КОНЦЕВОЙ УЧАСТОК ПОДВОДЯЩЕГО ТРУБОПРОВОДА

Предлагаемое техническое решение относится к устройствам для предварительной подготовки к разделению продукции нефтяных скважин в процессе ее транспортирования по трубопроводу и может применяться в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности при разделении эмульсий несмешивающихся жидкостей.
Идея использования промысловых и магистральных трубопроводов для подготовки к деэмульсации и расслоению промысловых нефтяных эмульсий (газоводонефтяных или газожидкостных смесей ГЖС) известна и экспериментально подтверждена. (В.П.Тронов, В.И.Грайфер и др. «Деэмульсация нефти в трубопроводах.» Казань: Татарское книжное издательство, 1970, с.146, рис.38; В.П.Тронов. «Промысловая подготовка нефти.» М.: Недра, 1977, с.10, 11). По мере движения по горизонтальной трубе потока эмульсии в верхней части трубы постепенно накапливается нефть и газ, а в нижней - вода. При установившемся потоке формируется четкое разделение водонефтяной эмульсии на фазы по всему сечению горизонтальной трубы.
Известна сепарационная установка пат. РФ №2119372, МПК6 B01D 19/00, опубл. 1998.09.27. Она включает трубопровод подвода промысловой нефтяной эмульсии (ГЖС), оснащенный успокоителем потока и газоотделителем. Данный подводящий трубопровод способствует отделению выделившегося из газожидкостной смеси при ее транспортировке газа, но не подготавливает газожидкостную смесь к разделению на жидкость-жидкость.
Известно также устройство для отделения воды от движущейся по трубопроводу промысловой эмульсии, пат. РФ №2258554, МПК7 B01D 17/00, опубл. 2005.08.20. Устройство содержит корпус в виде горизонтальной трубы с размещенным внутри него разделительным элементом Разделительный элемент выполнен в виде пластины, закрепленной шарнирно на наклонной перегородке, частично перекрывающей поперечное сечение корпуса со стороны днища корпуса.
Главным недостатком устройства является его низкая надежность в работе, т.к. все подвижные устройства на таких сложных смесях как промысловая нефтяная эмульсия быстро приходят в негодность и требуют замены.
Известен также патент РФ на полезную модель №33873, «Конечный участок подводящего трубопровода», МПК7 B01D 19/00, опубл. 2003.11.20. Конечный участок подводящего трубопровода, содержит сегментообразные козырьки, размещенные по верхней и нижней образующей трубопровода со смещением плоскостей верхних козырьков относительно нижних и он установлен с нисходящим уклоном 0,5-1° в сторону движения газожидкостной смеси.
Это решение не позволяет подготавливать высокообводненную газоводонефтяную смесь к разделению и работает лишь депульсатором.
Известна сепарационная установка, принятая за прототип, (а.с. СССР №1248630, МПК B01D 19/00, опубл. 07.06.86 г.) включающая конечный участок подводящего трубопровода с расположенными в нем перегородками для повышения эффективности расслоения эмульсии. Они выполнены в виде вертикальных сегментных козырьков смещенных один относительно другого и расположенных по верхней и нижней образующим трубопровода. Они обеспечивают непрерывность и увеличение площади контакта смеси.
К недостаткам относится невозможность обеспечения эффективной подготовки промысловой эмульсии к разделению, особенно в случае резкого
изменения состава эмульсии, например значительного увеличения ее обводненности (до 90-95%). Даже для отделения газа ее необходимо снабжать дополнительным депульсатором.
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений, при обводненности выше 75%, целесообразно сбрасывать основной объем воды и закачивать его в систему поддержания пластового давления (ППД) на месте. Однако из скважин поступает, как правило, трудно разрушаемая мелкодисперсная эмульсия.
Такую эмульсию перед вводом в технологический аппарат обезвоживания нефти, из которого должна быть получена вода с качеством, соответствующим нормам для ППД, требуется подвергать предварительной обработке деэмульгатором с последующей коалесценцией глобул нефти и осуществления процесса предварительного разделения смеси на легкую и тяжелую фазы в концевом участке подводящего трубопровода.
Технической задачей, для решения которой предназначена предлагаемая полезная модель, является повышение эффективности подготовки промысловой нефтяной эмульсии в процессе ее трубопроводного транспорта, особенно на кустах скважин месторождений, где протяженность трубопроводов незначительна (всего десятки метров) и сложнее осуществлять обезвоживание нефти. Причем конструкция должна работать на любой обводненности промысловой эмульсии.
