Установка сепарации продукции скважин Советский патент 1993 года по МПК B01D19/00 G05D27/00 

Изобретение относится к нефтедобываи щей промышленности и может быть исользовано преимущественно при подготовке высокообводненных нефтей на промыслах.

Целью изобретения является повышение надежности эксплуатации и эффективности улавливания легких фракций нефти.

На иертеже; представлена принципиальная схема предлагаемой установки.

Установка содержит сепаратор 1 высокого давления с газопроводом 2, регулятором 3 уровня, клапаном 4, расположенным на трубопроводе 5, сепаратор 6 низкого давления с газопроводом 7, соединенным через сборный газопровод 8 с компрессорной станцией и трубопроводом 9 с резервуарами 10, дополнительный трубопровод 11, соединяющий нефтяную зону сепаратора 1 высокого давления с нефтяной зоной резервуаров 10 через дополнительные патрубки 12. на которых установлены регулирующие клапаны 13, связанные с дополнительными датчиками 14 давления, расположенными на резервуарах 10, систему УЛФ, включа- ющую соединенную газопроводом 15с резервуарами 1.0 буферную емкость 16, компрессор 17 с нагнетательным газопроводом 18, подключенным к сборному газопроводу 8, и насос 19, соединенный трубопроводом 20 с буферной емкостью 16. На резервуарах 10 и буферной емкости 16 установлены датчики 21 и 22 давления отключения компрессора 17. Аварийный выход из резервуаров осуществляется через дыхательные клапаны 23. Крометого, резервуары снабжены отводящими трубопроводами нефти 24 и воды 25.

Установка работает следующим образом.

Газоводоиефтяная смесь обводненностью 82% при пластовом газовом факторе 41 м3/м в количестве 10000 м3 в сутки по подводящему трубопроводу поступала в сепаратор 1 высокого давления, где отделялось основное количество свободного газа (31,5 м3/м3), который направлялся по газопроводу 2 на. ГПЗ. После отделения газа смесь через клапан 4 регулятора 3 уровня, .который обеспечивает стабильный уровень н-ефти в сепараторе, по трубопроводу 5 поступала в сепаратор б низкого давления, где осуществлялось ее дальнейшее разгазиро- вание. Газ в количестве 8 м /м3 по газопроводу Т направляли в сборный газопровод 8 и далее на Компрессорную станцию, а нефть обводненностью 70-90% с остаточным со держанием газа 1,5 м3/м3 по трубопроводу

.9 - в резервуары 10, где происходило окончательное отделение газа, отвод нефти по

X

трубопроводу 24 и сброс воды по трубопроводу 25. По достижении в резервуарах 10 минимального давления 100 Па запускался компрессор 17 и газ, выделившийся в резервуарах в количестве 1,4м3/м3, поступал по . газопроводу 15 в буферную емкость 16; откуда с помощьюkoMnpeccopa 17 направлялся по нагнетательному газопроводу 18 в сборный газопровод 8, по которому он со0 вместно с газом, выделившимся в сепараторе б низкого давления, поступал на прием компрессорной станции и далее на ГПЗ. При несоответствии производительности компрессора объемным скоростям выхода газо5 вой фазы (когда производительность компрессора оказывалась больше объема . отбираемого газа) давление в резервуарах .10 начинало падать и по достижении минимально Допустимого значения 50 Па сраба0 тывали дополнительные датчики 14 давления, установленные на резервуарах 10, от которых поступали сигналы на открывание регулирующих клапанов 13, и газонасыщенная нефть с содержанием воды не

5 более 20-30% из сепаратора 1 высокого давления 2 направлялась по дополнительному трубопроводу 11 через дополнительные патрубки 12 в резервуары 10, где в результате выделения из нефти газа давление бы0 -стро восстанавливалось до прежнего уровня 100 Па, после чего по сигналам от flqnonHMTenbHbix датчиков 14 давления регулирующие клапаны 13 закрывались, поступление в резервуары нефти с газом

5 прекращалось. В случае последующего понижения давления в резервуарах процесс повторялся в выше описанной последовательности,

Таким образом, отбор части газонасы0 щенной нефти с малой обводненностью перед клапаном, регулирующим выход нефти из сепаратора высокого давления, а именно . из его нефтяной зоны, и подача ее по дополнительному, трубопроводу через дополни5 тельны.е патрубки в нефтяную зону резервуаров гарантируют стабильность подпитки их паровых объемов газом, выделившимся из нефти, с поддержанием в них постоянного минимального давления на

0 уровне 50-100 Па, что способствует повышению эффективности улавливания легких фракций из резервуаров, обеспечивает на- дежность эксплуатации установки при непрерывной работе компрессора системы

5 УЛФ исключает опасность выхода регулирующих клапанов из строя.

