Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин
Полезная модель относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к внутрипромысловому оборудованию для сбора и транспорта продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении эффективности работы системы за счет обеспечения стабильной работы струйного аппарата с одновременным поддержанием им в процессе работы расчетных характеристик. Сущность: система содержит сеть сборных трубопроводов 1 от добывающих скважин 2 и замерных установок 3, соединенных с трубопроводом 4 подачи продукции нефтяных скважин, обеспечивающим транспорт многофазной продукции нефтяных скважин до узла 5 предварительного отбора газа. Узел 5 оборудован линией 6 отвода отделившегося газа и линией 7 отвода дегазированной скважинной жидкости. В схему системы также входит двухступенчатый струйный аппарат, первая ступень которого состоит из водожидкостного насоса 8, а вторая ступень состоит из газожидкостного насоса 9. Водожидкостный насос 8 состоит из сопла 10, приемной камеры 11 и камеры 12 смешения, а газожидкостный насос 9 - из сопла 13, соединенного с камерой 12 смешения водожидкостного насоса 8, приемной камеры 14, камеры 15 смешения и диффузора 16. Линия 6 соединена с приемной камерой 14 газожидкостного насоса 9, а линия 7 - с приемной камерой 11 водожидкостного насоса 8. Причем сопло 10 указанного насоса 8, гидравлически соединено с полостью 17 НКТ 18 шурфа 19. В шурфе 19 расположен силовой блок, состоящий из соединенных последовательно снизу вверх погружного электродвигателя 20, электроцентробежного насоса 21 и насосно-компрессорные трубы НКТ 18, внутренняя полость которых гидравлически соединена с соплом 10 первой ступени 8 струйного аппарата. Система также содержит нефтегазовый сепаратор 22, соединенный трубопроводом 23 со второй ступенью 9 струйного аппарата. Указанный сепаратор 22 предназначен для разделения проходящего через него потока жидкости на газоводонефтяную смесь и пластовую воду с незначительным содержанием нефти. Далее газоводонефтяная смесь поступает в транспортный трубопровод 24, и затем - в нефтегазосборный коллектор системы сбора и транспорта нефти на дожимную насосную станцию или на установку подготовки нефти. Отделившаяся пластовая вода с незначительным содержанием нефти по трубопроводу 25 поступает в межтрубное пространство 26 шурфа 19 на прием силового насоса 21 в качестве рабочей жидкости. 1 н.п. ф-лы; 2 з.п. ф-лы; 2 ил.
Полезная модель относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к внутрипромысловому оборудованию для сбора и транспорта продукции нефтяных скважин.
Известна система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин (Патент РФ 
2236639), содержащая линию доставки газожидкостной смеси, эжектор, содержащий сопло, приемную камеру и диффузор, трубную сепарационную установку (трубный делитель фаз), которая содержит отвод газосодержащей продукции сепарации, связанный с напорным трубопроводом, и отвод газожидкостной продукции сепарации, связанный посредством байпасной линии с силовым блоком, выполненным в виде электроцентробежного насоса, размещенного в обсаженной обсадной трубой с заглушкой на нижнем конце зумпфе и закрепленного на насосно-компрессорной трубе НКТ, полость которой гидравлически соединена через линейный отвод устьевого оборудования зумпфа с соплом эжектора, а межтрубное пространство зумпфа соединено посредством байпасной линии с отводом газожидкостной продукции сепарации, при этом диффузор эжектора связан с входом сепарационной установки.
Указанная известная система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин обеспечивает подачу газожидкостной смеси от скважин через автоматизированные групповые замерные установки на прием эжектора, далее на трубный делитель фаз, где происходит разделение смеси на газосодержащую и газожидкостную части. Газосодержащая часть отводится в напорный трубопровод в систему транспорта на установку предварительной подготовки нефти (УППН), а газожидкостная часть - на прием электроцентробежного насоса, закрепленного на насосно-компрессорной трубе и установленного в зумпфе (колодце).
Газожидкостная смесь, являющаяся рабочей жидкостью, под давлением, развиваемым насосом, поступает на сопло эжектора, который обеспечивает всасывание продукции скважин, смешение с рабочей жидкостью и сжатие смеси до давления сепарации и транспортировки продукции.
