Трубный делитель фаз редькин

Трубные концевые делители фаз (КДФТ)

Назначение

Концевые делители фаз трубные автоматизированные (КДФТ-А) предназначены для предварительного обезвоживания нефти до содержания в ней воды не более 0,5÷5,0% и могут входить в состав УПСВ или поставляться отдельно в качестве входной ступени обезвоживания УПН.

Общий вид

Трубный делитель фаз редькин

Характеристики

Таблица 1

Рабочая среда газоводонефтяная эмульсия
Расчетная производительность, м3/сут:
–  по жидкости, м3/сут 500…30000
–  по нефти, м3/сут 300…20000
–  по газу, млн.нмз/сут 0,1…3,0
Расчетное давление, МПа 1,0; 1,6; 2,5
Содержание воды в нефти, % масс.:
–  на входе 10-99
–  на выходе 0,5?5,0
Содержание в подготовленной воде, мг/л:
–  нефтепродуктов 20-40
–  механических примесей 20-40
Температура рабочей среды, 0С +20 и выше (min +10)
Температура окружающей среды, 0С от -60 до +50

В состав концевых делителей фаз трубных (КДФТ-А) входят следующие узлы и оборудование:

  • узел предварительного отбора газа (УПОГ), предназначенный для отбора отделившегося свободного газа в подводящем коллекторе;
  • наклонные трубные секции (1, 2 или 4) в зависимости от производительности, предназ-наченные для отделения воды от нефти и ее дегазации;
  • внутренние полочные коалесцеры-осадители в нижней части секции, предназначенные для доочистки воды от механических примесей и нефти.
  • Система автоматизации КДФТ-А состоит из двух уровней:
  • нижний уровень – контрольно-измерительные приборы (КИП) и контроллеры, объединенные в распределенную сеть локального контроля и управления;
  • верхний уровень – автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора (контроллер), расположенное в операторной.

Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А приведен в таблице 2.

Размеры КДФТ-А и их технологический объем определяются в зависимости от производительности по жидкости, физико-химических свойств нефти, пластовой воды, режима работы и требований к качеству конечной продукции на основании проведенных иссле-дований агрегатированной устойчивости водо-нефтяной эмульсии.

Обозначение

  • Концевые делители фаз трубные автоматизированные изготавливаются по ТУ 3683-003-56562997-2003.
  • Пример записи при заказе изделия:
  • КДФТ-А 1400-50-2-П-ХЛ1 по
  • ТУ 3683-003-56562997-2003,
  • где 1400 – условный диаметр корпуса, мм;
  • 50 – длина корпуса, м;
  • 2 – количество секций;
  • П – внутреннее   антикоррозионное покрытие;
  • ХЛ1 – климатическое исполнение.

Номенклатурный ряд выпускаемых КДФТ-А по ТУ 3683-003-56562997-2003

Таблица 2

Параметры Типоразмеры
КДФТ-А 1400-12,5-2 КДФТ-А 1400-20-2 КДФТ-А 1400-30-2 КДФТ-А 1400-30-4 КДФТ-А 1400-40-2 КДФТ-А 1400-40-4 КДФТ-А 1400-50-2 КДФТ-А 1400-50-4 КДФТ-А 1400-60-2 КДФТ-А 1400-60-4
Диаметр корпуса условный, D x S (мм х м) 1400х14 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7 1400х15,7
Длина корпуса L1, м 12,5 20 30 40 50 60
Количество корпусов (секций), шт. 2 2 2 4 2 4 2 4 2 4
Расчётное давление, МПа 1,0; 1,6; 2,5
Производительность по жидкости, м3/сут: расчетная максимальная 1500 1800 3000 3600 5000 6000 10000 12000 7500 9000 15000 18000 10000 12500 20000 25000 12500 15000 25000 30000
Температура рабочей среды, оС, не ниже +15
Длина площадки L, мм 20000-22000 24000 38000 38000 54000 54000 63000 63000 70000 70000
Высота H, мм 9000 * 9500 9500 10500 10500 10300 10300 12800 12800
Высота H2, мм * * 8750 8750 9850 9850 9300 9300 12000 12000
Ширина площадки B, мм 10000 12000 12000 26000 12000 21000 12000 21000 14000 26000
Расстояние между осями крайних корпусов B1, мм 5000 6000 6000 18000 6000 18000 6000 18000 6000 18000
Расстояние между опорами, h, мм 7500 12000 13000 14000 14400 16600
Количество опор, n, шт. 2 2 3 3 4 4

