Каштанов А.А. , Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки

Подождите немного. Документ загружается.

се

<а

О)

•е-

се

Е-

сз

се

В»

я"

•&

О» к

ft,

°<

статочном для бескомпрессорной подачи газа потребителю или

«я^газоперерабатывающие заводы. Затем нефть из сепараторов

первой ст?п?ни вместе с частью растворенного в ней газа транс-

поКуется до центрального сборного пункта, товарного парка

или цельных промысловых сооружений, где осуществляется

Репарация второй (и третьей, если требуется) ступени. С кон-

певых Трапных установок нефть поступает в технологические

Гкости

установо

к по подготовке нефти. При больших расстоя-

ниях от первой ступени сепарации и неблагоприятном рельефе

местности транспортирование нефти с растворенными в ней га-

зами осуществляется дожимными насосными станциями ^Ч-

Унифицированные технологические схемы

компл

ек?

в сбора и подготовки нефти, газ^и

воды нефтедобывающих районов (рис. 9). На осно

вании анализа и обобщения опыта эксплуатации различных

схем сб^ра и подготовки нефти, достижений науки и техники

в этом вопросе, а также зарубежного опыта проектирования,

стр

Гельст

ва и эксплуатации объектов обустройства нефтяного

месторождения разработаны и в настоящее время являются

обязательным руководящим документом унифицированные тех-

шлогические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа

и воды нефтедобывающих районов.

В основу этих схем положено совмещение в системе нефте-

газосбора гидродинамических и физи

™

мих

™* "ИГЛе

лля подготовки продукции скважин нефть, газ и вода), для ее

разделения на фазы в специальном оборудовании повышенной

производительности, при максимальном концентрировании основ-

ного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на цент-

ральных нефтесборных пунктах.

При проектировании обустройства нефтедобывающего пред-

приятия унифицированная технологическая схема предусмат-

РИВ

полную герметизацию процессов сбора и транспортирования

нефти, газа и воды;

изменение продукции по каждой подключенной скважине;

совместное или раздельное после «Спутника» транспортиро-

вание обводненной и необводненной нефти и газа;

rtTrtDvn

использование нефтесборных коллекторов для подготовки

продукции скважин к дальнейшей обработке;

сепарацию газа от нефти;

подготовку товарной нефти (обезвоживание и обессоли-

вание);

подготовку сточных вод до нужных кондиции и передачу их

в систему ППД (поддержания пластового давления);

поточные измерения количества и качества товарной нефти

и передачу ее управлениям магистральными нефтепроводами.

Указанный технологический комплекс располагается, как

правило, на ЦПС.

Основной вариант унифицированной технологической схемы

ЦПС представляет собой комплекс сооружений для последова-

тельного проведения непрерывных взаимозависимых технологи-

ческих процессов и включает следующие сооружения: блок до-

зировки реагента для разрушения эмульсии в сборном коллек-

торе БР; сепаратор первой ступени С А; отстойник предвари-

тельного обезвоживания 0-1; печь для нагрева эмульсии П\\

каплеобразователь /С-1; отстойник глубокого обезвоживания

0-2; смеситель С для перемешивания пресной воды с обезво-

женной нефтью для ее предварительного обессоливания; элек-

тродегидратор 3-1 для глубокого обессоливания; горячий сепа-

ратор третьей ступени С-3, резервуары для приема товарной

нефти РА; насосы для откачки товарной нефти Я

; автомат по

измерению качества и количества нефти А.

На площадке ЦПС располагается также установка подго-

товки сточной воды, включающая следующие сооружения: блок

очистки БО—обычно сырьевой резервуар; блок приема и откач-

ки уловленной нефти БОН; мультигидроциклон МГЦ для отде-

ления от сточной (дождевой) воды механических примесей;

емкости шламонакопителя Е-2; блок приема и откачки стоков

БОС буферной емкости ЕА для разгазирования нефти, посту-

пившей вместе со сточной водой из аппаратов УПН; резервуар

пластовой воды Р-2 и насос откачки чистой воды #5-

На схеме приведены следующие трубопроводы: Hi— нефть

после первой ступени сепарации; Н

— нефть обезвоженная;

Hi — нефть обессоленная; #5 — нефть после горячей сепарации;

— некондиционная нефть; Н? — товарная нефть; Г — газ на

свечу; Л — газ первой ступени сепарации; Г

— газ третьей сту-

пени сепарации; Д — газ из аппаратов подготовки нефти; В —

вода пресная; В\— очищенная вода после ЦПС; В

— вода пос-

ле предварительного обезвоживания; 5

— вода после аппара-

тов глубокого обезвоживания и обессоливания; В$ — загрязнен-

ные сточные воды на очистку; Ш—шламопровод.

