована в верхней части и установлена с зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, а вторая перфорирована в верхней части на меньшую высоту и установлена с большим зазором к нижней образующей корпуса сепаратора, чем первая перегородка, и частично перфорирована в нижней части, патрубок вывода газа размещен в верхней части между перегородками, патрубок вывода воды размещен во второй секции вблизи от перегородок, патрубок вывода нефти размещен в торце второй секции. 6. Сепаратор по п. 5, отличающийся тем, что в первой секции зеркально размещен нагреватель, аналогичный нагревателю второй секции.

www.freepatent.ru

Установка для сбора и дегазации нефти

 

цц 5597I6

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕПЬСТВУ

Союз Советских

Социалистических

Республик (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 16.09.74 (21) 2059092/26 с присоединением заявки № (23) Приоритет

Опубликовано 30.05.77. Бюллетень ¹ 20

Дата опубликования описания 08.07.77 (51) М. Кл.- "В 01D 19/00

Гасударственный комитет

Совета Министров СССР во делам изобретений и открытий (53) УДК 66.069.84 (088.8) (72) Автор изобретения (71) Заявитель

В. Г. Игнатьев

Туркменский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (54) УСТАНОВКА ДЛЯ СБОРА И ДЕГАЗАЦИИ НЕФТИ

Изобретение относится к устройствам для сбора и дегазации нефти и может быть применено при промысловом сборе нефти.

Известна установка для сбора и дегазации нефти, включающая резервуар, в котором установлен гидроциклонныи сепаратор с тангенциальным входным патрубком (11.

Недостатками известной установки являются сложность конструкции и ненадежность работы при верхнем расположении сепаратора, большие потери бензиновых фракций за счет барботажа газа через нефть.

Целью изобретения является упрощение конструкции, повышение надежности и уменьшение потерь от испарения.

Для этого сепаратор выполнен со сливными окнами и расположен в нижней части резервуара, а входной патрубок установлен наклонно, причем входной конец патрубка расположен ниже выходного.

На чертеже изображена предложенная установка.

Установка содержит резервуар 1, гидроциклонный сепаратор 2 с тангенциальным входным патрубком 3, установленным наклонно.

В сепараторе 2 выполнены сливные окна 4, а в верхней части сепаратора установлена газоотводная труба 5. Труба 5 и сепаратор 2 крепятся соответственно к крыше и днищу резервуара при помощи кронштейнов 6.

На газоотводной трубе установлен каплеотбойник 7.

Установка работает следующим образом.

Нефтегазовая смесь поступает по патрубку

3 в сепаратор 2. Расположение патрубка обеспечивает вращательное движение относительно вертикальной оси, а также направленное вверх поступательное движение за счет кинетической энергии потока.

В образующемся восходящем вихре вследствие разности удельных весов жидкости и ra1О за под действием центробежных сил жидкость движется у стенки сепаратора, а газ, занимая центральную часть вихря, проскальзывает вверх, и, продолжая далее восходящее движение, проходит последовательно через газо15 отводную трубу 5, каплеотбойчик 7 и попадает в газопровод. В сепараторе 2 после подъема на некоторую высоту, определяемую динамическим напором потока и углом установки входного патрубка 3, жидкость меняет на20 правление поступательного движения на противоположное и стекает вниз, удерживаясь в то же время под действиеM центробежных сцл у стенки сепаратора, не препятствуя движению восходящего вихря, и далее вытекает че25 рез окна 4 в резервуар.

Формула изобретения

Установка для сбора и дегазации нефти, включающая резервуар, в котором установлен зо гидроциклонный сепаратор с тангенциальным входным патрубком, отличающаяся тем, что, с целью упрощения конструкции, повы559716

Составитель О. Берзина

Редактор T. Пилипенко Техред О. Тюрина Корректор Л. Орлова

Заказ 1470/4 Изд. Х 533 Тираж 947 Подписное

ЦНИИПИ Государственного комитета Совета Министров СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Типография, пр. Сапунова, 2 шения надежности и уменьшения потерь от испарения, сепаратор выполнен со сливными окнами и расположен в нижней части резервуара, а входной патрубок установлен наклонно, причем входной конец патрубка расположен ниже выходного.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе:

1. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. М., 1964, т. 1, с. 153, 154 (прототип).