* размеры определяются при разработке рабочих чертежей

КДФТ-А с 2-мя корпусами производительность по жидкости до 15000 м3/сут

Трубный делитель фаз редькин

* Экспликация штуцеров – табл. 3

КДФТ-А с 4-мя корпусами производительность по жидкости до 30000 м3/сут

Трубный делитель фаз редькин

* Экспликация штуцеров – табл. 4

Экспликация патрубков для КДФТ-А с 2-мя секциями

Таблица 3

Обозн. Назначение Кол.
А1 Вход ГЖС 1
Б1 Выход нефти 1
В1 Выход воды 1
Г1 Выход газа 1
Д1 Подвод газа от расширителя 1
Е1 Дренаж 1
Ж1 Сброс с CППК 1
И1-4 Подвод пара и воды на размыв 4
К1,2 Для КИП 2
Л1,2 Для КИП 2
М1 Для КИП 1
Н1..5 Для КИП 5
П1 Для КИП 1
С1,2 Для КИП 2
У1..11 Пробоотборники 11

Экспликация патрубков для КДФТ-А с 4-мя секциями

Таблица 4

Обозн. Назначение Кол.
А1 Вход ГЖС 1
Б1 Выход нефти 1
В1 Выход воды 1
Г1 Выход газа 1
Д1..8 Подвод пара и воды на размыв 8
Е1 Дренаж 1
Т1 Газ из расширителя 1
Р1 Дренаж от СППК 1
К1..4 Для КИП 4
Л1..3 Для КИП 3
М1 Для КИП 1
Н1..6 Для КИП 6
П1 Для КИП 1
С1..4 Для КИП 4
У1..18 Пробоотборники 18
Р1 Для КИП 1

Примечание:  диаметры патрубков и их количество принимаются согласно ТУ 3683-003-56562997-2003 по  производительности.

Добыча нефти и газа

  • АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка
  • ДНС – дожимная насосная станция
  • ГПК – газоперерабатывающий комплекс
  • УПСВ – установка предварительного сброса воды
  • ТВО – трубный водоотделитель
  • КДФТ – концевой делитель фаз трубный
  • КНС – кустовая насосная станция
  • ЦППН – цех подготовки и перекачки нефти
  • УПН – установка подготовки нефти
  • УПВ – установка подготовки воды
  • МТ – магистральный трубопровод
  • НПЗ – нефтеперерабатывающий  завод
  • Трубный делитель фаз редькин
  • Требования к системам сбора:
  • 1 осуществление герметизированной системы сбора
  • 2 обеспечение автоматизации системы сбора
  • 3 обладать низкой металлоемкостью
  • 4 оборудование должно быть выполнено в блочном, мобильном исполнении
  • 5 обеспечивать точность замеров дебитов скважин
  • 6 обеспечивать доведение нефти до товарных качеств (содержание соли, воды и мех примесей)
  •                 Необходимая информация для составления и выбора системы сбора:
  • 1 размеры и форма залежи
  • 2 физико-химические свойства нефти газа и воды
  • 3 учитывать дебит скважины
  • 4 учитывать местность и климатические условия
  • ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ СБОРЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИИ И ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ
  • В условия интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйства проблема окружающей среды приобретает острый характер
Читайте также:  Теплопроводность стали, алюминия, латуни, меди

В настоящее время было бы напрасно связывать рост атмосферного загрязнения с каким-то особым видом индустриальной деятельности, с какой-то конкретной современной технологией. В действительности это — результат воздействия многочисленных факторов, характерных для современной цивилизации: роста производства энергии и металлургической промышленности, увеличения числа автомобилей в самолетов, сжигание тысяч тонн отходов, большого количества нефтяного газа и т. д.

Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводите! в настоящее время совершенствованию технологии производства, а также максимальному сокращению и утилизации отходов.

При добыче нефти вместе с ней извлекаются большие объемы пластовой высокоминерализованной воды, в нефтяном газе могут содержаться весьма вредные для здоровы людей и окружающей живой природы сероводород гЬ5 и углекислый газ СО2-Содержание Н2Sв воздухе свыше 3 мг/м опасно для жизни людей, а сброс пластовых сильноминерализованных вод в открытые водоемы и реки может привести, к полному уничтожению флоры и фауны и, как следствие истреблению ценных пород рыб. В настоящее время вместе с нефтью на поверхность поступает около 1 млрд. 200 млн. мг пластовой воды, которая должна тщательно очищаться от нефти и снова закачиваться в продуктивный пласт для поддержания в нем давления и увеличения коэффициента нефтеотдачи.

  1. Нефтяные и природные газы, содержащие Н2Sи СО2, должны подаваться на специальные
  2. очистные установки   для получения элементарной серы и сжиженвойушекиаюпь Иногда
  3. пластовая вода после отделения ее от нефти закачивается в поглощающие скважины, в этом
  4. случае необходимо   предусмотреть, чтобы она не контактировала с водами, добываемыми из
  5. водоносных горизонтов для хозяйственных   и промышленных
  6. нужд.

В настоящее время в связи с открытием и освоением месторождений нефти и газа, расположенных за Полярным кругом, в районах с многолетней мерзлотой, достигающей в некоторых случаях 600 м, исключительно острую проблему приобретает необходимость сохранения мерзлотного слоя.

Поэтому во избежание разрушения мохового покрова и развития термокарстовых явлений, могущих повлечь за собой выход из строя добывающих скважин и всего промыслового оборудования, строительные работы обычно выполняют в зимнее время.

Все промысловые трубопроводы на таких месторождениях покрывают теплоизоляционными материалами с хорошей гидроизоляцией и устанавливают на опорах или с подсыпкой грунта.

  • В процессе эксплуатации скважин для сохранения многолетней мерзлоты во избежание проседания колонн скважин и нарушения их герметичности пространство за колонной время от времени заполняется породой или цементным раствором.
  • Для сохранения многолетней мерзлоты научно-исследовательские институты работают над созданием специальных цементных растворов с плохой теплопроводностью, иногда рекомендуют осуществлять в межколонном пространстве замкнутую циркуляцию хладоагента или спускать насосно-компрессорные трубы (НКТ) с теплоизолированными муфтами, предотвращающими их контакте эксплуатационной колонной.
  • Таким образом, разработка нефтяных месторождений, расположенных в регионе многолетнемерзлотных пород, имеет пока много сложных и нерешенных проблем.

RU19771U1 – Трубный делитель фаз – Google Patents

ТРУБНЫЙ ДЕЛИТЕЛЬ ФАЗ

Трубный делитель фаз (ТДФ) относится к устройствам для подготовки продукции нефтяных скважин на промысле, в основном для сброса «свободной пластовой воды, и может применяться в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности нри разделении эмульсий несмешивающихся жидкостей.

Известно устройство для обезвоживания нефтей «Способ и устройство для обезвоживания углеводородов, ВОИС, МПК 6 В 01 D 17/04 № 9807494 от 20.08.97.Оно содержит корпус в виде трубы со штуцером для подачи эмульсии, штуцером для вывода обезвоженных углеводородов и штуцерами для отвода водной фазы. Корпус разделен на секции для коалесцирующей насадки.

Известно также устройство по патенту РФ № 2036686 МПК 6 ВО ID 17/02, публ. БИ № 16, 95г. «Устройство для разрушения водонефтяной эмульсии, включаюш;ее корпус в виде наружной трубы и встроенной в нее перфорированной трубы. Корпус содержит патрубки для ввода и вывода эмульсии. Устройство предназначено для подготовки эмульсии к разделению.