Недостатком указанной системы является то, что:
во-первых, водогазонефтяная смесь от добывающих скважин поступает на эжектор с колебаниями рабочего давления, в связи с образованием газовых пробок в нефтегазосборном коллекторе, и это отрицательно влияет на устойчивую работу струйного аппарата (эжектора). Чередования газовых пробок и водонефтяного потока в трубопроводе также вызывают колебания рабочего давления на выходе из струйного аппарата, т.к. расчет геометрических параметров струйного аппарата рассчитан из условия «постоянного массового расхода», поступающей водогазонефтяной смеси на вход струйного аппарата;
во-вторых, применение в данной установке трубного сепаратора гравитационного типа показало низкую эффективность сепарации газа, т.к. на выходе из струйного аппарата происходит колебания рабочего давления, за счет прохождения газовых пробок, и данные колебания отрицательно влияют на эффективность работы данного трубного сепаратора. На выходе из сепаратора дегазированная жидкость (рабочая жидкость), поступающая на прием электроцентробежного насоса в шурфе, представляет собой неоднородный поток, т.к. происходит «прорыв» газовой фазы;
в-третьих, из-за неоднородного потока рабочей жидкости, электроцентробежный насос не обеспечивает расчетные параметры для работы струйного аппарата (эжектора), т.к. плотность рабочей жидкости периодически изменяется, из-за наличия в ней газовой фазы, и эжектор будет работать с отклонением от расчетных характеристик.
Данные выводы подтверждает периодический шум и вибрации при работе данных эжекторных установок на объектах нефтедобычи.
Наиболее близким решением к предлагаемой полезной модели по технической сущности является система транспортирования водогазонефтяной смеси на промысле (Патент РФ 2402715), содержащая линию подвода продукции со скважин с двумя трубными отводами для подачи газонасыщенного потока в эжектор, связанный с сепарационной установкой и силовым блоком системой трубопроводов. Трубные отводы обеспечивают разделение поступающей со скважин в эжектор газожидкостной смеси на пассивный газонасыщенный поток и пассивную жидкостно-газовую среду, при этом пассивный газонасыщенный поток поступает во внутренний ступенчатый канал полой цилиндрической трубки, установленной соосно внутри сопла эжектора и образующей своей наружной поверхностью и внутренней поверхностью сопла вдоль всей его длины кольцевое сопло переменного сечения, в которое поступает активный поток оборотной водонефтяной смеси, подаваемый с сепарационной установки электроцентробежным насосом через внутренний канал насосно-компрессорной трубы силового блока. Технический результат - повышение производительности установки
В данной известной системе эжектор конструктивно представляет собой «гидроструйный насос с двухповерхностной струей», который был предложен и испытан Г.Е. Мускевичем (Мускевич Т.Е. Гидравлические исследования и расчет водоструйных аппаратов гидроэлеваторов. Автореф. дис
канд. техн. Наук. М.: Моск. гидромелиорат. ин-т, 1971, 20 с). Недостатком данной установки является то, что сложность конструкции и расчета геометрических параметров данного гидроструйного насоса обусловлена тем, что рабочая струя кольцевого сопла, за счет двух активных поверхностей, должна увлекать эжектируемые (пассивные) среды в разных агрегативных состояниях - водонефтяной поток и газонасыщенную среду. Методические подходы при расчетах струйных насосов для однородных жидкостей и жидкостно-газовых струйных насосов имеют свои принципиальные особенности.
Следует обратить внимание, что при движении продукции скважин по нефтесборному коллектору образуется чередование газовых пробок и водонефтяной эмульсии, которое отрицательно влияет на устойчивую работу предложенного «трубного отвода», обеспечивающего разделение поступающей со скважин в эжектор газожидкостной смеси - на пассивный газонасыщенный поток и пассивную жидкостно-газовую среду. В результате не обеспечивается расчетный массовый расход эжектируемых потоков, поэтому в результате - неустойчивая работа эжектора.
