Сепарация газоводонефтяной смеси в концевых делителях фаз

Транспортирование газоводонефтяной смеси по классической схеме всегда предусматривало ее сепарацию от газа на ДНС или на цен­тральной площадке промысловых сооружений. Крупным недостатком такой схемы является неиспользование в технологических целях эффек­та разделения газожидкостной смеси на жидкую и газовую фазы в про­цессе ее транспортирования, и кроме того, разделения эмульсии на ее составляющие компоненты. В связи с этим для осуществления сепара­ции газожидкостной смеси, разрушения и разделения водонефтяной эмульсии использовалось громоздкое дорогостоящее технологическое оборудование, отличающееся большой металлоемкостью и требующее значительных капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Для повышения производительности традиционных сепараторов и снижения затрат на операции по обезвоживанию и очистке воды по новой технологии скорость движения потока газоводонефтяной смеси на конечном участке сборного трубопровода необходимо снизить до уровня, обеспечивающего расслоение смеси на нефть, газ и воду, а отбор каждого из продуктов осуществлять отдельными потоками. При этом поступающую с групповых установок водонефтяную эмульсию транспортируют по сборному коллектору непосредственно на пункты подготовки нефти. Режим транспортирования можно поддерживать турбулентным. При реализации такой технологии на подходе к пункту подготовки нефти газоводонефтяная смесь попадает в расширенную часть трубопровода, имеющего диаметр порядка 1000-1400 мм. Такой или другой расчетный диаметр концевой части трубопровода создает режим движения, обеспечивающий расслоение потока на нефть, газ и воду и увеличение производительности последующих функциональных аппаратов.

Высокая производительность установок сепа­рации газа, подготовки нефти и воды достигается при поступлении на них предварительно расслоившейся на указанные компоненты продук­ции скважин. Процессы разделения газоводонефтяного потока на от­дельные фазы успешно осуществляются в концевом делителе фаз (КДФ), представляющем конечный участок сборного трубопровода увеличенного диаметра.

Широкое применение КДФ позволяет исключить использование ап­паратов предварительного сброса воды, выполненных в виде дорого­стоящих многочисленных булитов и отстойных резервуаров, в которых при отсутствии системы улавливания легких фракций (УЛФ) теряется часть легких углеводородных фракций, массовая доля которых состав­ляет около 0,7%, что, в свою очередь, загрязняет окружающую среду. Особенно важно внедрение КДФ при сборе вязких сероводородсодержащих нефтей, когда резервуары вообще не применяются. Элементы типа КДФ необходимы для предварительного сброса отделившейся воды в условиях сборных пунктов, на групповых установках и дожимных насосных станциях с целью снижения энергетических затрат на перекачку и уменьшения коррозии трубопроводов.

В некоторых случаях КДФ выбирают с учетом границы существования расслоенной структуры течения при максимальной скорости смеси 1 – 2 м/с. При этом рассчитывают диаметры для различных расходных газосодержаний β=Q_г/(Q_г +Q_ж) (Q_г и Q_ж - соответственно расход газа и жидкости) и расходов жидкости Q_ж. Необходимая площадь сечения занятая газом F_r, иногда рассчитывается из условия седиментации большей части взвешенных в газе капель нефти по методике, аналогичной методике расчета пропускной способности сепаратора по газу.

Необходимую площадь сечения КДФ F можно вычислить через ис­тинное газосодержание (φ=F_r/F для расслоенной структуры течения, причем, поскольку диаметр входит в формулу для определения F_r, про­цесс вычисления диаметра будет итерационным.