Известно «Устройство для выделения водной фазы из смеси воды с углеводородами, ВОИС МПК 6 B01D 17/02 от 09.02.95 № 9503868.

Оно также содержит корпус в виде наружной трубы со смонтированной в ней внутренней трубой, которая оформляет кольцевое межтрубное пространство.

Текучая среда через патрубок поступает в межгрубное пространство, в котором установлены ребра, обеспечиваюш;ие проход среды по спиральному пути.

Отверстия на внутренней трубе позволяют среде поступать из межтрубного пространства во внутреннюю трубу. Устройство снабжено штуцерами ввода смеси и вывода отделившихся фаз.

Читайте также:  Тонкостенная труба для отопления

МПК6В01 D17/04

Известен также отстойник но а. с. СССР № 1105212 «Трубный отстойник (МПК 6 B01D 17/04, БИ № 28, 1984гО. Он включает корнус в виде участка трубы со штуцерами ввода подготавливаемой эмульсии и вывода отделившихся фаз.

Для повышения качества разделения эмульсии корпус отстойника снабжен системой вертикальных и горизонтальных перегородок и выполнен многосекционным (как минимум три секции).

Это усложняет конструкцию и снижает ее надежность, но производительность повышает незначительно.

Вышеперечисленные разделители газожидкостньгх смесей обладают обшими недостатками: они создавались по принципу усложнения конструкции, более трудоёмки в изготовлении и при монтаже, требуют постоянного контроля при эксплуатации; каждый аппарат имеет жёсткие граничные условия, удовлетворительно работает на каком-то одном типе нефтей (эмульсий), не возможна их эксплуатация на нефтях с высоким содержанием механических примесей, у всех аппаратов низкая удельная производительность одного кубического метра объёма аппарата.

Известен делитель фаз по патенту РФ № 2077364, «Сепарационная установка, МПК 6 БОШ 19/00, публ. 04.02.1997г.

Он представляет собой наклонную трубную колонну, к верхней части которой подсоединены трубопроводы для подвода газожидкостной смеси (ГЖС) и отвода газа.

Посредине длины колонны к боковой стенке подсоединен трубопровод для отвода нефти, а трубопровод для отвода воды подсоединяется к нижнему концу наклонной колонны.

Установка отличается большими размерами, сложностью конструкции и её вертикальной неустойчивостью, но она может быть собрана на самом месторождении из ассортимента имеюшихся на нем труб. Её создание говорит о том, что разработка конструкций устройств подготовки нефти на месторождениях идет по пути использования для них труб нефтяного сортамента.

Известен также трубный делитель фаз по патенту РФ № 2098166 «Установка сброса воды, МПК 6 B01D 19/00, публ. 12.10.97г. Он прннят за прототип, как по назначению, так и по наибольшему количеству совпадающих с предлагаемой конструкцией существенных признаков.

Делитель представляет собой трубу со щтуцерами ввода разде.11яемой эмульсии и вывода отделившихся фаз.

Для отбора выделяющегося газа над основной трубой расположена еще одна труба, соединенная с внутренним пространством основной трубы трубными перемычками для отвода из нее газа. Трубы установлены со значительным наклоном по отношению к поверхности земли.

Штуцер ввода эмульсии в основную трубу расположен в верхней ее части (трети или четверти). Штуцер вывода воды расположен на нижнем конце наклонной трубы, а штуцер вывода нефти – на верхнем конце её.

Основными недостатками прототипа являются: большие размеры и вес, сложность его монтажа, неустойчивость конструкции, требуюшей усиленного фундамента из-за высокой «парусности и нагрузки от установки сброса воды.

Кроме того, она усложнена устройством для отделения газа, хотя дальнейший транспорт отделившихся нефти и газа производится совместно по одной трубе. Необходимо отметить пульсирующую нагрузку на верхнюю часть делите.

11я при поступлении в нее эмульсии (на многих промыслах поток эмульсии носит пульсирующий характер). Это также не способствует повышению надежности устройства и качества отделившихся фаз.