Применение в данной установке трубного сепаратора гравитационного типа на практике показало низкую эффективность сепарации газа, т.к. за счет прохождения газовых пробок на выходе из УБС дегазированная жидкость (рабочая жидкость) представляет собой неоднородный поток и происходит «вспенивание» водонефтяной эмульсии. В результате плотность рабочей жидкости периодически изменяется, из-за наличия в ней газовой фазы, и эжектор, а значит вся известная система, работает с отклонением от расчетных характеристик.
Технический результат, достигаемый предлагаемой полезной моделью, заключается в повышении эффективности работы системы за счет обеспечения стабильной работы струйного аппарата с одновременным поддержанием им в процессе работы расчетных характеристик.
Указанный технический результат достигается предлагаемой системой сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, включающей сеть сборных трубопроводов скважин, трубопровод подачи продукции нефтяных скважин, эжектор, соединенную с ним сепарационную установку с линией отвода продукции сепарации на силовой блок, размещенный в шурфе и включающий соединенные последовательно снизу вверх погружной электродвигатель, электроцентробежный насос и насосно-компрессорные трубы НКТ, внутренняя полость которых гидравлически соединена с эжектором, при этом новым является то, что трубопровод подачи продукции нефтяных скважин дополнительно содержит узел предварительного отбора газа, который снабжен линией отвода отделившегося газа и линией отвода дегазированной скважинной жидкости, при этом эжектор выполнен в виде двухступенчатого струйного аппарата, первая ступень которого состоит из водожидкостного насоса, состоящего из сопла, приемной камеры и камеры смешения, вторая ступень - из газожидкостного насоса, состоящего из сопла, соединенного с камерой смешения водожидкостного насоса, приемной камеры, камеры смешения и диффузора, причем линия отвода отделившегося газа с узла предварительного отбора газа соединена с приемной камерой газожидкостного насоса, а линия отвода дегазированной скважинной жидкости соединена с приемной камерой водожидкостного насоса, которая в свою очередь гидравлически соединена с полостью НКТ шурфа через сопло этого насоса, при этом в качестве сепарационной установки система содержит нефтегазовый сепаратор со сбросом воды, выполненный с возможностью разделения поступающего в него потока жидкости с выхода второй ступени струйного насоса на газоводонефтяную смесь, отводимую в транспортный трубопровод, и на отделившуюся воду с малым содержанием нефти, отводимую на силовой блок.
Трубопровод подачи продукции нефтяных скважин дополнительно оборудован блоком ввода химического реагента, преимущественно, деэмульгатора и/или ингибитора коррозии.
В качестве нефтегазового сепаратора система содержит сепаратор, включающий корпус, внутри которого, по ходу движения потока жидкости с выхода второй ступени струйного насоса, размещены депульсатор циклонного типа, два распределительно-коалесцирующих устройства и коалесцирующая насадка кассетного типа, установленная между указанными устройствами.
Поставленный технический результат достигается за счет следующего.
Благодаря тому, что предлагаемая система оборудована узлом предварительного отбора газа, осуществляется сепарация газа. Кроме того, указанный узел еще и выполняет роль пробкоуловителя. В результате отделившаяся в указанном узле водонефтяная жидкость поступает по линии отвода в приемную камеру первой ступени струйного насоса без газовой фазы и с постоянным расходом. А газовая фаза из узла предварительного отбора отводится по отдельной линии в приемную камеру второй ступени струйного насоса. Часть газа может быть использована для собственных нужд.
Наличие в заявляемой системе узла предварительного отбора газа обусловлено тем, что это стандартно выпускаемый аппарат с достаточными технологическими возможностями для отделения газа из продукции скважин.
В заявляемой системе эжектор представляет собой двухступенчатый струйный аппарат (двухступенчатый струйный аппарат представляет собой сочетание последовательно установленных струйных насосов-ступеней, объединенных между собой потоком одной и той же высоконапорной (эжектирующей) жидкости), состоящий из ступеней водожидкостного и газожидкостного насосов, в результате чего обеспечиваются оптимальные транспортные потоки разделенных фракций: водонефтяной жидкости и газа. Это позволяет провести расчет основных геометрических параметров струйных насосов с большей точностью и надежностью, что обеспечит, наряду со стабильной работой струйного аппарата, еще и поддержание в процессе работы ступенями насоса расчетных характеристик. Это обеспечит высокую эффективность работы всей системы в целом.