В случае непредвиденного снижения давления в резервуарах и буферной емкости ниже минимально допустимого предусмотрена остановка компрессора по.сигналам от

-

датчиков 21 и 22. Откачка конденсата из буферной емкости осуществляется по трубопроводу 20 насосом 19.

Результаты, полученные при испытании предлагаемой и известной установок сепарации продукции скважин, приведены в таблице.

Как видно из таблицы, при одинаковой производительности установок сепарации по нефти объем выделившегося в резервуа pax газа увеличивается до 1,4 м3/м3 нефти (14000 м /сут по предлагаемой установке против 1,2 м /м3 нефти (12000 м3/сут) по известной, при этом объем дополнительно уловленного газа по предлагаемой установ- ке составляет 730000 м /г. В результате подачи в резервуары по дополнительному трубопроводу газонасыщениой нефти с малой обводненностью исключается замерзание клапанов в зимнее время, отсутствуют срывы в работе предлагаемой установки и обеспечиваются надежность ее эксплуатации при подготовке высокообводненных нефтей и возможность поддержания в резервуарах минимального давления. Время простоя предлагаемой установки снижается до 2-3 ч против 120-180ч по Известной и связано лишь с мероприятиями по ее плановому ремонту и обслуживанию.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки сепарации продукции скважин складывается за счет повыше- ния эффективности улавливания легких

10

15202530

фракций нефти в 1.16 раз и снижения времени простоя установки в 60 раз по сравнению с прототипом,

Предполагаемый экономический эффект от применения предлагаемой установки при производительности объекта 10000 м3/сут составит около 25000 руб. в год. Формула изобретения Установка сепарации продукции скважин, содержащая подводящие и отводящие трубопроводы, сепараторы высокого и низкого давлений с газопроводами, резервуары, регулирующий клапан, дополнительный трубопровод, систему улавливания легких фракций, включающую буферную емкость, компрессор и насос, датчики давлений, установленные на буферной емкости и резервуарах, отличающаяся тем, что, с целью повышения надежности эксплуатации и эффективности улавливания легких фракций нефти, она содержит дополнительные датчики давления, установленные на резервуарах, патрубки, соединенные с дополнительным трубопроводом и нефтяными зонами резервуаров, при этом ре. ули- рующий клапан установлен на дополнительном патрубке и соединен с дополнительным датчиком давления резерву- ара, а дополнительный трубопровод соединен с нефтяной зоной сепаратора высокого давления и дополнительными патрубками до регулирующих клапанов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам сепарации продукции скважин, и может быть использовано преимущественно при подготовке высокообводненных неф- тей на промыслах. Сущность изобретения: установка содержит сепаратор 1 высокого давления с газопроводом 2, регулятором 3 уровня, клапаном 4, расположенным на TDVбопроводе 5, сепаратор 6 низкого давления с газопроводом 7, соединенным через сборный газопровод 8 с компрессорной станцией и трубопроводом 9 с резервуарами 10, дополнительный трубопровод 11, соединяющий нефтяную зону сепаратора 1 высокого давлений с нефтяной зоной резервуара 10 через дополнительные патрубки 12, на которых установлены регулирующие клапаны 13, связанные с дополнительными датчиками 14 давления, расположенными на резервуарах 10, систему улавливания легких-фракций, включающую соединенную га- зопроводом 15 с резервуарами 10 буферною емкость 16, компрессор 17 с нагнетательным газопроводом 18, подключенным к сборному трубопроводу 8, и насос 19, j соединенный газопроводом 20 с буферной емкостью 16. На резервуарах 10 и буферной емкости 16 установлены датчики 21, 22 давления отключения компрессора 17. Аварийный выход газа из резервуаров осуществляется через дыхательные клапаны 23. Кроме того, резервуары снабжены отводящими трубопроводами нефти 24 и воды 25.1 табл., 1 ил. /ЙГ/5 х ю о 00 Јь GJ