Задачей, стояшей перед авторами, является создание такой конструкции ТДФ, изготовление которого осуществляется из труб нефтяного сортамента, может быть выполнено непосредственно на месте монтажа, а в случае изготовления в заводских условиях, легко транспортируется к месту установки и будет простым и надежным как в монтаже, так и в эксплуатации, которое можно установить на любом месторождении, в любых

климатических условиях, везде, где прокладываются внутрипромысловые трубопроводы сбора продукции нефтедобывающих скважин.

Для её решения в ТДФ, содержащем корпус из труб со штзщерами ввода ГЖС и вывода отделившихся фаз, корпус выполнен в виде установленной вертикально рамы из труб с трубной горизонтальной перемычкой, соединяющей внутреннее пространство вертикальных участков корпуса. Штуцер ввода эмульсии в делитель расположен в середине горизонтальной перемычки, а штуцера вьшода отделившихся легкой и тяжелой фаз – в серединах верхнего и нижнего горизонтальных трубных участков корпуса делителя, соответственно.

Данная конструкция позволит отбирать на нефтепромысле до 95% «свободной воды, поступающей из нефтедобывающих скважин попутно с нефтью. «Свободная вода – это та часть пластовой воды, которая не связана с нефтью в составе эмульсии.

Она является наиболее агрессивной составляющей добываемой жидкости, приводящей к интенсивной коррозии нефтяного оборудования и трубопроводов.

После её отделения снизится нагрузка по жидкости на внутрипромысловые и межпромысловые нефтепроводы, аппараты подготовки нефти на промысловых установках подготовки нефти, а также коррозионная агрессивность эмульсии.

Простота конструкции позволяет изготавливать и устанавливать делитель на любом нефтяном месторождении, в любых климатических условиях, везде, где прокладываются внутрипромысловые трубопроводы сбора продукции нефтедобывающих скважин.

Предлагаемый делитель фаз эксплуатируется в автономном, саморегулируемом режиме и не требует постоянного обслуживания, достаточно ежедневного визуального осмотра. Следует отметить, что предлагаемый ТДФ можно изготавливать из труб нефтяного сортамента

На Фиг.1 изображен трубный делитель фаз в изометрии; на Фиг.2 устройство, собранное из двух трубных делителей фаз; на Фиг.З устройство, собранное из четырёх трубных делителей фаз.

Делитель фаз состоит из основного рамного корпуса, выполненного из труб с вертикальными 1 и 2, верхним горизонтальным – 3 и нижним горизонтальным – 5, трубными участками и трубной перемычкой 4.

В середине перемычки 4, подсоединен штуцер 6 для подвода ГЖС, в середине верхнего горизонтального трубного участка 3 делителя- штуцер 7 для отвода отделившейся нефти, а в середине нижнего горизонтального трубного участка 5 – штуцер 8 для отвода воды.

Читайте также:  Как забеременеть если перевязаны трубы матки

ТДФ работает следующим образом. ГЖС, содержаш;ая любое количество «свободной воды, поступает по штуцеру 6 в трубную перемычку 4, в которой разделяется на два потока. Эти потоки поступают в правый и левый вертикальные трубные участки 1 и 2 корпуса делителя.

Уже на входе в них «свободная пластовая вода, текуш;ая по трубной перемычке 4, отделяется от водонефтяной эмульсии и направляется по вертикальному трубному участку вниз, а нефтяная эмульсия с остаточной водой – вверх.

По мере движения по вертикальным участкам 1 и 2 воды и нефтяной эмульсии, происходит их частичное разделение с дальнейшим вьщелением капель нефти из «свободной воды и воды из частично обезвоженной нефтяной эмульсии.

Из нижнего участка 5 делителя, по штуцеру 8 отделившаяся вода отводится в систему поддержания пластового давления (ППД), а из верхнего участка 3 – частично обезвоженная нефтяная эмульсия поступает на дальнейшую подготовку.