Конструкция водожидкостного и газожидкостного насосов выполняются и рассчитываются индивидуально, в соответствии с физико-химическими характеристиками и объемами транспортируемого многофазного потока скважинной жидкости.
Отличительной особенностью заявляемой системы является то, что в результате гидравлических и конструктивных расчетов ступенчатого струйного аппарата моделируется и определяется сочетание ступеней струйных насосов - с центральным соплом и/или кольцевым соплом. Характер распределения осевых скоростей в камерах смешения ступеней струйных аппаратов с кольцевым и центральным соплами различен. На начальном участке камеры смешения струйного насоса с кольцевым соплом происходит возрастание, а не падение осевой скорости, что предоставляет дополнительные технические возможности струйного насоса.
Отличительной особенностью предлагаемой системы также является наличие на трубопроводе, после второй ступени струйного аппарата, нефтегазового сепаратора, выполненного с возможностью разделения поступающего в него потока на газоводонефтяную смесь, отводимую в транспортный трубопровод, и на отделившуюся воду с малым содержанием нефти, отводимую на силовой блок. Указанная вода выполняет роль рабочей жидкости (рабочего агента) для силового насоса в шурфе и ступенчатого струйного аппарата. Причем следует отметить, что используется не частично дегазированная водонефтяная эмульсия (как в прототипе и аналоге), а отделившаяся пластовая вода с небольшим количеством нефти. Отсутствие газа в этой воде будет обеспечивать стабильную работу двухступенчатого струйного аппарата без влияния газовых пробок.
Технические параметры силового насоса, устанавливаемого в шурфе, определяются исходя из расчетных характеристик двухступенчатого струйного аппарата. Установленный в шурфе электроцентробежный насос (силовой насос) предназначен для формирования в двухступенчатом струйном аппарате рабочего (эжектирующего) потока жидкости, чтобы обеспечить эжектируемый эффект струйного аппарата. Для этого внутренняя полость насосно-компрессорной трубы, на которой закреплен насос, связана с соплом указанного струйного аппарата посредством линейного отвода в устьевом оборудовании шурфа. Погружной электроцентробежный насос обеспечивает подачу на сопло первой ступени струйного аппарата (водожидкостный насос) постоянного объема рабочей жидкости и под постоянным нужным давлением. В результате выходящий из сопла водожидкостного насоса с большой скоростью поток рабочей жидкости вызывает разрежение в камере смешения первой ступени струйного аппарата, тем самым, обеспечивая подсос продукции скважин в постоянном режиме, независимо от дебита скважин и газосодержания, а также наличия мехпримесей в продукции скважин. Смесь, состоящая из рабочей жидкости и увлекаемой ей перекачиваемой дегазированной скважинной жидкости, в диффузоре второй ступени струйного аппарата уменьшает скорость и повышает давление до необходимой величины для обеспечения доставки жидкости в нефтегазовый сепаратор со сбросом воды и далее - в напорный трубопровод. Все это позволяет создать стабильный и надежный режим транспортирования продукции как низко-, так и высокодебитных скважин.
Нефтегазовый сепаратор, обеспечивающий сброс воды, выполняется и подбирается в соответствии с физико-химическими характеристиками и объемами транспортируемого многофазного потока скважинной жидкости. Один из предложенных вариантов конструкции нефтегазового сепаратора, включающий корпус, внутри которого, по ходу движения потока с выхода второй ступени струйного аппарата, размещены депульсатор циклонного типа, два распределительно-коалесцирующих устройства и коалесцирующая насадка кассетного типа, установленная между указанными устройствами, выполнен на базе отработанной усовершенствованной конструкции нефтегазовых сепараторов со сбросом воды. Но также могут быть использованы и другие виды конструкций нефтегазовых сепараторов со сбросом воды (НГСВ), например, выпускаемые такими предприятиями как ООО «Салаватнефтемаш» (г.Салават, республика Башкортостан), ООО "Нефтехиммаш Оборудование" (г.Орск), ООО Производственная корпорация "Химмаш" (г.Пенза) и др.