  

www.findpatent.ru

способ дегазации и обезвоживания нефти и устройство для его осуществления - патент РФ 2572135

Изобретение относится к процессам промысловой подготовки нефти. Способ дегазации и обезвоживания нефти заключается в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве водонефтяной эмульсии посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с t/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, t - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы. Технический результат - позволяет повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяных эмульсий. 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2572135

Изобретение относится к процессам промысловой подготовки нефти, в частности к процессам дегазации и обезвоживания нефти методом гидродинамического отстаивания.

Известен способ дегазации и обезвоживания нефти, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии. Нагрев водогазонефтяной смеси осуществляется посредством U-образной жаровой трубы с вертикально ориентированными друг относительно друга ветвями. [Тарасов М.Ю., Зырянов А.Б., Зобнин А.А., Ташбулатов И.А. Промысловые исследования обезвоживания нефти в нефтегазоводоразделителях с подогревом продукции. Нефтяное хозяйство. - 2012 - № 5. - С. 96-98].

Недостатком известного способа является то, что вертикально ориентированные относительно друг друга ветви жаровой трубы занимают значительный объем аппарата, в результате чего при увеличении обводненности входящей продукции нагреву подвергается не только нефтегазоводяная смесь, находящаяся выше уровня раздела фаз «нефть/вода», но и свободная вода, нагрев которой не желателен. Более того, при высокой обводненности возможна работа жаровой трубы в свободной воде. В этом случае значительно увеличивается скорость коррозии жаровой трубы, происходит ее прогорание, что существенно сокращает срок ее эксплуатации. Это приводит к снижению эффективности работы нефтегазоводоразделителя и сокращению сроков его межремонтного периода.

Наиболее близким способом дегазации и обезвоживания нефти является способ, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа, нагреве водогазонефтяной смеси посредством U-образной жаровой трубы с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями и отстаивании водонефтяной эмульсии (патент США № US 8465572 В1, опубл. 18.06.2013).

Недостатком данного технического решения является наличие единственного нагревательного элемента, расположенного по центральной оси нефтегазоводоразделителя и занимающего по объему едва ли третью часть объема его секции нагрева, что снижает тепловую мощность аппарата и тем самым снижает эффективность процесса разделения водонефтяной эмульсии в условиях изменяющейся обводненности.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение эффективности процесса разделения газоводонефтяной эмульсии в условиях изменяющейся обводненности, повышение надежности работы и ресурса нефтегазоводоразделителя и сокращение его эксплуатационных затрат.

Технический результат достигается тем, что в способе дегазации и обезвоживания нефти, заключающемся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии, нагрев водонефтяной эмульсии производят посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W 2) с t/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, t - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы.

Осуществление подогрева нефтеводяной эмульсии посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями позволяет повысить тепловую мощность нефтегазоводоразделителя.

Осуществление в процессе эксплуатации нефтегазоводоразделителя контроля обводненности поступающей смеси позволяет повысить эффективность использования нагревательных элементов, исключив расход тепловой мощности на нагрев находящейся в смеси свободной воды, путем отключения нагрева нижней жаровой трубы, что существенно снижает эксплуатационные затраты нефтегазоводоразделителя. Исключение подогрева свободной воды позволяет повысить надежность работы по меньшей мере нижней жаровой трубы, тем самым увеличив ресурс нефтегазоводоразделителя в целом.

Изобретение поясняется графически, где на фиг. 1 изображена принципиальная схема нефтегазоводоразделителя с прямым подогревом.

Нефтегазоводоразделитель с прямым подогревом содержит секцию 1 нагрева и секцию 2 отстоя, разделенные друг от друга поперечной перегородкой 3, конструкция которой обеспечивает беспрепятственное передвижение свободной воды из секции 1 в секцию 2 вдоль нижней образующей нефтегазоводоразделителя, свободное передвижение газа вдоль верхней образующей нефтегазоводоразделителя и переливание нефти с эмульгированной водой через верхний край перегородки 3. В корпусе 4 секции 1 нагрева размещены нагревательные элементы в виде двух горизонтально ориентированных U-образных нижней и верхней жаровых труб 5 и 6, расположенных друг над другом.

Секция 2 отстоя оснащена блоком 7 коалесцирующих элементов. В качестве коалесцирующего элемента используется материал с хорошо выраженными гидрофобными свойствами и низким гидравлическим сопротивлением - набор полипропиленовых пластин, установленных вертикально вдоль оси нефтегазоводоразделителя с фиксированным расстоянием между собой.