Переход от одной структуры течения к другой определяется харак­тером поверхности раздела газа и жидкости. Структура такой поверх­ности связана с гравитационными волнами, математической и физиче­ской характеристиками которых является безразмерный критерий Фруда Fr_см, показывающий соотношение сил - инерционных и тяжести. Структурная диаграмма газожидкостного потока разделена в этом случае на зоны в координатах β, Fr_см, являющихся основными опреде­ляющими параметрами пробковой и расслоенной структур течения газожидкостного потока. Граница между ними в горизонтальной трубе со свободным концом определена по эмпирической формуле

 

при . (7.10)

 

Граница существования расслоенной и пробковой структур опреде­ляется зависимостью критического Fr_см.кр от β, записанной в виде экс­поненты от полинома третьей степени параметра

 

(7.11)

 

Поскольку экспериментальные данные при этом были получены для β=0,99 - 0,20, не следует использовать эту зависимость вне указанного интервала. Так как граница, определяемая по уравнению (7.10), сужает область существования расслоенной структуры по сравнению с границей, полу­чаемой из уравнения (7.11) для промысловых газовых факторов, в даль­нейшем будем использовать уравнение (7.10).

В действительности переходная зона от одной структуры течения газожидкостной смеси к другой имеет большую ширину, поэтому саму границу условно проводят где-то в середине переходной области. Вы­ражая β через расходы фаз, минимальный диаметр КДФ определим из условия Fr_см< Fr_см.кр формуле

 

. (7.12)

 

Здесь под Q_ж подразумевается сумма расходов нефти и воды.

Граница перехода от полностью расслоенной структуры к эмульси­онной определяется через максимальную скорость жидкости по форму­ле

 

, (7.13)

 

где σ – поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть-вода;

Δρ – разность плотностей этих фаз;

g – ускорение свободного падения;

ρ_н – плотность нефти.

Полученный при этом критерий устойчивости по Кутателадзе для границы расслоенной и эмульсионной структур К=3,13.

Под скоростью жидкости следует понимать усредненную скорость нефти и воды, поскольку скорости этих фаз несколько различны. Для малых рабочих газовых факторов полагаем, что жидкость занимает все сечение трубы. Исходя из этого, получаем оценочную формулу для ми­нимального диаметра трубы из условия необходимости полного рас­слоения водонефтяной эмульсии как ограничивающего процесс пара­метра

 

. (7.14)

 

Длину КДФ следует рассчитывать из условия полной коалесценции капель и расслоения потока. При отсутствии специально рассчитанной коалесцирующей секции степень укрупнения или размер капель воды необходимо рассчитывать из условия транспортирования водонефтя­ной смеси в подводящем трубопроводе после определения и исключения из длины его длины массообменной секции.

Максимальная производительность КДФ, например, для условий из ЦСП рассчитывается по уравнению (7.15)

Условие Fr_см< Fr_см.кр после несложных математических преобразова­ний с учетом обводненности w представляется неравенством

 

, (7.15)

 

где G - газовый фактор.

В соответствии с выражением (7.15) после подстановки диаметра рас­сматриваемого КДФ d=l м при обводненности 70% и рабочего газово­го фактора 5 м³/т суточная производительность по жидкости из условий расслоения потока на газ и жидкость не должна превышать 40 тыс.м³/сут.

С учетом критерия К=2 и замеренных σ=0,032 Н/м, ρ_н=0,88 г/см³, плотности воды ρ_в=1,15 г/см³ из формулы (7.13) получим, что при пол­ном расслоении эмульсии на нефть и воду скорость смеси не должна превышать 0,2 м/с. При этой скорости производительность по жидкости (для малых газовых факторов можно пренебречь площадью сечения трубы, занятой газом) не должна превышать 13,5 тыс.м³/сут.

Экспресс-метод определения длины и диаметра КДФ может быть осуществлен с помощью номограммы (рис. 7.12).

Рис. 7.12. Зависимость длины L конце­вого делителя фаз, достаточной дли выде­ления газа и расслоения потока на газ и жидкость, от производительности Q: 1, 2, 3, 4, 5, 6 – условные диаметры соответственно 300,600,700,800,1000 мм

 

Более точно необходимое сечение концевого делителя фаз (КДФ) для газовой фазы рассчитывают по формуле

 

 

где Q_ж – производительность по жидкости, тыс.м³/сут.;

Г - газовый фактор (рабочий), м³/м³;

W_д - допустимая скорость газа, м/с, равная

 

;

 

Р, Р₀ – давление соответственно сепарации и атмо­сферное, кгс/см²;

Т, Т₀ – температура соответственно сепарации и стандартная, К;

z, z₀ – коэффициент сжимаемости газа соответствен­но в рабочих и стандартных условиях;

K_L – коэффициент длины;

К_п -коэффициент пульсации;

V_г - скорость;

ρ_ж, ρ_г - плотность соответст­венно жидкости и газа в рабочих условиях, кг/м³.