Преимущества рассмотренных герметизированных систем

сбора нефти, газа и воды следующие:

полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих

в негерметизированных системах до 3 % от объемов добычи

нефти;

значительное уменьшение возможности образования и отло-

жения парафина на стенках труб;

снижение металлоемкости системы;

сокращение эксплуатационных затрат на обслуживание сис-

темы;

возможность полной автоматизации сбора, подготовки и кон-

троля за качеством товарной нефти;

возможность в некоторых случаях транспортировки нефти,

газа и воды по всей площади месторождения за счет давления

на устьях скважин.

Однако указанные системы сбора и подготовки нефти име-

ют и некоторые недостатки, к основным из которых относятся

невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдель-

ным скважинам, увеличение утечек жидкости в зазоре между

плунжером и цилиндром насоса при насосной эксплуатации

скважин, преждевременное прекращение фонтанирования сква-

жин при поддержании высокого давления на устье.

УСТАНОВКА ДЛЯ ЗАМЕРА ДЕБИТА СКВАЖИН

В процессе разработки месторождения работа нефтяных

скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде.

Измерение количества нефти, газа и воды по каждой сква-

жине имеет важное значение как для техники и технологии сбо-

ра и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулиро-

вания процесса разработки месторождения.

Продукцию скважин можно измерять по-разному. Наиболее

простыми и вместе с тем точными способами измерения расхо-

да нефти и воды являются объемный и массовый.

Объемный способ дает удовлетворительные результа-

ты, когда измеряют дебит однофазной жидкости (нефть, вода,

газ), массовый же способ используется при измерении де-

бита нефтегазовых смесей, поскольку газ ввиду малой массы

почти не влияет на точность измерения.

При самотечной системе сбора нефти продукцию скважин

измеряли объемным способом операторы, обслуживающие это

оборудование.

Количество нефти и воды, поступающих из скважины в ин-

дивидуальную сепарационно-замерную установку, измерялось

или в замерном трапе, или в открытом мернике. Продукцию

скважины в мернике замеряли рейкой с делениями или при по-

мощи уровнемерных стекол, установленных на мерниках.

Для определения дебитов скважин по изменению уровней

нефти и воды в мернике необходимо знать так называемую цену

деления мерника, которая определяется по формуле

V = 0,011-^ » 0.00785LD

где D — внутренний диаметр мерника, м; L — единица высоты

мерника, м.

Объем жидкости (в м

), поступающей в мерник за 1 мин,

= 0,007850%,

где h — увеличение уровня жидкости в мернике за 1 мин.

Если наполнение мерника продолжать п минут, то суточный

дебит скважины по жидкости составит

1^0,01^-1^=11,3-^,

же 'До П

где 1440— число минут в сутках.

Для пересчета объемных единиц в весовые пользуются сле-

дующей формулой:

= Vp,

где р — плотность нефти, кг/м

С целью ускорения измерения дебитов скважины по уровню

в мернике каждый мерник тарируется и составляется отдельная

таблица.

Зная обводненность нефти, определяют дебит скважины по

нефти и по воде.

С внедрением герметизированной системы сбора продукции

скважины описанный способ измерения дебита стал невозмо-

жен. Для замера дебита нефтяных скважин при герметизиро-

ванных схемах сбора нефти и газа внедрено множество различ-

ных замерных установок, у которых имеется один общий при-

знак—они рассчитаны на подключение группы нефтяных сква-

жин, поэтому эти установки получили название групповых

замерных установок.

В качестве примера групповых замерных установок рассмот-

рим принцип работы установки типа АГМ-3, которая приме-

няется в составе системы сбора нефти и газа Бароняна —Вези-

рова. Она позволяет осуществлять автоматическое программное

подключение скважин к замерному сепаратору и раздельно из-

мерять дебит скважины по нефти и воде. Результаты измерения

дебитов передаются на диспетчерский пункт. Предусмотрены

телесигнализация на диспетчерский пункт и телеуправление

с диспетчерского пункта.

Основными элементами установки АГМ-3 (рис 10) являют-

ся пневматические трехходовые клапаны 3, осуществляющие

подключение скважин к измерительному сепаратору 10 (их чис-

ло соответствует числу скважин, подключаемых к данной груп-

повой установке); сепаратор 10 для измерения продукции сква-

жины раздельно по нефти и воде, пневматический распредели-

тельный блок электропитания 6, датчики нижнего 17 и верхнего

аварийного 8 уровней жидкости в сепараторе, клапан с мемб-

ранным приводом для слива жидкости из сепаратора На дис-

петчерском пункте (ДП) установки монтируются пульт управ-

ления 13 и регистратор дебита 14.

