Способ экспериментального определения параметров трубной сепарационной установки

Способ экспериментального определения параметров трубной сепарационной установки

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Заявляемое изобретение относится к области оборудования для нефтедобывающей промышленности, а именно к сепарационным установкам для разделения продукции нефтедобывающих скважин на воду, нефть и газ, и может быть применено в напорных системах сбора и подготовки нефти.

Известен способ экспериментального определения параметров трубной сепарационной установки, включающий измерение объемного расхода водонефтяной эмульсии при помощи объемного расходомера, например, ультразвукового, турбинного и т.д., обводненности водонефтяной эмульсии (обводненность - объемная доля воды в водонефтяной эмульсии), например в лаборатории путем разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду за счет отстоя, сепарации и т.д., последующего измерения объемов нефти и воды, измерение плотности нефти и воды, определение массового расхода нефти как произведение объемного расхода нефти на плотность нефти, определение газового фактора нефти в лабораторных условиях, определение длины водоотстойной и нефтеотстойной секций в зависимости от диаметра трубы, подвод водонефтегазовой смеси и отвод воды, нефти и газа, измерение концентраций нефтепродуктов и взвешенных твердых частиц в отводимой воде, определение параметров, в котором длина трубной сепарационной установки определена как сумма водной и нефтяной частей, угол наклона определен испытаниями и составляет 4° /Патент №2098166, МПК⁷ В01D 19/00. Опубл. 12.10.1997/.

Недостатками известного способа являются:

- сложность сбора экспериментальных данных, так как данная установка не может перевозиться с одного месторождения на другое, угол наклона постоянен;

- малая представительности собранных экспериментальных данных, так как она работает только в одном месте при постоянном угле наклона;

- большое время экспериментов, так как для обеспечения работы требуются большие расходы водонефтегазовой смеси;

- низкая эффективность, обусловленная тем, что в основной трубе не предусмотрено наличие газовой части, газовая линия расположена параллельно основной трубе. Основная труба и газовая линия представляют сообщающиеся сосуды, соединенные перемычками. Поэтому в основной трубе и газовой линии будет одинаковый уровень жидкости. Выходящий по газовой линии газ будет образовывать пену и уносить с собой значительную часть нефти;

- ограниченность применения, так как предусмотрен только постоянный угол наклона 4°;

- значительная материалоемкость, так как угол наклона не зависит от параметров водонефтегазовой смеси.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретению является способ экспериментального определения параметров трубной сепарационной установки, включающий измерение объемного расхода водонефтяной эмульсии при помощи объемного расходомера, например, ультразвукового, турбинного и т.д., обводненности водонефтяной эмульсии (обводненность - объемная доля воды в водонефтяной эмульсии), например в лаборатории путем разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду за счет отстоя, сепарации и т.д., последующего измерения объемов нефти и воды, измерение плотности нефти и воды, определение массового расхода нефти как произведение объемного расхода нефти на плотность нефти, определение газового фактора нефти в лабораторных условиях, определение длины водоотстойной и нефтеотстойной секций в зависимости от диаметра трубы, подвод водонефтегазовой смеси и отвод воды, нефти и газа, измерение концентраций нефтепродуктов и взвешенных твердых частиц в отводимой воде, определение параметров, в котором нефтеотстойная секция расположена под углом к водоотстойной, угол наклона нефтеотстойной секции составляет 5...7°, a угол наклона водоотстойной секции 2...4° /Патент №2119372 МПК⁷ B01D 19/00. Опубл. 27.09.1998 Бюл. №27/.

Недостатками известного способа являются:

- сложность сбора экспериментальных данных, так как данная установка не может перевозиться с одного месторождения на другое, угол наклона постоянен;

- малая представительности собранных экспериментальных данных, так как она работает только в одном месте при постоянном угле наклона;

- большое время экспериментов, так как для обеспечения работы требуются большие расходы водонефтегазовой смеси;

- низкая эффективность, так как площадь поперечного сечения трубы в плоскости, параллельной поверхности, в нефтеотстойной зоне всегда будет меньше, чем в водоотстойной секции;

- повышенная длина, так как не учитывается изменение выделения газа в зависимости от давления.

Целью заявляемого изобретения является упрощение сбора экспериментальных данных, повышение представительности собранных экспериментальных данных и сокращение времени экспериментов

Указанная цель достигается тем, что в способе экспериментального определения параметров трубной сепарационной установки, включающем измерение объемного расхода водонефтяной эмульсии при помощи объемного расходомера, например, ультразвукового, турбинного и т.д., обводненности водонефтяной эмульсии (обводненность - объемная доля воды в водонефтяной эмульсии), например в лаборатории путем разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду за счет отстоя, сепарации и т.д., последующего измерения объемов нефти и воды, измерение плотности нефти и воды, определение массового расхода нефти как произведение объемного расхода нефти на плотность нефти, определение газового фактора нефти в лабораторных условиях, определение длины водоотстойной и нефтеотстойной секций в зависимости от диаметра трубы, подвод водонефтегазовой смеси и отвод воды, нефти и газа, измерение концентраций нефтепродуктов и взвешенных твердых частиц в отводимой воде, определение параметров, измеряют время разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду, для определения параметров трубной сепарационной установки используют модель трубной сепарационной установки, изготовленную с возможностью изменения калибра (отношения длины трубы к ее диаметру), например, путем изготовления из отрезков труб не обязательно одинаковой длины и диаметра, соединенных между собой фланцевыми соединениями, модель выполнена с возможностью изменения угла наклона к поверхности, подвод водонефтегазовой смеси осуществляют в место подвода, выполненное во фланцевом соединении или отрезке трубы. Кроме того, в некоторых случаях диапазон изменения угла наклона модели трубной сепарационной установки к поверхности составляет от 0 до 90°. Кроме того, в некоторых случаях после соединения фланцевым соединением оси двух состыкованных отрезков труб не обязательно совпадают и/или параллельны. Кроме того, в некоторых случаях подвод водонефтегазовой осуществлен в несколько мест подвода. Кроме того, в некоторых случаях к модели присоединена труба, сообщающаяся с моделью, например, с помощью вставок в фланцевые соединения и патрубков, ось присоединенной трубы не обязательно параллельна оси модели. Кроме того, в некоторых случаях к модели подсоединено несколько труб одинакового или разного диаметров. Кроме того, в некоторых случаях в проточной части отрезков и/или фланцевых соединений предусмотрена возможность установки дополнительных сменных элементов, например перегородок. Кроме того, в некоторых случаях для сравнения результатов при различных времени разрушения водонефтяной эмульсии τ, [с], объемном расходе жидкости Q_ж, [м³/с] и внутреннем диаметре D, [м] используют безразмерный критерий С (C=Q_жτ/D³).

Измерение времени разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду позволяет повысить точность учета времени пребывания водонефтегазовой смеси в трубной сепарационной установки, что обеспечивает повышение эффективности сепарации.

Измерение плотностей нефти и воды позволяет повысить точность определения параметров трубной сепарационной установки.

Использование для определения параметров трубной сепарационной установки модели трубной сепарационной установки позволяет экспериментально проверить правильность определения ее параметров, что обеспечивает повышение эффективности.

Изготовление модели с возможностью изменения калибра (отношения длины к диаметру), например, путем изготовления из отрезков не обязательно одинаковой длины, соединенных между собой фланцевыми соединениями, позволяет выбрать наиболее оптимальную длину трубной сепарационной установки в зависимости от ее диаметра, что повышает эффективность.

Изготовление модели с возможностью после соединения фланцевым соединением так, чтобы оси двух состыкованных им отрезков не обязательно совпадали и/или были параллельны позволяет исследовать влияние углов наклона водоотстойной, нефтеотстойной и газовой секций на качество сепарации, что повышает эффективность.

Изменение угла наклона модели к поверхности в требуемом диапазоне, например от 0 до 90°, позволяет экспериментально выбрать оптимальный угол наклона, что повышает эффективность.

Выполнение диаметров отрезков не обязательно одинаковыми позволяет расширить диапазон исследований и тем самым повысить точность определения параметров.

Осуществление подвода водонефтегазовой смеси в одно или несколько мест подвода, выполненных в одном или нескольких фланцевых соединениях и/или одном или нескольких отрезках, позволяет повысить эффективность трубной сепарационной установки за счет экспериментального выбора оптимальных мест и способов подвода водонефтегазовой смеси.

Подсоединение к модели одной или нескольких труб одинакового или разного диаметров, не обязательно совпадающих с диаметрами отрезков модели, трубы сообщаются с моделью, например, с помощью вставок в фланцевые соединения и трубы, ось каждой трубы не обязательно параллельна оси модели и/или ее отрезков, из каждой трубы может осуществляться частичный или полный отвод воды, и/или нефти, и/или газа позволяет исследовать влияние на качество сепарации дополнительных линий, что обеспечивает повышение эффективности.

В лабораторных условиях измеряются объемный расход жидкости Q_ж, плотности нефти ρ_н [кг/м³] и воды ρ_в [кг/м³], обводненность n_в [безразмерная] и газовый фактор Г_ρ (по плотности [м³ газа/ т нефти]), коэффициент выделения газа из нефти k_P (в зависимости от давления) [безразмерный]. Также в течение лабораторных испытаний измеряется время разрушения τ [с] водонефтяной эмульсии на компоненты - нефть и воду. В замеренное время нужно внести коррективы, связанные с параметрами сепарации в реальных условиях. Время цикла расслоения Т [с] в трубной сепарационной установке определяется как произведение характерного времени разрушения водонефтяной эмульсии на коэффициент запаса по времени К [безразмерный] (обычно К изменяется в диапазоне от 1 до 5):

В течение этого времени (1) с трубную сепарационную установку поступает пластовая жидкость - водонефтегазовая смесь. Тогда объем пластовой жидкости V_ж,_T [м] и масса нефти М_н,T [кг], поступающие за время Т, соответственно равны произведению объемного расхода жидкости Q_ж [м³/с] и массового расхода нефти G_н [кг/с] на время цикла (1):

и

Объем поступившей нефти V_н,T [м³] за время Т из (1) находится путем деления массы нефти (3), поступившей за это время, на ее плотность ρ_н:

Газовый фактор Г в зависимости от объема нефти равен произведению газового фактора в зависимости от плотности Г_ρ на плотность нефти:

Газовый фактор замеряется при нормальных физических условиях (нфу). Приведенный газовый фактор Г_пр зависит от коэффициента выделения газа из нефти k_P, а также от его давления Р [Па] и температуры t [°С] (индексы: вых - выход, нфу - нормальные физические условия, р - давление). Согласно закона Менделеева-Клапейрона имеем:

По известным объему нефти, поступившей за время Т (4), и приведенному газовому фактору (6) находится объемный расход газа за это время:

Потребная длина L [м] трубной сепарационной установки определяется как отношение сумм объемов жидкости (2) и газа (7), поступивших в нее за время Т, к вместимости погонного метра трубы v_пм [м³]:

Трубная сепарационная установка состоит из водоотстойной, нефтеотстойной и газовой секций длиной соответственно l_в [м], l_н [м] и l_г [м]. Очевидно, что суммарная длина трубной сепарационной установки слагается из длин входящих в нее секций

Длина секции равна отношению объема ее компонента, поступившего за время Т, к вместимости погонного метра трубы:

Ось каждой секции относительно поверхности представляет прямоугольный треугольник, гипотенуза которого равна ее (секции) длине. Тогда высота h_i [м] какой-либо секции равна произведению ее длины l_i на синус угла наклона ϕ_i [°]:

Суммарная высота Н [м] трубной сепарационной установки аналогично (9) определяется как сумма высот входящих в нее секций (11)

В случае, если углы наклона всех секций одинаковы, соотношение (12) с учетом (11) примет вид:

Площадь поперечного сечения секции в плоскости, параллельной поверхности, в общем случае представляет эллипс, у которого малая ось равна диаметру D [м] трубы, а большая ось - отношению диаметра трубы к синусу угла наклона, т.е.:

Площадь эллипса S_i [м²] определяется по широко известной формуле:

Объем воды V_в,T [м³], поступающий в водоотстойную секцию трубной сепарационной установки за время Т, после несложных подстановок из (1) и (2) записывается так:

Длина водоотстойной секции находится из формулы (10). С учетом выражения (16) она примет вид:

или

Аналогично определяется длина нефтеотстойной секции. С учетом того, что Q_н=(1-n_в)Q_ж, из соотношений (10) и (18) после несложных преобразований находится

Объем газа V_г,T [м³], поступающий за время Т, определяется из (6) и (7)

Подобно выражениям (18) и (19) с учетом соотношения (20) длина газовой секции определяется так

Результаты, приведенные выше, обобщены в итоговой таблице 1, в которой приведены правые части соответствующих выражений.

Таблица 1.
Параметры секций трубной сепарационной установки
Параметр	Секция трубной сепарационной установки
Водоотстойная	Нефтеотстойная	Газовая
Время разрушения	τ	τ	τ
Объем поступившей компоненты за время Т=τK	nв Qж τK	(1-nв) Qж τ K	(1-nв) Qж τ K Гпр
Диаметр	D	D	D
Длина	4 nв Qж τK/πD2	4(1-nв)QжτK/πD2	4(1-nв)QжτКГпр/πD2

В качестве характерных параметров выбраны:

- для характеристики времени - время разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду τ [с];

- для характеристики расхода - объемный расход пластовой жидкости Q_ж, [м³/c];

- для характеристики размера - диаметр трубы D, [м].

Уравнения (18), (19) и (21) приводятся к безразмерному виду путем нормирования соответствующими характерными значениями. Отметим, что все относительные параметры безразмерные.

Относительный объемный расход воды через водоотстойную секцию после несложных преобразований находится из (16):

Относительная длина (калибр) водоотстойной секции определяется из (18) после нормирования:

Относительный объемный расход нефти через нефтеотстойную секцию после несложных преобразований находится аналогично (22):

Относительная длина нефтеотстойной секции определяется после нормирования из (19):

Относительный объемный расход газа через газовую секцию после несложных преобразований находится аналогично (22) и (24):

Относительная длина газовой секции определяется после нормирования из (21) и составляет:

Относительная длина трубной сепарационной установки (калибр) слагается из относительных длин водоотстоиной (23), нефтеотстойной (25) и газовой (27) секций и составляет:

В соотношения (22)...(27) входят следующие безразмерные величины:

Эти величины (29) разделяются на симплексы:

и комплекс

Из (31) имеем следующий критерий подобия:

В таблице 2 даны выражения для определения для каждой секции относительного объема и длины.

Таблица 2.
Относительные параметры секций.
Относительный параметр	Секция
Водоотстойная	Нефтеотстойная	Газовая
Объемный расход	nв	(1-nв)	Гпр(1-nв)
Длина (калибр)	4СжKnв/π	4СжК(1-nв)/π	4ГпрСжК(1-nв)/π

Из (28) после подстановок из Таблицы 2 получится, что относительная длина (калибр) трубной сепарационной установки составляет:

Из таблицы 2 и формулы (33) видно, что для обеспечения подобия у трубной сепарационной установки и ее модели изменение величин n_в, Г_пр, L^отн и С_ж должно осуществляться в одинаковых диапазонах.

Изготовление модели так, чтобы диапазоны изменения обводненности n_в, газового фактора Г_ф, калибра и критерия С_ж=τQ_ж/D³ (где τ - время разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду, Q_ж - объемный расход жидкости, D - диаметр) у нее и трубной сепарационной установки совпадали, позволяет повысить точность определения параметров трубной сепарационной установки, что обеспечивает повышение ее эффективности и снижение размеров. Совпадение диапазонов изменения обводненности n_в и газового фактора Г_ф, например достигается путем использования одной и той же водонефтегазовой смеси.

Изготовление модели с возможностью установки в проточной части отрезков и/или фланцевых соединений дополнительных сменных элементов, например перегородок, позволяет исследовать влияние дополнительных элементов и осуществить их подбор, что обеспечивает повышение ее эффективности и снижение размеров.

Одна из возможных моделей трубной сепарационной установки, построенная для реализации заявляемого способа экспериментального определения параметров трубной сепарационной установки, показана на фигуре 1. На фигуре 2 показана модель с подсоединенной снизу трубой.

Установка для экспериментального определения параметров трубной сепарационной установки состоит из рамы 1 с подъемным устройством 2. На одном конце рамы 1 шарнирно закреплен один конец модели 3, а другой конец модели 3 опирается на подъемное устройство 2. К модели 3 подсоединены патрубки подвода водонефтегазовой смеси 4 и отвода воды 5, нефти 6 и газа 7. Сама модель 3 состоит из отрезков 8, 9, 10 и 11 разной длины. На разных концах модели 3 расположены фланцевые соединения 12 и 13 соответственно. Отрезки 8 и 9, 9 и 10, 10 и 11 соединены между собой фланцевыми соединениями 14. Снизу модели расположена труба 15, соединенная с отрезком 8 патрубком 16, а с фланцем 14 патрубком 17.

Установка для экспериментального определения параметров трубной сепарационной установки работает следующим образом. Для моделируемой трубной сепарационной установки измеряют и определяют:

- объемный расход водонефтяной эмульсии;

- обводненность водонефтяной эмульсии;

- массовый расход нефти;

- газовый фактор;

- время разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду;

- плотности нефти и воды.

По этим данным для моделируемой трубной сепарационной установки диапазоны изменения:

- обводненности n_в;

- газового фактора Г;

- критерия С_ж=τ·Q_ж/D³.

