Установка сепарации продукции скважин Советский патент 1991 года по МПК B01D19/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам сепарации продукции скважин, и может быть использовано при подготовке продукции скважин на промыслах в условиях холодного климата

Цель изобретения - повышение надежности эксплуатации в условиях холодного климата.

На чертеже представлена принципиальна схема предлагаемой установки.

Установка содержит подводящий трубопровод 1, сепаратор 2, соединенный газопроводом 3 через сборный газопровод 4 с компрессорной станцией и трубопроводом 5 через счетчик нефти 6 с резервуаром 7,

дополнительный трубопровод 8, соединяющий подводящий трубопровод 1 с трубопроводом 5, регулирующий клапан 9 установленный на дополнительном трубопроводе 8, систему улавливания легких фракций (УЛФ), включающую соединенную трубопроводом 1 с резервуаром 7 буферную емкость 11, компрессор 12 с нагнетательным трубопроводом 13, подключенным к сборному газопроводу 4, и насос 14, соединенный трубопроводом 15 с буферной емкостью 11, на которой установлен датчик давления 16, соединенный с регулирующим клапаном 9 На резервуаре 7 и буферной емкости 11 установлены датчики давления 17 и 18 отключения компрессора 12 Аварийо о ю о

со

ный выход газа из резервуара осуществляется через дыхательный клапан 19. Кроме того, резервуар снабжен отводящими трубопроводами воды 20 и нефти 21.

Установка работает следующим образом.

Газоводонефтяная смесь по подводящему трубопроводу 1 поступает в сепаратор 2, где происходит отделение газа от нефти. Газ по газопроводу 3 поступает в сборный газопровод 4 и далее на компрессорную станцию, а обводненная нефть с остаточным содержанием газа по трубопроводу 5 через счетчик нефти б поступает в резервуар 7, где происходит окончательное отделение газа от нефти, сброс воды по трубопроводу 20 и отвод нефти по трубопроводу 21. Легкие фракции нефти из резервуара 7 по трубопроводу 10 поступают в буферную емкость 11 системы УЛФ. По достижении в резервуаре 7 максимально допустимого давления включается компрессор 12, который откачивает из буферной емкости газ и нагнетает его по трубопроводу 13 в сборный газопровод 4, по которому он совместно с газом, выделившимся в сепараторе 2, поступает на прием компрессорной станции. В процессе отбора легких фракций из буферной емкости 11 и резервуара 7 давление в них падает вслед- ствии несоответствия производительности компрессора объемным скоростям выхода газовой фазы из нефти в резервуаре, и по достижении определенного значения срабатывает датчик давления 16, установленный на буферной емкости 11, от которого сигнал поступает на открытие регулирующего клапана 9, и газонасыщенная водо- нефтяная смесь поступает по трубопроводу 8 в резервуар 7, гдег дополнительно происходит выделение газа, в результате давление в резервуаре повышается. В случае же продолжающегося уменьшения давления в резервуаре, обусловленного недостаточным объемом выделившегося из нефти газа, повторно осуществляется передача сигнала or датчика 16 на дальнейшее открытие клапана 9 и увеличение расхода газонасыщенной водонефтяной смеси в резервуар 7. При возрастании давления в резервуаре 7 и буферной емкости 11 происходит прикрытие клапана 9 и уменьшение поступления газо- водонефтянои смеси в резервуар 7, При установившихся газовыделении в резервуар 7, соответствующем максимально допустимому рабочему давлению в нем, и производительности компрессора 12 цикл прикрытие-открытие клапана 9 осуществляется в небольшом диапазоне изменения его проходного сечения и давлений в резервуаре и буферной емкости. Расход газоводо- нефтяной смеси через клапан 9 приобретает постоянное оптимальное значение и осуществляется непрерывно, что полностью гарантирует стабильность работы установки в целом. Подача незначительной части газо- водонефтяной смеси, минуя сепаратор 2, в резервуар 7 совершенно не сказывается на эффективности работа сепаратора, так как

рабочие параметры процесса сепарации не изменяются и качество сепарации остается на прежнем уровне. Благодаря поступлению газонасыщенной нефти в резервуар 7 по дополнительному трубопроводу 8 через

регулирующий клапан 9 опасность образования, накопления гидратов и закупорка ими проходного сечения клапана исключается, поскольку при прохождении газожидкостных смесей через сужающие устройства

процесс выпадения гидратов вообще невозможен.

В случае непредвиденного снижения давления в резервуаре и буферной емкости происходит остановка компрессора по сигналу от датчиков 17 и 18. Откачка конденсата из буферной емкости 11 осуществляется по трубопроводу 15 насосом 1.

При одинаковой производительности установок по отбираемому газу срыв работы

предлагаемой установки вообще отсутствует и обеспечивается надежность ее эксплуатации в зимний период, так как исключается образование и выпадение гидратов. Время простоя предлагаемой установки связано лишь с мероприятиями по ее ремонту и обслуживанию (например, замене масла) и составляет 2-3 ч против 250-370 ч в год по известной установке.

40

Формула изобретения

Установка сепарации продукции скважин, содержащая подводящий трубопровод, сепаратор с газопроводом, соединенный трубопроводом с резервуаром, датчик давления, регулирующий клапаН|

и систему улавливания легких фракций, включающую буферную емкость, компрессор и насос, отличающаяся тем, что,

с целью повышения надежности эксплуатации в условиях холодного климата, она снабжена дополнительным трубопроводом соединяющим между собой подводящий трубопровод и трубопровод, соединяющий

сепаратор с резервуаром, и дополнительным датчиком давления, расположенным на буферной емкости, а регулирующий клапан установлен на дополнительном трубопроводе и соединен с дополнительным датчиком давления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при подготовке продукции скважин на промыслах в условиях холодного климата. Цель изобретения - повышение надежности эксплуатации в условиях холодного климата. Установка содержит подводящий трубопровод 1, сепаратор 2, соединенный газопроводом 3 через сборный газопровод 4 с компрессорной станцией и трубопроводом 5 через счетчик нефти 6 с резервуаром 7, дополнительный трубопровод 8, соединяющий подводящий трубопровод 1 с трубопроводом 5, регулирующий клапан 9, установленный на дополнительном трубопроводе 8, систему улавливания легких фракций /УЛФ/, включающую соединенную трубопроводом 10 с резервуаром 7 буферную емкость 11, компрессор 12 с нагнетательным трубопроводом 13, подключенным к сборному газопроводу 4, и насос 14, соединенный трубопроводом 15 с буферной емкостью 11, на которой установлен датчик давления 16, соединенный с регулирующим клапаном 9. На резервуаре 7 и буферной емкости 11 установлены датчики давления 17 и 18 отключения компрессора 12. Аварийный выход газа из резервуара осуществляется через дыхательный клапан 19. Кроме того, резервуар снабжен отводящими трубопроводами воды 20 и нефти 21. 1 ил.