Скорость V_г =0,075 м/с, что соответствует уносу 2000 см³ жидкости на 1000 м³ газа (в условиях сепарации) К_п=0,75-0,8. При определении K_L=(L/aD)^0,56 исходят из условия, что L=9-12 (где L и D – соответственно длина и диаметр КДФ). Это уточняется после расчета разделения жид­кой фазы на нефть и воду.

Низкие качество сепарации и производительность сепараторов обу­словлены незавершенностью таких медленно протекающих в них про­цессов, как коалесценция зародышей газовых пузырьков и их всплытие в объеме нефти, гашение пены, возникающей в результате перехода газовых пузырьков через границу раздела фаз нефть – газ, а также отсут­ствием условий для возврата в нефть тяжелых компонентов газа и ка­пелек жидкости, увлеченных потоком газа.

В связи с этим сепарацию газонефтяной смеси было предложено осуществлять при наиболее благоприятных термодинамических и гид­родинамических режимах для каждого из происходящих процессов (коалесценция газовых пузырьков, переход их в состав газовой фазы, гашение пены, очистка газа от взвешенных частиц и жидкости) при транспортировании продукции скважин на конечных участках сборных трубопроводов с расчетными характеристиками (длина, диаметр).

Для определения эффективности процессов предварительного рас­слоения продукции скважин и аппаратов проведены промысловые испытания концевого делителя фаз (КДФ) на ДНС при Куакбашском ЦСП НГДУ "Лениногорскнефть" АО "Татнефть" по схеме рис. 7.13.

Рис. 7.13. Технологическая схема испытаний КДФ на ДНС при Куакбашской ЦСП: 1 – вход продукции скважин с реагентом от ГЗУ; 2 – технологический трубопровод-каплеобразователь; 3 – КДФ; 4 – отбор газа из КДФ; 5 – отбор воды из КДФ; 6 – сепаратор; 7 – газопровод; 8 – трубчатый каплеобразователь; 9 - отстойник; 10 – буферная емкость; 11, 12 – насосы; 13 – водосборная емкость; 14 – очищенная вода; 15 – подготовленная нефть.

 

КДФ (рис. 7.14) включает трубопровод 1, где эмульсия расслаивает­ся на газ, нефть и воду, расширяющуюся головку 2, в которой смонти­рован лоток 4. Нефть с оставшейся в ней водой из лотка подается по трубопроводу 6 на дальнейшую подготовку. Для предотвращения обра­зования воронки трубопровод 6 снабжен диском 5. Отделившаяся вода по трубопроводу 8, имеющему отстойный диск 7, подается на очистные сооружения. Остаточный газ поступает в газовый коллектор по газо­проводу через отсекатель 3 и регулирующий клапан, работающий от датчика. Имеется также система запорной и регулирующей арматуры.

Рис. 7.14. Концевой делитель фаз (КДФ): 1 – трубопровод; 2 – расширяющая головка; 3 – отсекатель; 4 – лоток; 5 – диск; 6 – трубопровод; 7 – отстойный диск; 8 – трубопровод

 

Техническая характеристика КДФ

Производительность по жидкости, т/сут.
Диаметр, м	1,0
Давление в КДФ, МПа	0,4
Количество воды в нефти, % на входе на выходе	Не ограничивается до 30
Содержание в воде, мг/л: нефтепродуктов КВЧ

 

Продукция скважин: нефть верхних горизонтов - сернистая, высоко­вязкая (60 сП при 20 °С); содержание воды - более 40%; средний газо­вый фактор - 13 м³/т. Время и режим движения эмульсий от групповых установок до ДНС характеризуются параметрами, представленными в табл. 7.4.

Таблица 7.4

Номер ГЗУ	Производительность по жидко­сти, м^3/сут.	Длина трубо­проводов, м	Диаметр трубопро­водов, м	Re,без учета газовой фазы	Время движения с учетом газовой фазы, мин.	Скорость движения с учетом газовой фазы, м/с
					25,4	1,03
					39,6	1,9
					48,6	1,7
					1,97	0,68
					8,6	1,16

 

В процессе исследований использовали деэмульгатор прохинор, ко­торый дозировали из расчета 80-100 г/т в неразбавленном виде в поток нефти на ГЗУ.

Упрощенный вариант КДФ был выполнен в виде трубчатого уст­ройства диаметром 1000 мм, длиной 100 м. Давление в КДФ поддержи­вали на уровне 0,4 – 0,5 МПа, а характер расслоения потока на нефть, газ и воду изучали с помощью 13 пробоотборных (сальниковых) устройств, установленных по длине КДФ. Результаты исследований работы аппа­рата при производительности по жидкости 7000 м³/сут. в обобщенном виде представлены на рис.7.15. Уже на этой стадии исследований было установлено, что продукция скважин при движении по КДФ эффектив­но расслаивается на газ, нефть и свободную воду.

Эффективность сепарации и количество газа, находящегося в нефти в окклюдированной форме, а также в виде всплывающих более крупных пузырьков газа, определяли путем отбора и последующего анализа проб нефти из КДФ на уровне 30 – 40 см от его нижней образующей. В результате исследований установлено, что процесс расслоения потока вязкой жидкости на газ и нефть происходит в основном на расстоянии 25 – 30 м от входа газоводонефтяной смеси в КДФ. Процессы всплывания мелких пузырьков газа и разрушения пены завершаются на рас­стоянии 50 – 60 м от начала КДФ.

 

Рис. 7.15. Расслоение потока продукции скважин в КДФ: 1-13 – точки отбора проб (пробоотборные устройства); Г-газ; Э - водонефтяиая эмульсия; В - вода

 

При этом остаточное содержание газа, растворенного в нефти в средней и конечной точках КДФ, составляет 4,6 м³/м³. Анализ качества отбираемого из КДФ газа показал, что диаметры уносимых потоком капель нефти – небольшого диаметра (около 15 мкм), а количество их незначительно. Фильтровальная бумага, установленная на пути газо­вого потока, оставалась чистой. Это свидетельствует об осуществлении в КДФ процессов самоочистки газа, а также о хорошем качестве сепа­рации нефти и газа. Качество воды, отобранной из КДФ, также до­вольно высокое. Содержание нефти в ней составляло в среднем 57,6 мг/л, а сероводорода - 290 мг/л.

В состав свободной воды переходят наиболее крупные капли, воз­никшие в коммуникациях промысловой системы сбора, которые почти полностью отделяются от нефти на участке КДФ длиной до 60 м.

Ниже приведены данные о качестве нефти после сброса пластовой воды в емкостях, работающих, в режиме глубокого предварительного сброса.

Период Содержание воды в нефти после отстойников, %

лето 4,5; 9,0; 4,5; 2,0; 0,9; 3,0; 4,5; 2,5; 4,5

осень 6,74; 3,31; 6,3; 5,6; 8,5; 4,65; 3,7; 3,79; 7,79

Среднее содержание воды в нефти составляет 5,6%. Это свидетельст­вует о возможности осуществления при условиях на ДНС предвари­тельного сброса воды до 6% - из нефти даже повышенной вязкости.

Отсюда следует, что КДФ выполняет функции деэмульсатора, пер­вой ступени сепарации и аппарата предварительного сброса воды од­новременно. Аналогичные функции способны выполнять только трех­фазные сепараторы, стоимость которых при сравнительно низкой про­изводительности намного выше. В результате применения КДФ произ­водительность установленных после него аппаратов (сепараторов, от­стойников) возможно повысить в 1,5 – 2 раза.

Дальнейшие исследования подтвердили высокую эффективность процесса и аппарата этого типа.

При исследованиях использовали деэмульгатор прохинор, который дозировали в неразбавленном виде в поток нефти на ГЗУ из расчета 80 – 100 г/т. В связи с применением плунжерных насосов для дозировки реагента подача деэмульгаторов в поток нефти носила пульсирующий характер. Это обстоятельство, а также высокая вязкость дозируемого деэмульгатора, низкие турбулентность потока и температура (5 – 7 °С) обусловили недостаточную эффективность обработки эмульсии при ее движении по трубопроводам. Однако даже в этих условиях КДФ ока­зался способным выполнять функции аппаратов предварительного сброса пластовой воды или устройства, повышающего их производи­тельность.

КДФ представлял трубу диаметром 1000 м и длиной 70 м без регуля­тора уровня, КИП и автоматики и имел следующую техническую ха­рактеристику:

Производительность по жидкости, м³/cyт. 7000

Осредненная скорость продвижения

газоводонефтяной смеси, м/с 0,33

Средняя скорость, м/с:

жидкости 0,2

газа 0,45

Давление, МПа:

в КДФ 0,4 – 0,5

сепарации 0,38

Температура сепарации, ⁰С 5 – 7

Газовый фактор, м³/т:

в КДФ (I ступень) 8,4

остаточный (II ступень) 4,6

суммарный 13,0

Характер расслоения потока на нефть, газ и воду и на этот раз изу­чали с помощью пробоотборных устройств, установленных по длине КДФ и позволяющих отбирать пробы нефти, газа и воды послойно по его сечению. Работу аппарата исследовали при производительности по жидкости 500, 3000 и 7000 м³/сут. Некоторые результаты исследований приведены на рис. 7.16.

Эффективность сепарации и количество газа, наводящегося в нефти в окклюдированной форме, а также в виде всплывающих более крупных пузырьков, определяли путем отбора и последующего анализа проб нефти в КДФ на уровне 30 – 40 см (рис. 7.17) от его нижней образую­щей.

Даже при такой вязкой нефти, как угленосная, поток расслаивается на нефть и газ в основном на расстоянии 25 – 30 м от входа в КДФ. В дальнейшем, на расстоянии до 50 – 60 м завершаются всплытие мелких пузырьков газа и разрушение пены (табл. 7.5).

Таблица 7.5

Параметры	Точки отбора проб по длине КДФ
			концевой участок
Содержание свободного газа в нефти в условиях сепарации, %об.
Количество окклюдированного газа в 1 м^3 нефти в условиях сепарации, м^3/м^3	0,35	0,11
Газовый фактор при последующем разгазировании проб в нормальных условиях, м^3/м^3	5,96	5,07	4,60	4,60

Рис. 7.16. Характер расслоения потока в КДФ: производительность: а, б в – соответственно 500, 3000, 7000 м³/cyт, h – высота по сечению КДФ

Рис. 7.17. Схема расслоения потока и отбора проб в КДФ дня определения количества окклюдированного в нефти газа: 2, 4, 7, 12 – точки отбора проб по длине устройства; 1 – расстояние между точками отбора проб; t – время пребывания жидкости на участке; h – точка отбора проб от нижней образующей; Н - высота уровня жид­кое» (нефти) от нижнее образующей

 

Высокая эффективность сепарации газа по длине аппарата под­тверждается результатами анализа содержания его в нефти в средней части и конце КДФ. Установлено, что остаточное содержание газа в нефти в этих точках практически одинаково, соответствует раствори­мости его в нефти в условиях опытов и составляет 4,6 м³/м³.

Анализ качества отбираемого из КДФ газа показал, что размер уно­симых потоком капель нефти не превышает 15 мкм, а количество их невелико. Это свидетельствует о протекающих в КДФ процессах само­очистки газа и приближении условий сепарации к равновесным. Время, необходимое для завершения этих процессов, составляет 8 – 10 мин.

Остаточное содержание воды в нефти на выходе из КДФ даже в зимний период в среднем не превышает 30%, что полностью соответст­вует задачам аппаратов предварительного сброса свободной пластовой воды. При улучшении процесса разрушения эмульсии в промысловой системе сбора и в летний период эксплуатации результаты оказывают­ся значительно лучше: содержание воды в нефти уменьшается до 2 – 10%.

Общее количество пластовой воды, сбрасываемой из КДФ и техно­логических отстойников, колеблется от 3,2 до 3,5 тыс. м³/сут. Без допол­нительной очистки она отводилась в буферную емкость объемом 200 м³, откуда перекачивалась на кустовые насосные станции системами ППД. Еще более высокие качества имеет пластовая вода, отбираемая из бу­ферного резервуара, играющего одновременно роль отстойной емко­сти. Это и позволило решить проблему ее закачки в пласт без дополни­тельной очистки.

Необходимая длина КДФ для обработки угленосных нефтей, где практически полностью завершаются процессы сепарации газа (при производительности до 7000 т/сут.) и расслоение потока на свободную воду и эмульсию с содержанием воды до 30%, составляет 50 – 60 м. Для девонских нефтей она может быть значительно меньше.

На Дюсюмовском узле сброса воды и подготовки газоводонефтяная эмульсия характеризуется следующими показателями:

- высокая стойкость пены, ухудшающая сепарацию, колебание газо­вого фактора в продукции скважин перед установкой подготовки неф­ти от 1,5 до 3,1 Нм³/м³, высокий остаточный газовый фактор при вре­мени пребывания продукции скважин в аппаратах от 50 мин. до 2 ч (1,1 - 1,9 Нм³/м³ );

- поступление продукции скважин на установку в пульсирующем режиме, в связи с чем производительность изменялась от 3500 до 11000 м³/сут., а давление от 0,3 до 1,2 МПа с временным интервалом 2 - 3 ч, колебания обводненности нефти от 20 до 90%;

- высокая вязкость эмульсии, которая по отдельным скважинам дос­тигала 4,8 Па^.с;

- повышенное содержание механических примесей в сырье, которое по отдельным скважинам изменялось от 0,2 до 0,6%, а содержание сульфида железа - от 1000 до 4000 мг/л; кроме того, за счет прорыва к забоям скважин соленых пластовых вод плотность воды в продукции скважин составляла 1,1643 г/см³, а на других участках, наоборот, про­исходило ее опреснение до 1,1100 г/см³, что существенно уменьшало скорость осаждения таких капель воды на дно аппаратов.

Дисперсность капель воды в эмульсии была очень высокой и состав­ляла 3 – 10 мкм против 10 – 30 мкм в начальный период эксплуатации объекта.

Устойчивость эмульсии к разрушению оказалась на 30% выше, чем обычно, о чем свидетельствует степень ее разрушения только на 70 – 80% даже при дозировке реагента-деэмульгатора из расчета 100 г/т.

Все это обусловило очень неблагоприятные условия для расслоения продукции скважин и ухудшения процесса подготовки нефти и, соот­ветственно, качества товарной нефти. Тем не менее, работа КДФ оказа­лась успешной, особенно в сравнении с использованием для этих целей традиционных булитов-отстойников. КДФ был изготовлен из труб нефтяного сортамента и смонтирован в виде двух последовательных секций. Из приемного трубопровода продукция скважин поступала в первую секцию диаметром 720 мм, длиной 60 м, которая поворотом на 180° переходит во вторую параллельную секцию диаметром 1220 мм такой же длины. Внутри концевого участка второй секции предусмот­рены отсеки и патрубки для отбора отделившейся нефти и сброса воды.

На патрубках газа и воды установлены регулирующие клапаны. Сигнализатор уровня раздела фаз (СУРФ), установленный в концевой части второй секции на высоте 300 мм от нижней образующей, при отсутствии нефти в отделившейся пластовой воде открывает регули­рующий клапан на водяном патрубке. При наличии нефти в воде весь поток поступает в приемный отсек и дальше - на установку подготовки нефти. На газовом патрубке внутри второй секции установлен газовый отсекатель.

Установлено, что пеноооразование (до 50%) происходит, в основ­ном, в подводящих трубопроводах диаметром 250 мм перед КДФ. В самом КДФ дополнительно переходит в пену только 12% газа, а при нагревании потока до 30 °С газовый фактор увеличивается еще на 15 %.