Дополнительно предоставляется возможность использования отделившегося попутного нефтяного газа после узла предварительного отбора газа на собственные нужды (выработка электроэнергии, поставка потребителям и др.), что способствует уменьшению объема газовой фазы в общем потоке транспортируемой водогазовой смеси.
Предлагаемая система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 показана принципиальная схема системы; на фиг.2 - один из вариантов конструкции нефтегазового сепаратора со сбросом воды.
Предлагаемая система содержит сеть сборных трубопроводов 1 от добывающих скважин 2 и замерных установок 3, соединенных с трубопроводом 4 подачи продукции нефтяных скважин, обеспечивающим транспорт многофазной продукции нефтяных скважин до узла 5 предварительного отбора газа. Последний оборудован линией 6 отвода отделившегося газа и линией 7 отвода дегазированной скважинной жидкости.
В технологическую схему заявляемой системы также входит двухступенчатый струйный аппарат, первая ступень которого состоит из водожидкостного насоса 8, а вторая ступень состоит из газожидкостного насоса 9. При этом первая ступень - водожидкостный насос 8 состоит из сопла 10, приемной камеры 11 и камеры 12 смешения, а вторая ступень - газожидкостный насос 9 состоит из сопла 13, соединенного с камерой 12 смешения водожидкостного насоса 8, приемной камеры 14, камеры 15 смешения и диффузора 16. Линия 6 отвода отделившегося газа с узла 5 предварительного отбора соединена с приемной камерой 14 газожидкостного насоса 9, а линия 7 отвода дегазированной скважинной жидкости соединена с приемной камерой 11 водожидкостного насоса 8. Причем сопло 10 указанного насоса 8, гидравлически соединено с полостью 17 НКТ 18 шурфа 19.
В шурфе 19 расположен силовой блок, состоящий из соединенных последовательно снизу вверх погружного электродвигателя 20, электроцентробежного насоса 21 и насосно-компрессорные трубы НКТ 18, внутренняя полость которых гидравлически соединена с соплом 10 первой ступени 8 струйного аппарата.
Предлагаемая система также содержит нефтегазовый сепаратор 22 со сбросом воды, соединенный трубопроводом 23 со второй ступенью 9 струйного аппарата. Указанный сепаратор 22 предназначен для разделения проходящего через него потока жидкости на газоводонефтяную смесь и пластовую воду с незначительным содержанием нефти. Далее газоводонефтяная смесь поступает в транспортный трубопровод 24, и затем через узел регулирования с узлом учета (на чертеже не показаны) - в нефтегазосборный коллектор системы сбора и транспорта нефти на дожимную насосную станцию или на установку подготовки нефти. Отделившаяся пластовая вода с незначительным содержанием нефти по трубопроводу 25 поступает в межтрубное пространство 26 шурфа 19 на прием силового насоса 21 в качестве рабочей жидкости.
Работа предлагаемой системы осуществляется следующим образом. Многофазная продукция добывающих нефтяных скважин 2 через групповые замерные установки 3 по сети сборных трубопроводов 1 поступает по трубопроводу 4 в узел 5 предварительного обора газа, где происходит сепарация газа. Указанный узел 5 также выполняет роль пробкоуловителя, т.е. обеспечивает «выравнивание» гидравлических колебаний и пульсаций в трубопроводе системы транспорта продукции скважин от прохождения (чередования) газовых пробок и водонефтяной жидкости. Трубопровод 4 может быть дополнительно оборудован, например, блоком 27 ввода химического реагента (деэмульгатора, ингибитора коррозии).
Дегазированная скважинная жидкость посредством линии 7 подается на прием водожидкостного насоса 8. А отсепарированный газ отводится по линии 6 на прием газожидкостного насоса 9.
Рабочая жидкость с силового насоса 21 по полости 17 НКТ 18 подается в сопло 10 первой ступени - водожидкостного насоса 8.
Установленный в шурфе 19 электроцентробежный насос (ЭЦН) предназначен для формирования в водожидкостном насосе 8 рабочего (эжектирующего) потока жидкости, чтобы обеспечить эжектируемый эффект струйного аппарата. Для этого предлагается внутреннюю полость насосно-компрессорной трубы 18, на которой закреплен насос, связать с соплом 10 водожидкостного насоса 8 посредством линейного отвода в устьевом оборудовании. Погружной электроцентробежный насос обеспечивает подачу на сопло 10 водожидкостного насоса 8 постоянного объема рабочей жидкости и под постоянным нужным давлением.
В результате, выходящий из сопла 10 с большой скоростью рабочий поток вызывает разрежение в камере смешения 12 водожидкостного насоса 8, тем самым, обеспечивая подсос дегазированной скважинной жидкости из трубопровода 7 в постоянном режиме, независимо от дебита скважин и газосодержания, а также наличия мехпримесей в продукции скважин.
При использовании цилиндрической камеры смешения 12 процесс перемешивания рабочей и пассивной дегазированной скважинной жидкостей и выравнивания скоростей жидкости по длине камеры сопровождается некоторым повышением гидростатического давления. Образовавшийся при перемешивании обоих потоков в камере смешения 12 общий поток с увеличенными характеристиками (расход рабочей и эжектируемой жидкостей, скоростью и давлением) через сопло 13 поступает в камеру смешения 15 ступени газожидкостного насоса 9, куда подводится газ после узла 5 предварительного отбора газа. Ступень водожидкостного насоса 8 не имеет диффузора, который предназначается для снижения скорости жидкости, а, следовательно, и давления, до значений, допустимых для экономического транспортирования ее по трубопроводу до объектов подготовки.
Смесь, состоящая из рабочей жидкости и увлекаемой ей перекачиваемой дегазированной скважинной жидкости, вызывает разрежение в камере смешения 15 газожидкостного насоса 9, тем самым, обеспечивая подсос газа поступающего от узла 5 предварительного отбора газа по трубопроводу 6 в постоянном режиме.
В диффузоре газожидкостного насоса 9 происходит уменьшение скорости до необходимой величины для обеспечения доставки жидкости в нефтегазовый сепаратор 22 со сбросом воды и далее - в транспортный трубопровод 24. Все это позволяет создать стабильный и надежный режим транспортирования продукции как низко-, так и высокодебитных скважин. При этом газовый фактор продукции скважин вообще не накладывает ограничения на работу предлагаемой системы, благодаря предложенному подключению ступенчатого гидроструйного аппарата, а также благодаря тому, что на прием ЭЦН всегда будет подаваться в качестве рабочей жидкости пластовая вода с незначительным содержанием нефти, поступающая с нефтегазового сепаратора 22 со сбросом воды.
Благодаря предложенному подсоединению двухступенчатого струйного аппарата между сетью сборных трубопроводов и напорным трубопроводом, а также благодаря введению нефтегазового сепаратора со сбросом воды на линии напорного трубопровода, обеспечивается надежная работа системы без остановки скважин и без остановки процесса транспортирования, даже при отключении ЭЦН, так как образуется проточная система от скважин до напорного трубопровода.
После второй ступени 9 струйного аппарата водогазонефтяная жидкость направляется по трубопроводу 23 (он является напорным) в нефтегазовый сепаратор 22, который предназначен для разделения проходящего через него потока водогазонефтяной жидкости на газоводонефтяную смесь и пластовую воду с незначительным содержанием нефти. Далее отделившаяся газоводонефтяная смесь поступает в транспортный трубопровод 24, и затем - в нефтегазосборный коллектор системы сбора и транспорта нефти на ДНС или на УПН. Отделившаяся пластовая вода с незначительным содержанием нефти (не более 5-15% масс.) по трубопроводу 25 поступает в межтрубное пространство 26 шурфа 19 на прием силового насоса 21 в качестве рабочей жидкости.
В качестве нефтегазового сепаратора со сбросом воды может быть использован, например, сепаратор конструкции, изображенной на фиг.2. Этот сепаратор содержит корпус 28, внутри которого, по ходу движения потока с выхода второй ступени 9 струйного аппарата, размещены депульсатор 29 циклонного типа, два распределительно-коалесцирующих устройства 30, 31 и коалесцирующая насадка 32 кассетного типа, установленная между указанными устройствами 30 и 31. Также сепаратор имеет патрубок 33 ввода отделившейся газоводонефтяной смеси в транспортный трубопровод 24 и патрубок 34 вывода отделившейся пластовой воды в трубопровод 25. Работает такой сепаратор следующим образом. Водогазонефтяная жидкость поступает в нефтегазовый сепаратор 22 со сбросом воды через депульсатор 29 циклонного типа, предназначенный для эффективного разделения поступающего потока на газоводонефтяную смесь, направляемую в верхнюю часть сосуда, и водонефтяной поток, направляемый в нижнюю часть.
