ТРЕХФАЗНЫЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ НЕФТЕГАЗОСЕПАРАТОР С ТЕМПЕРАТУРНОЙ КОРРЕКЦИЕЙ ИЗМЕРЕНИЯ ПЛОТНОСТИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩЕЙ СМЕСИ

Полезная модель относится к автоматизированным информационно-измерительным и управляющим системам в нефтегазодобывающей промышленности. Может быть использована для повышения количества производимой товарной нефти при соблюдении требований к качеству продукта.
Из уровня техники известен трехфазный горизонтальный нефтегазосепаратор с автономным комплексом управления (Электронный ресурс: http://www.albatros.ru/catalog/products/measuring-and-computing-system-of-accounting-for-petroleum-products/the-autonomous-control-system-of-the-three-phase-neftegazoaerokosmos.php). Основными элементами устройства являются гидравлически связанные между собой и разделенные перегородкой первая и вторая камеры нефтегазосепаратора. Первая камера имеет вход для поступления нефтесодержащей смеси и выход воды, вторая - выход нефти. Газ выводится через вентиль в общем отсеке устройства, расположенном выше первой и второй камер. Входной вентиль нефтесодержащей смеси, выходной газовый вентиль и насосы сепаратора управляются на основе измерительной информации, получаемой с мультифазного датчика уровня жидкости, установленного в первой камере сепаратора, датчика уровня жидкости, установленного во второй камере сепаратора, а также аварийных датчиков уровня жидкости и давления газа, установленных в общем отсеке нефтегазосепаратора.
Недостатком устройства является низкая эффективность сепарации, обусловленная неточностью измерительной информации, получаемой на выходе мультифазного датчика уровня жидкости. Связано это с тем, что авторы полагают наличие четко выраженных переходов между фазами нефтесодержащей жидкости (вода-эмульсия, эмульсия-нефть) в первой камере устройства. Однако данная смесь имеет градиентный характер, который характеризуется плавными переходами между фазами. Следствием игнорирования этого обстоятельства может быть наличие в товарной нефти воды и других посторонних примесей, превышающее предельно допустимые значения.
Наиболее близким к заявляемой полезной модели по технической сущности является трехфазный горизонтальный нефтегазосепаратор с элементами контроля плотности нефтегазовой смеси (патент РФ на полезную модель 156662, МПК B01D 19/00, B01D 17/025, Е21В 43/34 опубл. 10.11.2015). Устройство содержит корпус нефтегазосепаратора, состоящий из гидравлически связанных первой и второй камер, разделенных перегородкой. Первая камера соединена с входом нефтегазовой смеси и выходом воды, вторая - с выходом нефти, а корпус - непосредственно с выходом газа. Управление процессом сепарации осуществляется входным вентилем нефтегазовой смеси, газовым вентилем, насосами воды и нефти на основании показаний датчиков уровня жидкости, давления жидкости и газа. Разность плотности жидкости в камерах сепаратора находится методом косвенных измерений с использованием основного уравнения гидростатики.
Недостатком устройства-прототипа является зависимость показаний измерительных приборов от температуры, которая может существенно меняться в процессе эксплуатации устройства.
В основу полезной модели поставлена задача - повысить эффективность нефтегазосепаратора путем температурной коррекции результатов измерения плотности нефтесодержащей смеси.
Задача решается за счет того, что в трехфазный горизонтальный нефтегазосепаратор с температурной коррекцией измерения плотности нефтесодержащей смеси, содержащий корпус, две гидравлически связанные и разделенные перегородкой камеры, к первой из которых подключены входной вентиль нефтегазовой смеси, водяной насос, датчик уровня жидкости первой камеры и датчик давления жидкости первой камеры, а ко второй подключены нефтяной насос, датчик уровня жидкости второй камеры и датчик давления жидкости второй камеры, а также содержащий выходной газовый вентиль, аварийный датчик уровня жидкости и датчик давления газа, подключенные непосредственно к корпусу нефтегазосепаратора, а к корпусу нефтегазосепаратора подключен датчик температуры, при этом входной вентиль нефтегазовой смеси, водяной насос, выходной газовый вентиль и нефтяной насос выполнены с возможностью получения управляющих команд по результатам измерений датчиков уровня жидкости первой и второй камер, датчиков давления жидкости первой и второй камер и подключенных к корпусу нефтегазосепаратора аварийного датчика уровня жидкости, датчика давления газа и датчика температуры.
Исполнение полезной модели описывается далее на основе представленной структурной схемы.
В нефтегазосепаратор входят корпус 1, имеющий две гидравлически связанные, разделенные перегородкой камеры 2 и 3, исполнительные устройства - входной вентиль нефтесодержащей смеси 4, водяной насос 5, выходной газовый вентиль 6 и нефтяной насос 7, а также измерительные преобразователи - аварийный датчик уровня жидкости 8, датчик уровня жидкости первой камеры 9, датчик уровня жидкости второй камеры 10, датчик давления газа 11, датчик давления жидкости второй камеры 12, датчик давления жидкости первой камеры 13 и датчик температуры 14.
Устройство работает следующим образом.
В первую камеру 2 нефтегазосепаратора через входной вентиль 4 поступает сложная смесь воды, нефти, газа. Далее в первой камере 2 происходит гравитационное разделение исходной смеси на воду, нефть и газ. Выделяющийся из смеси газ попадает в корпус устройства и через вентиль 6 выходит в емкость для газа или на факел. Тяжелая (относительно нефти) вода опускается на дно первой камеры 2 и с помощью водяного насоса 5 возвращается в нефтяной пласт. Легкая (относительно воды) нефть поднимается вверх и через перегородку, разделяющую камеры, попадает во вторую камеру 3. С помощью насоса 7 нефть из второй камеры 3 поступает на следующую ступень подготовки товарной нефти.
Количество перерабатываемого продукта в единицу времени зависит от скорости расслоения нефтегазовой смеси в первой камере. Для контроля процесса используется косвенное измерение разности между плотностью жидкости в первой 2 и во второй 3 камерах. Уровень жидкости в камерах, измеряемый датчиками 9, 10 и величина давления жидкости, измеряемая датчиками 12, 13, с учетом показаний датчика давления газа 11 пересчитываются в плотность жидкости с помощью основного уравнения гидростатики (Штеренлихт, Д.В. Гидравлика. - М.: КолосС, 2005. - 656 с):
,
д
где р - давление на дне камеры;
п
р - давление на поверхности жидкости;
g - гравитационная постоянная;
ж
h - высота жидкости в камерах нефтегазосепаратора.
п
При этом давление р на поверхности жидкости принимается равным давлению газа в корпусе устройства, измеряемое датчиком 11. По плотности жидкости можно более достоверно судить о процентном содержании различных фаз (нефть, эмульсия, вода) в камерах нефтегазосепаратора.
Датчики уровня жидкости 8 и давления газа 11 в случае возникновения нештатной ситуации сигнализируют о превышении предельно допустимого значения. При этом исполнительные устройства получают управляющие команды.
Плотность воды (ГСССД 2-77. Вода. Плотность при атмосферном давлении и температурах от 0 до 100°С. - М.. - Издательство стандартов, 1978) и нефти (ГОСТ 8.602-2010. Плотность нефти. Таблицы пересчета. - М.: Стандартинформ, 2012) не одинаково изменяются в зависимости от температуры. Для коррекции результатов измерения плотности нефтесодержащей жидкости при разных температурах в устройство введен датчик температуры 14.
Учет температуры нефтесодержащей смеси дает более объективную информацию для управления исполнительными устройствами 4-7. В результате повышается эффективность работы нефтегазосепаратора, что является преимуществом заявленной модели.