Поставленная задача решается концевым участком подводящего трубопровода, в котором по ходу потока эмульсии последовательно расположены устройство для ввода в него деэмульгатора, участок после точки ввода деэмульгатора разделен на секции, в которых, по одной внутри каждой, закреплены перегородки примыкающие к образующей трубопровода и установленные таким образом, что каждая доходит до середины сечения трубопровода, смещена по вертикали по отношению к другой, а в совокупности они перекрывают просвет трубопровода, причем число перегородок больше двух. Это позволяет закручивать поток ГЖС в трубе
обеспечивая его перемешивание без излишней турбулизации, могущей привести к диспергированию глобул нефти и стабилизации эмульсии. После участка с перегородками внутри трубопровода размещено устройство, состоящее из расположенных одна в другой, соосно с трубопроводом, пластиковых труб, образующих внутри трубопровода кольцевые каналы. Трубы перфорируют по верхней и нижней образующим и изготавливают из олеофобной пластмассы. Т.о. она обеспечивает быструю и качественную подготовку промысловой нефтяной эмульсии к обезвоживанию.
На фиг.1 изображена установка подготовки промысловой нефтяной эмульсии (ГЖС), включающая концевой участок подводящего трубопровода;
на фиг.2 - устройство ввода деэмульгатора в ГЖС; на фиг.3 секционный участок с перегородками; на фиг.4 - участок трубы с установленными в нем трубами.
СТАТИКА. Концевой участок подводящего трубопровода 1 включает три участка, расположенных друг за другом, последовательно, по направлению потока ГЖС. Участок ввода деэмульгатора (I-II) в поток ГЖС - 2, содержащий например сопло 3 соединенное со штуцером для приема деэмульгатора от дозирующего насоса. Секционный участок (II-III) трубопровода - 4 после участка ввода в него деэмульгатора. Участок 4 снабжен установленными на внутренней поверхности перегородками 5. Участок (III-IV) трубы - 6 с встроенными в него трубами 7, 8 и 9. Пластиковые трубы установлены одна в другой соосно с трубопроводом. Причем труба 7 имеет наибольший диаметр, а труба 9 - наименьший диаметр. Кольцевые каналы, образуемые этими трубами делят поток ГЖС на части, уменьшают высоту (расстояние) и время движения глобул нефти до ближайших поверхностей пластиковых труб. Трубы выполнены из олеофобного пластика, перфорированы рядами отверстий 10 по верхней и нижней образующим, что также интенсифицирует процесс укрупнения глобул нефти и частиц воды. Выход из конечного участка подводящего трубопровода - 6, соединен штуцером 11 с технологическим аппаратом 12
для разделения ГЖС. Аппарат снабжен штуцерами 13 и 14 для вывода легкой и тяжелой фаз (нефти и воды).
РАБОТА. Концевой участок подводящего трубопровода 1 работает следующим образом. ГЖС с промысла, проходя по трубопроводу 1, поступает в участок 2, в который от дозировочного насоса через сопло 3 вводится деэмульгатор. Он впрыскивается в поток ГЖС. Затем поток ГЖС, уже с деэмульгатором, поступает в участок 4, в котором установлены перегородки 5, закручивающие поток в трубопроводе и создающие режим хаотического движения струй расслоившихся жидкостей, под воздействием которого осуществляется интенсивное смешение деэмульгатора с ГЖС, обработка межфазной поверхности у большинства глобул нефти в воде и глобул воды - в нефти.
В участке 6, куда поступает смешанная с деэмульгатором и начинающая разделяться ГЖС, она попадает в кольцевые продольные каналы, образованные трубами 7, 8 и 9, в которых ГЖС еще имеет хаотическое движение струй несмешиваемых жидкостей, под воздействием которого большинство глобул нефти, обработанных деэмульгатором, касаются олеофобных поверхностей пластиковых труб скользят по ним и укрупняются. При этом скорость движения потока теряет силу и переходит в более спокойному режиму течения. Деэмульгатор снижает прочность межфазных пленок на глобулах нефти, поэтому при контакте с поверхностью пластиковых труб они укрупняются, сливаются друг с другом, происходит процесс коалесценции. Затем они в потоке нефтяных струй по отверстиям 10 перетекают из одного кольцевого канала в другой и поднимаются к верхней образующей трубопровода. В этой части трубопровода отдельные струйки нефти сливаются и формируется нефтяная фаза потока. Нефтяной поток движется в направлении технологического аппарата. На выходе из участка 6 основное количество нефти движется уже отдельной фазой. Это означает, что ГЖС подготовлена к окончательному разделению на легкую и тяжелую фазы и по штуцеру 11 поступает в технологический аппарат 12 из которого по штуцера 13 выводится отделившаяся газонасыщенная нефть, по 14 - вода.
Аналогичный процесс происходит с глобулами воды, но они оседают у нижней образующей трубопровода.
3
Как показало испытание предлагаемой полезной модели на одном из месторождений Самарской области при его реконструкции, предлагаемое устройство концевого участка подводящей трубы позволило увеличить количество сбрасываемой в систему поддержания пластового давления воды до 70% (до 2000 м/сут). При этом улучшилось качество воды, т.к. содержание нефти в ней в среднем составляло не более 50 мг/л (при колебании по крайним показателям от 20 до 90 мг/л).