Результаты исследований характера расслоения потока в КДФ при­ведены в табл. 7.6.

Таблица 7.6

Точка отбор проб, м	Диаметр секций, мм	Скорость движения потока, м/с	Обводненность, %	Положение уровня раздела фаз, мм
верх	середина	низ
		0,3				Отсут.
		0,1	20,8	47,6
		0,1	2,8	28,8
Примечание. Во всех точках отбора свободного газа не обнаружено. Имеется пена.

 

Оказалось, что в первой секции КДФ диаметром 720 мм расслоения потока не произошло. При переходе газоводонефтяной смеси во вторую секцию диаметром 1220 мм происходит расслоение потока на нефть, эмульсию и свободную воду, уровень которой располагается выше оси трубы. В концевой части второй секции уровень отделившейся воды повышается до 700 мм.

В результате исследований установлено, что КДФ, использованный для расслоения продукции скважин с осложненными реологическими и физико-химическими свойствами, способен одновременно выполнять функции нескольких аппаратов: ступени сепарации, предварительного сброса пластовой воды и первичной очистки пластовой воды. В устрой­стве также сглаживаются пульсации расхода жидкости, поступающей с промыслов. Об эффективности применения КДФ вместо традиционных аппаратов предварительного сброса можно судить по тому факту, что его внедрение на Дюсюмовской УПВСН позволило высвободить для других технологических целей шесть отстойных аппаратов общим объемом 1200 м³. При этом остаточное содержание воды в нефти снизилось с 30 до 3 – 11%. Общее количество пластовой воды, сбрасываемой из КДФ на этом объекте, составляет 7 - 7,5 тыс.м³/сут.

Учитывая высокую эффективность концевых делителей фаз и их способность выполнять функцию аппаратов многоцелевого назначения (сепараторы, установки предварительного сброса воды, гасители пуль­саций и т.д.), они получили широкое распространение на промыслах под самыми различными названиями (депульсаторы, успокоители и т.д.).

Рассмотрим технологическую схему концевого делителя фаз, рис. 7.18.

Продукция нефтяных скважин с Северо-Салымского месторождения че­рез узел входных задвижек поступает на вход успокоительного трубопровода (У Т), в котором предварительно расслаивается на три потока - нефть, вода, газ. Для интенсификации процесса выделения воды из газожидкостной смеси в трубопровод транспорта на кусте производится подача реагента в расчете 30 – 50 г/т нефти. Из верхней образующей трубы УТ предварительно отбирается свободный газ, выделившийся в подводящем трубопроводе и направляется в нефтегазовый сепаратор. Расслоенный поток жидкостной смеси с УТ перетека­ет в два параллельных КДФТ, в которых дос­тигается дополнительное

 

 

 

Рис.7.18. Конструкция концевого делителя фаз трубного (КДФТ), разработанного ЗАО НКТ "МодульНефтеГазКомплект" для Северо-Салымского месторождения

 

выделение воды из нефти, выделение нефтяных глобул из воды - отстой воды, отбор свободного газа, частично поступающего из успокоительного трубопровода. Вода из КДФТ направляется на прием КНС. При этом предусмотрена установка регулирующего клапана на трубопроводе, подающим воду из "подпитывающего" трубопровода на КНС.

Предварительно обезвоженная нефть до 20% остаточной воды из КДФТ поступает в трубопровод на вход нефтегазового сепаратора, в который посту­пала продукция скважин с Северо-Салымского месторождения. Остаточная обводненность определяется влагомером, установленным на трубопроводе после насосов внешней перекачки перед узлом учета нефти. Конструктивная особен­ность данного КДФТ заключается в фильтрах расположенных в нижней части КДФТ-1 и КДФТ-2, при помощи которого происходит дополнительная очи­стка воды. Предусматривается регенерация фильтра, которая осуществляется путем продувки попутным газом из газового расширителя. Дренаж с КДФТ УТ, также сброс с предохранительного клапана, установленного на УТ, направляет­ся в дренажные емкости с последующей откачкой на прием насосов ДНС.