Отделение свободного газа и свободной воды от нефтегазоводяной смеси и нагрев водонефтяной эмульсии выполняют в секции 1 нагрева, а процесс обезвоживания (отделение от нефти растворенного газа и эмульгированной воды) водонефтяной эмульсии происходит в секции 2 отстоя. В секции 2 при прохождении водонефтяной эмульсии через блок 7 коалесценции происходит столкновение эмульсии с коалесцирующими пластинами и накопление отдельных капелек нефти на их поверхности. По мере укрупнения капель нефти под действием разности плотностей нефти и воды происходит их всплытие в поток нефти с последующим уносом в сборник 8 нефти. Отбор отсепарированного газа выполняют через расположенный в верхней части аппарата патрубок 9 отвода газа, отбор воды выполняют через расположенный в его нижней части патрубок 10, а отбор нефти - через патрубок 11 отвода нефти в сборнике 8 нефти.

Способ дегазации и обезвоживания нефти заключается в следующем.

Нефтегазоводяную смесь подают в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, в секции 1 которого происходит отделение свободного нефтяного газа и свободной воды и нагрев водонефтяной эмульсии, посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб 5 и 6 с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями. Из секции 1 водонефтяная эмульсия направляется в секцию 2 для ее отстаивания. В течение всего процесса дегазации и обезвоживания нефти измеряют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W2) с t/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W2 - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, t - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, и сравнивают ее значения с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы. Как только величина тепловой мощности, требуемой для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси? превысит контрольную величину тепловой мощности нижней жаровой трубы, нагрев нижней жаровой трубы отключают.

Способ дегазации и обезвоживания нефти реализуется следующим образом.

Через патрубок 12 ввода в секцию 1 нефтегазоводоразделителя подается газоводонефтяная смесь. Происходит распределение смеси около жаровых труб 5 и 6, ее нагрев и отделение из нее свободного газа и свободной воды. Газ направляется в верхнюю часть корпуса 4 аппарата и скапливается в объеме над секциями 1 и 2. Вода, плотность которой больше плотности нефти, опускается в нижнюю часть корпуса 4 аппарата и под переливной перегородкой 3 направляется в секцию 2. Водонефтяная эмульсия переливается через перегородку 3 и попадает в блок коалесценции 7. При прохождении через блок 7 капли нефти коалесцируют друг с другом, образуют крупные формы и всплывают вверх в нефтяной слой, а вода под действием сил гравитации аккумулируется в нижней части аппарата. Выход нефти из секции отстоя осуществляется через перегородку в сборник нефти 8, расположенный на выходе из аппарата. Вода, выделившаяся из смеси около жаровых труб 5 и 6 и в секции 2 отстоя соединяется со «свободной» водой в нижней части аппарата и выводится патрубком 10 отвода. Отделенный газ аккумулируется в верхней части аппарата и отводится через патрубок 9 выхода газа.

Жаровые трубы 5 и 6 выполнены U-образными с горизонтально ориентированными ветвями, что позволяет более эффективно расходовать теплоту нагрева и исключить потенциально «нежелательные» режимы работы нагревательных элементов. При поступлении эмульсии со средней обводненностью 30-50% жаровые трубы находятся выше уровня раздела фаз в зоне эмульсии «нефть/воды», контакта со свободной воды нет. Происходит нагрев только нефтяной эмульсии, что является оптимальным режимом работы. В случае поступления высокообводненной эмульсии (до 90%) уровень раздела фаз «нефть/вода» поднимается и может оказаться выше горизонтального уровня жаровой трубы 5. В этом случае происходит расходование теплоты сгорания газа на нагрев свободной воды, что является не только бесполезным, но и ускоряет процессы коррозии при нахождении материала жаровых труб в минерализованной водной среде.