Газоводонефтяная смесь после депульсатора 29 циклонного типа направляется в верхней части сосуда к патрубку 33 ввода смеси в транспортный трубопровод 24. А водонефтяной поток направляется через распределительно-коалесцирующие устройства 30, 31 и коалесцирующую насадку 32 кассетного типа для осуществления процесса разделения фаз в системе нефть-вода.
Отличительной особенностью трехфазной сепарации является образование дисперсной зоны между слоями нефти и воды. Дисперсная зона является нестабильной и, в течение определенного времени, за счет процессов коалесценции, происходит постепенный переход диспергированных капелек жидкости в непрерывную фазу. За счет этого происходит частичное «размывание» дисперсной зоны, что, в конечном счете, приводит к полному разделению фаз в системе нефть-вода. В результате разделения нефть, в верхней части дисперсной зоны, направляется совместно с газоводонефтяной смесью к патрубку 33 ввода смеси в транспортный трубопровод 24, а вода, в нижней части дисперсной зоны, поступает в патрубок 34 вывода отделившейся пластовой воды в трубопровод 25 и далее в межтрубное пространство 26 шурфа 19.
Коалесцирующие устройства помещают в сепаратор для увеличения диаметра частиц дисперсной фазы, в результате чего увеличивается скорость их осаждения и уменьшается время, необходимое для разделения фаз в системе нефть-вода. Таким образом, с помощью этих устройств также можно уменьшить размеры сепаратора.
Однако объем притязаний не ограничивается указанным примером конструкции нефтегазового сепаратора. Возможны и другие варианты.
Таким образом, предлагаемая система сбора и транспорта продукции нефтяных скважин обеспечивает высокую эффективность работы.
1. Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, включающая сеть сборных трубопроводов скважин, трубопровод подачи продукции нефтяных скважин, эжектор, соединенную с ним сепарационную установку с линией отвода продукции сепарации на силовой блок, размещенный в шурфе и включающий соединенные последовательно снизу вверх погружной электродвигатель, электроцентробежный насос и насосно-компрессорные трубы НКТ, внутренняя полость которых гидравлически соединена с эжектором, отличающаяся тем, что трубопровод подачи продукции нефтяных скважин дополнительно содержит узел предварительного отбора газа, который снабжен линией отвода отделившегося газа и линией отвода дегазированной скважинной жидкости, при этом эжектор выполнен в виде двухступенчатого струйного аппарата, первая ступень которого состоит из водожидкостного насоса, состоящего из сопла, приемной камеры и камеры смешения, вторая ступень - из газожидкостного насоса, состоящего из сопла, соединенного с камерой смешения водожидкостного насоса, приемной камеры, камеры смешения и диффузора, причем линия отвода отделившегося газа с узла предварительного отбора газа соединена с приемной камерой газожидкостного насоса, а линия отвода дегазированной скважинной жидкости соединена с приемной камерой водожидкостного насоса, которая в свою очередь гидравлически соединена с полостью НКТ шурфа через сопло этого насоса, при этом в качестве сепарационной установки система содержит нефтегазовый сепаратор со сбросом воды, выполненный с возможностью разделения поступающего в него потока жидкости с выхода второй ступени струйного насоса на газоводонефтяную смесь, отводимую в транспортный трубопровод, и на отделившуюся воду с малым содержанием нефти, отводимую на силовой блок.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что трубопровод подачи продукции нефтяных скважин дополнительно оборудован блоком ввода химического реагента, преимущественно, деэмульгатора и/или ингибитора коррозии.
3. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве нефтегазового сепаратора система содержит сепаратор, включающий корпус, внутри которого, по ходу движения потока жидкости с выхода второй ступени струйного насоса, размещены депульсатор циклонного типа, два распределительно-коалесцирующих устройства и коалесцирующая насадка кассетного типа, установленная между указанными устройствами.