  • В процессе описанной работы трубного делителя фаз, установленного в в системе сбора промысловых эмульсий, получают:
  • сточную воду по качеству пригодную для закачки в нефтяную залежь, для поддержания пластового давления;
  • кратное уменьшение количества ГЖС;
  • сохранение условий гидротранспорта ГЖС, в которой остаётся часть свободной, не связанной эмульсионно, попутной пластовой воды;
  • при транспорте, периодически смачивает всю внутреннюю поверхность промыслового трубопровода, защищает металл;
  • сохранение совместного транспорта нефти и газа.
  • Описанный трубный делитель фаз рекомендуется для производительности по ГЖС до 600 м в сутки.

Для подготовки большего количества ГЖС (1000 – 1200 м), компонуют устройство из двух ТДФ, изображенное на Фиг.2. Оно работает аналогично предыдущему делителю.

В местах сбора продукции скважин, на которых объём ГЖС превышает 1000-1200 м в сутки следует применять устройство, собранное из 4-х ТДФ, показанное на Фиг.З

Таким образом, предлагаемая конструкция трубного делителя фаз позволяет собирать устройства для сброса воды из любого количества газожидкостной смеси.

Предлагаемый ТДФ может устанавливаться на любом месторождении, в любых климатических условиях, в любом месте промысловой системы сбора и подготовки нефти, прост по конструкции, удовлетворительно работает при отделении свободной воды из подавляющего большинства известных на февраль 2001 года нефтяных эмульсий, в том числе из эмульсий, содержащих механические примеси. Удельная производительность одного кубометра предлагаемого трубного делителя фаз по ГЖС в сопоставимых условиях в несколько раз, а в отдельных случаях на порядок превышает этот показатель у аппаратов аналогов и у прототипа.

Татнефть: использование межскважинной перекачки увеличивает нефтеотдачу втрое

Поддержание достигнутых уровней добычи возможно только при использовании эффективных технологических схем поддержания пластового давления, одной из которых является межскважинная перекачка, считают специалисты Татнефти.

  • Поддержание достигнутых уровней добычи возможно только при использовании эффективных технологических схем поддержания пластового давления, одной из которых является межскважинная перекачка, считают специалисты Татнефти.
  • Нагнетание воды в скважины при разработке нефтяных месторождений применяется довольно давно.
  • Большие объёмы воды, используемые при этом, подтолкнули нефтяников обратить пристальное внимание на подземные водоносные горизонты, как на серьёзный источник водоснабжения.
  • Высокая минерализация подобных вод – только в плюс.

Собственно увеличение нефтеотдачи и происходит за счет применения «родной» пластовой воды.
Кроме того, среди основных преимуществ технологии – быстрый ввод в активную разработку участков, не обустроенных системой заводнения.

С применением новых технологий нефтедобычи иззменились и подходы к проектированию разработки нефтяных промыслов.

В НГДУ Джалильнефть, одного из структурных подразделений Татнефти, успешно используются трубные делители фаз (ТДФ).

Их внедрение и эксплуатация позволяет увеличить эффективность и расширить диапазон применимости технологии межскважинной перекачки.
Применение трубных делителей фаз сокращает объемы транспортировки попутно-добываемой воды на её пути к установкам предварительного сброса воды.

Такая технология исключает потери количества добываемой нефти.
Рентабельность фонда добывающих скважин при этом значительно повышается.

  1. Во многом за счёт того, что технология даёт возможность использовать для закачки попутно-добываемую воду.
  2. Дополнительная добыча нефти на уже существующих скважинах происходит за счет увеличения нефтеотдачи пластов – современные технологии позволяют выжать из источника дополнительные объёмы углеводородов.
  3. Применение технологий особенно оправдано для слабопроницаемых глинистых коллекторов.
  4. Усиленное воздействие высокоминерализованной пластовой воды вытесняет дополнительные объёмы нефти.
  5. Именно пластовые и попутно добываемые воды являются наиболее предпочтительным агентом закачки, поскольку обладают лучшими вымывающими свойствами.

Результаты показывают, что коэффициент нефтеотдачи возрастает втрое, с 3% до 10% по сравнению с закачкой пресной воды.
При этом закупки пресной воды и объемы строительства водоводов сокращаются.

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector