RU2815063C1

RU2815063C1 - Устройство для разделения скважинной продукции

Info

Publication number: RU2815063C1
Application number: RU2023117301A
Authority: RU
Inventors: Ахметсалим Сабирович Галеев; Эдуард Захитович Мухамадеев; Ришат Абузарович Набиуллин; Раис Насибович Сулейманов
Filing date: 2023-06-29
Publication date: 2024-03-11

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности в области сбора и подготовки скважинной продукции. Изобретение касается устройства для разделения скважинной продукции, состоящее из горизонтально расположенной трубы, в верхней части которой установлены патрубки для отбора нефти и газа, в нижней - патрубки для отвода воды. Внутри корпуса расположено устройство для адгезионной инициализации коалесценции капель воды, выполненное в виде гидрофильных пластин, установленных под отрицательным углом к горизонтальному направлению потока. Технический результат - повышение эффективности за счет уменьшения дисперсности водной фазы, т.е. улучшение условий разделения фаз в обратных эмульсиях. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам по разделению водонефтяной эмульсии на нефтяную и водную фазы.

Известен способ водоотделения в так называемых обратных эмульсиях (дисперсионная среда - углеводородная, например, нефть, а дисперсная среда - вода) в так называемых трубных водоотделителях (ТВО) (Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - Казань, ФЭН.- 2000, 416 с, Авт. свид. СССР №1404464, 23.06.1988, Бюл. №23).

Известно устройство для разделения смеси типа «вода в нефти», состоящее из горизонтально расположенной трубы, в верхней части которой установлены патрубки для отбора нефти и газа, в нижней - патрубки для отвода воды, а внутри - разделительные поперечные перегородки, к каждой из которых шарнирно прикреплена вертикальная стенка, соединенная с механизмом регулирования отбора нефти и воды (Авт. свид. №488595, МКИ B01D 17/02, C10G 33/06, 25.10.75)

Недостатком известного устройства является сложность отбора осажденной воды без захвата нефти, в нижней части которой по всей длине горизонтально расположенной трубы слой воды незначительный.

Принципиальным препятствием повышения эффективности любых ТВО является зависимость от исходной дисперсности включений (капелек воды в нефти).

Технической проблемой заявляемого изобретения является разработка устройства для разделения скважинной продукции с достижением следующего технического результата: повышение эффективности отбора воды за счет инициализации уменьшения дисперсности водной (гидрофильной) фазы, т.е. улучшения условий седиментации водной фазы в гравитационном поле за счет увеличения скорости осаждения при росте диаметра капелек (Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. 3-е изд. - М.: Недра, 1982. - 311 с).

Технический результат достигается тем, что в устройстве для разделения скважинной продукции, содержащем корпус в виде горизонтально расположенной трубы, в верхней части которой установлены патрубки для отбора нефти и газа, в нижней - патрубки для отвода воды, согласно изобретению внутри корпуса расположено устройство для адгезионной инициализации коалесценции капель воды, выполненное в виде гидрофильных пластин, установленных под отрицательным углом 5-9 градусов к горизонтальному направлению потока. При этом длина гидрофобных пластин (в метрах) увеличивается от нижней к верхней по закону:

где - расход жидкости, м³/с;

- площадь сечения, м²;

- расстояние между пластинами, м;

- экспериментальный коэффициент, 1,7-3,8 (подбирается в зависимости от характера загрязнений: дисперсность, угол смачивания);

- минимальный диаметр извлекаемых (седиментирующих) частиц, м (как правило, больше 10 мкм).

На чертеже представлено устройство для разделения скважинной продукции.

Устройство содержит корпус 1 в виде трубы, с патрубком 2 отвода газа, расположенным в верхней части трубы, зоной 3 успокоения потока, патрубком 4 отбора воды, расположенным в нижней части трубы, с патрубком 5 ввода газоводонефтяной эмульсии, патрубком 6 отбора обезвоженной нефти, внутри корпуса расположено устройство для коалесценции капель воды, выполненное в виде гидрофильных (угол смачивания не больше 30 градусов) пластин 7, установленных под отрицательным углом к горизонтальному направлению потока (5-9 градусов).

Устройство работает следующим образом.

Газоводонефтяная обратная эмульсия 8 по патрубку 5 подается в устройство для разделения скважинной продукции, попадает в зону 3 успокоения потока, в которой происходит распределение потока по высоте трубы, проходит через систему гидрофильных пластин 7. При этом капли воды 9 (водная фаза в обратной эмульсии), оказываясь в потоке между пластинами 7, коалесцируют под действием поверхностных сил в результате адгезионного взаимодействия на верхней поверхности пластин 7. Это приводит к росту их диаметров, а значит, к увеличению скорости седиментации под действием силы гравитации благодаря разности плотностей, т.к. скорость осаждения v_c, согласно закону Стокса является функцией диаметра частиц:

где - скорость седиментации шаровой частицы, м/с;

- диаметр капли, м;

- плотность воды, кг/м³;

- плотность дисперсионной среды (нефти), кг/м³;

- динамическая вязкость дисперсионной среды (нефти), Па*с;

- ускорение свободного падения, м/с².

В результате капли воды скапливаются на верхних поверхностях гидрофильных пластин 7, происходит их укрупнение (коалесценция) и отрыв с края пластин, причем диаметр зависит от длины пластин и определяется как:

,

где - экспериментальный коэффициент.

Длина пластин определяется из неравенства

где - соответственно, время вертикального осаждения и горизонтального движения вдоль пластины, м;

- расстояние между пластинами по вертикали;

- скорость седиментации шаровой частицы, м/с;

- горизонтальная скорость потока, м/с;

где - расход жидкости, м³/с;

- площадь сечения, м².

Причем, время горизонтального движения вдоль пластины длиной L; достаточно для седиментации частиц диаметром d_min.

Таким образом, в пространстве между пластинами происходит укрупнение гидрофильных частиц до размера d_max, достаточное для того, чтобы в основном объеме отстойника гидрофильные частицы со скоростью V_max (см. чертеж) успевают седиментировать в нижнюю часть корпуса 1. В результате чего, через патрубки 2 и 6 удаляются соответственно, газ и нефтяная фаза с пониженным содержанием воды.

В нижней части отстойника через патрубок 4 удаляется вода с пониженной до приемлемых значений концентрацией нефтью.

В таблице представлены результаты очистки газоводонефтяной обратной эмульсии со сравнительным эффектом применения гидрофильных пластин.

Из табл.1 следует, что эффективность водоотделения для обратных эмульсий существенно возрастает даже без применения коагулянтов, и составляет в среднем (2,33/2,55)*100% = 91% (без применения гидрофильных пластин не более 15%).

Таким образом, техническим результатом изобретения является повышение эффективности разделения скважинной продукции за счет уменьшения дисперсности гидрофильной фазы на начальном участке седиментации капель воды.

Claims

1. Устройство для разделения скважинной продукции, состоящее из горизонтально расположенной трубы, в верхней части которой установлены патрубки для отбора нефти и газа, в нижней - патрубки для отвода воды, отличающееся тем, что внутри корпуса расположено устройство для адгезионной инициализации коалесценции капель воды, выполненное в виде гидрофильных пластин, установленных под отрицательным углом к горизонтальному направлению потока.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что гидрофильные пластины установлены под углом 5-9 градусов.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что длина гидрофильных пластин увеличивается от нижней к верхней по закону:

где - расход жидкости, м³/с;

- площадь сечения, м²;

- расстояние между пластинами, м;

- экспериментальный коэффициент;

-минимальный диаметр извлекаемых частиц, м.