Диапазоны изменения данных трех параметров у модели и моделируемой трубной сепарационной установки должны совпадать.

По формулам (1)...(21) рассчитываются необходимые абсолютные параметры модели (объемы жидкости (2), нефти (4), газа (7), приведенный газовый фактор (6), длину (8), высоту (11), а также длины водоотстойной (18), нефтеотстойной (19) и газовой (21) секций и т.д.). Затем по формулам (22)...(32) эти величины пересчитываются в относительные. По полученным данным собирается из отрезков 8, 9, 10 и 11 при помощи фланцев 12, 13 и 14 модель 3. При необходимости к ней с помощью патрубков 16 и 17 подсоединяется труба 15. Собранная модель 3 одним концом шарнирно закрепляется на раме 1, а другим устанавливается на подъемном устройстве 2. Модель 3 с помощью патрубков подвода водонефтегазовой смеси 4 и отвода воды 5, нефти 6 и газа 7 соединяется с соответствующими линиями. С помощью подъемного устройства 2 модель 3 устанавливается под каким-либо углом к поверхности, например, 3°. Начинается подача по патрубку подвода 4 водонефтегазовой смеси в модель 3, в которой осуществляется сепарация поступающей смеси не воду нефть и газ. Выжидают время, например, не меньше 2Т из (1), пока процесс сепарации не установится. Затем замеряются объемные расходы жидкости, воды, нефти и газа, а также давление и температура газа на выходе из модели 3. Из патрубка отвода воды (5) отбирается проба воды, в которой измеряются концентрации нефтепродуктов и взвешенных твердых частиц. После с помощью подъемного устройства 2 увеличивают угол наклона модели 3, например, до 3,1° и повторяют испытания и замеры. Испытания повторяют до тех пор, пока не будет исследован весь возможный диапазон изменения угла наклона к поверхности. После определения из полученных данных оптимального угла наклона модель 3 при помощи подъемного устройства 2 устанавливают под оптимальным углом. При помощи отрезков 8, 9, 10 и 11 и фланцев 12, 13 и 14, используя их различные сочетания, определяют оптимальные длины водоотстойной, нефтеотстойной и газовой секций. Затем выбирается место оптимального расположения патрубка подвода 4 водонефтегазовой смеси. Далее к модели 3 подсоединяют патрубками 16 и 17 трубу 15 и исследуют ее влияние на качество подготавливаемой воды. При необходимости в модели 3 устанавливают дополнительные элементы и исследуют их влияние. Полученные параметры модели трубной сепарационной установки приводят с помощью формул (22)...(32) к относительному виду. Эти относительные параметры приравниваются к относительным параметрам трубной сепарационной установки. Затем из них вычисляются абсолютные параметры трубной сепарационной установки.

Таким образом, заявляемый способ определения параметров трубной сепарационной установки позволяет упростить сбор экспериментальных данных, повысить представительность собранных экспериментальных данных и сократить время экспериментов.

1. Способ экспериментального определения параметров трубной сепарационной установки, включающий измерение объемного расхода водонефтяной эмульсии и обводненности ее, измерение плотности нефти и воды, определение массового расхода нефти и ее газового фактора, определение длины водоотстойной и нефтеотстойной секций в зависимости от диаметра трубы, измерение концентраций нефтепродуктов и взвешенных твердых частиц в отводимой воде, отличающийся тем, что измеряют время разрушения водонефтяной эмульсии на нефть и воду, для определения параметров трубной сепарационной установки используют модель трубной сепарационной установки, изготовленную из отрезков труб необязательно одинаковой длины и диаметра, соединенных между собой фланцевыми соединениями, с возможностью изменения отношения длины трубы к диаметру и угла наклона модели к поверхности, при этом подвод водонефтегазовой смеси осуществляют в место подвода, выполненное во фланцевом соединении или отрезке трубы.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что диапазон изменения угла наклона модели к поверхности составляет от 0 до 90°.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что после соединения фланцевым соединением оси двух состыкованных отрезков труб необязательно совпадают или параллельны.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что подвод водонефтегазовой смеси осуществляют в несколько мест подвода.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что к модели присоединена труба для вывода одной из фаз, сообщающаяся с моделью с помощью вставок в фланцевые соединения, при этом ось трубы необязательно параллельна оси модели.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что к модели присоединено несколько труб одинакового или разного диаметров.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в проточной части отрезков труб и/или фланцевых соединениях установлены сменные перегородки.