В процессе эксплуатации нефтегазоводоразделителя контролируют обводненность поступающей в него нефтегазоводяной смеси, причем важно контролировать не только общее содержание воды в водонефтяной смеси, но и содержание свободной воды, от величины которой главным образом и зависит момент отключения нижней жаровой трубы 5. При росте обводненности уже на входе в нефтегазоводоразделитель происходит расслоение поступающей смеси на устойчивую эмульсию и свободную воду. Свободная вода, практически не подогреваясь, проходит вниз секции 1 нагрева и отводится из аппарата, а устойчивая эмульсия проходя через жаровые трубы, нагревается и поступает в секцию 2 отстоя. Контроль за состоянием продукции на входе обычно проводят путем отбора пробы (до точки введения деэмульгатора) и отстаивания ее при условиях процесса. После расслоения определяют содержание воды в нефти (эмульсии) и общее количество воды. Количество свободной воды определяют по формуле:

, где Qн - расход нефти, W1 - содержание воды в поступающей продукции, доли единиц; W2 - содержание связанной воды в эмульсии, доли единиц. Величина W2 может быть определена, например, путем подготовки ряда эмульсий с разной степенью обводненности и определения обводненности (W2), выше которой эмульсия начинает расслаиваться. Тепловая мощность для подогрева свободной воды, соответственно, равна N=Qн(W1-W2)c t/(1-W1)(1-W2). Определяя тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, сравнивают ее значение с контрольной величиной тепловой мощности жаровой трубы 5 и при превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы 5. Вторая жаровая труба 6, которая находится в водонефтяном слое выше уровня раздела фаз «нефть/водf», продолжает работать. Таким образом, исключается тепловая мощность аппарата, расходуемая на подогрев свободной воды при работе на расслоенной водонефтяной смеси? и мощности оставшейся в работе жаровой трубы 6 достаточно для нагрева устойчивой эмульсии. Происходит снижение расхода топливного газа, значительно снижаются процессы коррозии нагревательных элементов. При этом улучшаются показатели эффективности работы нефтегазоводоразделителя за счет исключения лишнего нагрева свободной воды в его нижней части в случае поступления высокообводненной смеси и нахождения жаровой трубы 5 ниже границы раздела фаз «нефть/вода». Нагреву подвергается только нефть, растворенный газ и эмульгированная вода.

Реализация предлагаемого решения позволит повысить эффективность процесса разделения газоводонефтяных эмульсий, повысить надежность работы и межремонтный ресурс нефтегазоводоразделителя и сократить его эксплуатационные затраты.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ дегазации и обезвоживания нефти, заключающийся в подаче нефтегазоводяной смеси в двухсекционный нефтегазоводоразделитель, отделении в нем нефтяного газа и нагреве и отстаивании водонефтяной эмульсии, отличающийся тем, что нагрев водонефтяной эмульсии производят посредством размещенных друг над другом верхней и нижней U-образных жаровых труб с горизонтально ориентированными друг относительно друга ветвями, причем в процессе дегазации и обезвоживания нефти контролируют тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, по следующей зависимости: N=Qн(W1-W 2) с t/(1-W1)(1-W2), где N - тепловая мощность, Qн - расход нефти, W1, - общее содержание воды в поступающей нефтегазоводяной смеси, W2 - содержание воды в водонефтяной эмульсии, с - теплоемкость воды, t - требуемый перепад температур на выходе и входе нефтегазоводоразделителя, сравнивают тепловую мощность, требуемую для нагрева свободной воды, с контрольной величиной тепловой мощности нижней жаровой трубы и при ее превышении этой контрольной величины производят отключение нижней жаровой трубы.

www.freepatent.ru

Дегазатор

 

О П И C А Н И - 5578О6

ИЗОБРЕТЕН И

Свн!з Советских

Социалистических

Республик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнител! ioe к авт. свид-ву (22) Заявлено 04.12.74 (21) 2083668/26 с присоединением заявки ¹ (23) Приоритет

Опуолпковано 15.05.77. Бюллетень ¹ 18

Дата опубликования описания 24.05.77 (51 М. К,1. - В 010 19 00

Государственный комитет

Саввтв Министров СССР по делам изобретений и открытий!

1 !

53) УДК 6В.ОО9.84(I (088 8) (72) Авторы изобретения

H П, Алферов, В. В, Кругляков, Г. A. Могилевский и Д. К. Папалазариди

Всесоюзный научно-исследовательский институт ядерной геофизики и геохимии (71) Заявитель (54) ДЕГАЗАТОР

Изобретение относится к устройствам для отделения газа от жидкости и может быть использовано при геохимических поисках залежей нефти и газа в шельфовых зонах морей и океанов, а также во всех других случаях, где необходимо извлекать газ из жидкости с целью определения ее газонасыщенности.

Известен автоматический дегазатор, действие которого основано на использовании глубокого вакуума и нагрева (1). Недостат- 1О ком известного дегазатора является необходимость установки вакуумного насоса, а также большое время нагрева дегазируемой жидкости, Наиболее:близок к предлагаемому по тех- 13 нической сущности и достигаемому результату дегазатор, включающий корпус с вертикальными перегородками и днищем и устройство для нагрева нефти (21. Недостатком известного дегазатора является продолжитель- 20 ное время дегазации и ненадежность работы устройства в полевых условиях.

С целью сокращения времени дегазации в предложенном устройстве перегородки закреп- 25 лены к днищу корпуса, снабженному вибрато ром, причем дегазатор снабжен эластичной манжетой, соединяющей крышку с боковой стенкой корпуса размещенным на крышке центральным патрубком и уплотнительными 30 кольцами, установленными ia внутренних стенках патрубка.

Целесообразно выпол!шть перегородки в

Виде коаксиально ус ганоВленных усе 1енных конусов.

На чертеже показан предложсш ьш JCI àçàтор, продольный разрез.

Дегазатор содеря ит газосборник 1, дсгазацпонную камсру 2, термостат 3 и электромагнитный ви Ор атор 4.

Газосборник содержит пробоотоорник 5 и сливной патрубок б с краном.

Дегазационная камера 2 вклю1ает корпус

7, крышку 8 с центральным патрубком 9, H 1 вн, тре!1неи сгенке которогo установлены уплогнительные кольца 10, и;ток 11 с огвсрс! Нями длs; вывода газа из дсгаза гпo.!!iné ка;Icpi:I

В проооотборник. Камср,".. нмсе; также патрубки 12 и 13, днище 14, к которому заВерти1:алi.ные !Hcpc! opo;I!HI 15, полненные В Виде коаксиал1>Ho l còoнОГ>,1с!! !ых усеченных конусов. Крышка 8 соединена с опковой стенко!! I

Дегазационную камеру 2 ".;II!oëí i;oò дегазируемой водой через патрубок !2. ерх!Ост1!!

3 заполняют Водой и включают нагрев. Прн заполнении камеры 2 крышка 8;!одним;:. тс ;, ОткРыВВЯ 001. ОВОе ОтвеРс Г!1е В Iн токе 1 ° .

557806

Редактор Е. Хорина

Тсхред М. Семенов

1(орректор Л. Орлова

Заказ 1156, 9

Изд. М 427

Тираж 947

Подписное

Типография, i.р. Сапунова, 2

Заполнение заканчивается после трех-четырехкратной c >IcHbi B03bi B K2>ic1>c. После 3TQI о сливной патрусок 6 и патрубок 12 перекрыва от кранами, крышу 8 опуска;от в нижнее положение, при этом излишек воды удаляют через патрубок 13, который затем также перекрывают. Находящаяся в ни>кием поло>кении крышка 8 посредством колец 10 перекрывает боковое отверстие в штоке 11. Включают электромагнитный вибратор 4, при этом днище 14 с закрепленными на нем перегородками 15 и штоком 11 начинает вибрировать.

Так как повышение температуры дегазируемой жидкости приводит к снижению растворимости газов и делает процес дегазации необратимым, а применение вибрации создает условия, способствующие интенсивному образованию пузырьков газа и возникновению процесса, аналогичного кипению воды, то мо>кет быть достигнуто сокращение времени дегазации по сравнению, например, со временем дегазации на термовакуумных дегазаторах.

Применение для дегазации повышенной температуры и вибраций позволяет использовать конструктивные материалы с повышенной прочностью по сравнению с материалами, применяемыми для изготовления термовакуумных дегазаторов, что повышает эксплуатационную надежность дегазаторов.

Формула изобретения

1. Дегазатор, включающий корпус с вертикальными перегородками и днищем и устройство для нагрева, о тл и ч а ю щи и ся тем, что, с целью сокращения времени дегазации, пере10 городки закреплены к днищу корпуса, снаоженному вибратором, причем дегазатор снабжен эластичной манжетой, соединяющей крышку с боковой стенкой корпуса размещенным на крышке центральным патрубком и уп15 лотнительными кольцами, установленными на внутренних стенках патрубка.

2. Дегазатор по п. 1, отличающийся тем, что перегородки выполнены в виде коаксиально установленных усеченных конусов.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Патент СШЛ № 3240068, кл. 73 — 421. 5, 1966.

25 2. Лвторское свидетельство СССР № 10592, М. Кл. В 01D 19/00, 1929.

  

www.findpatent.ru