яр

Принцип действия установки заключается в следующем

Продукция от скважин по выкидным линиям 2 подходит к груп-

повой установке и попадает в общий коллектор 1. По команде

с диспетчерского пункта или с помощью программного устрой-

ства один из распределительных клапанов 3 отключает соответ-

ствующую скважину от общего коллектора и направляет ее

продукцию к измерительному сепаратору 10. После окончания

измерения жидкость из сепаратора через клапан 16 сливается

в общий коллектор. Время подключения скважины к сепарато-

ру, время измерения, опорожнения сепаратора и последователь-

ность измерения устанавливаются с помощью программного

Рис. 10. Принципиальная схема автоматизированной групповой

замерной установки АГМ-3

устройства. Газ для пневматического распределителя 4 отби-

рается из сепаратора, проходит фильтр 7 и регулятор дав-

ления 5.

По прошествии заданного программным устройством време-

ни с помощью перечисленных устройств происходит отключение

скважины от измерительного сепаратора и перевод потока

жидкости в общий коллектор. При этом автоматически вклю-

чается телевизионное устройство 9 и с помощью датчиков уров-

ня начинается процесс измерения уровней нефти и воды в се-

параторе.

В сепараторе вмонтирована труба // из немагнитного мате-

риала, в которую на тросике 15 опускается индикатор датчика

уровня. Вдоль трубы, прослеживая уровни нефти и воды, пере-

мещаются два поплавка 12 с встроенными в них постоянными

магнитами. Масса поплавков подобрана таким образом, что

один из них (нижний) всегда плавает на разделе нефть —вода,

а другой (верхний)—на поверхности нефти. Номера скважины

фиксируются на диспетчерском пункте в регистрирующем уст-

ройстве.

После окончания измерения уровней и слива жидкости из

сепаратора к нему подключается следующая скважина и т. д.

Для условий эксплуатации высокодебитных месторождений

объединением «Грознефть» была разработана автоматизирован-

ная групповая замерная установка АГЗУ-2000-64, рассчитанная

на подключение пяти скважин с дебитами от 160 до 2000 т/сут

и на работу при давлении 6,4 МПа.

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ЗАМЕРНЫЕ ГРУППОВЫЕ

УСТАНОВКИ ТИПА «СПУТНИК»

При проектировании обустройства нефтяных месторождение

необходимо учитывать их специфические условия, что, однако,,

приводит к большому разнообразию и разнотипности как схем

сбора нефти и газа, так и элементов этих схем. Это затрудняет

заводское изготовление оборудования с максимальным исклю-

чением монтажных работ на нефтяном месторождении. В связи

с этим было принято решение об упорядочении схем сбора неф-

ти и газа с максимальным применением блочного оборудования

заводского изготовления.

Недостатки ранее разработанных установок были устранены

в блочных автоматизированных замерных установках типа

«Спутник». В настоящее время имеются следующие типы уста-

новок: «Спутник-А», «Спутник-Б», «Спутник-В». В разработке

находятся другие модификации, при этом «Спутник-А» является

базовой конструкцией этой серии блочных автоматизированных

замерных установок.

Блочная автоматизированная замерная установка типа

«Спутник-А» предназначена для автоматического измерения де-

бита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа

и для контроля за их работой.

Установки «Спутник-А» рассчитаны на рабочее давление 1,6,.

2,5 и 4 МПа, на дебиты скважин до 400 и до 1500 м

/сут, на

число подключаемых к установке скважин от 10 до 24, на об-

щую пропускную способность до 4000 и до 10000 м

/сут. Сущест-

вуют три модификации этих установок: «Спутник-А-16-14/400»,

«Спутник-А-25-10/1500», «Спутник-А-40-14/400». В указанном

шифре первая цифра обозначает рабочее давление, на которое

рассчитана установка, вторая —число подключенных к установ-

ке скважин, третья — наибольший измеряемый дебит (в м

/сут).

Конструктивное исполнение этих установок в виде закрытых

блоков с обогревом позволяет эксплуатировать их в районах

с суровыми климатическими условиями (они рассчитаны на ра-

боту при температуре окружающей среды от —55 до 50 °С).

Установка типа «Спутник» состоит из двух блоков: замерно-

переключающего и блока КИП и А. Оба блока монтируются

на специальных рамных основаниях для возможности транспор-

тирования железнодорожным, автомобильным и водным транс-

портом. Замерно-переключающий блок установки «Спутник-А»

состоит из переключателя скважин многоходового ПСМ, гид-

равлического привода ГП, отсекателя коллекторов ОКГ или

КПР замерного гидроциклонного сепаратора с механическим

регулятором уровня, турбинного счетчика ТОР, вентилятора,

Рис. 11. Технологическая схема уста-

новки «Спутник>:

1 — обратные клапаны; 2 — задвижка; 3—

переключатель скважин многоходовой

(ПСМ); 4 — роторный переключатель сква-

жин; 5 — общая линия; 6 — замерная

линия; 7 — отсекатели потока; 8 — коллек-

тор обводненной нефти; 9, 12 — задвиж-

ки закрытые; 10, 11 — задвижки открытые;

13 — гидроциклонный сепаратор; 14 — рас-

ходомер газа; 15 — регулятор перепада

давления; 16, 16 а — золотники; П — дат-

чик уровнемера поплавкового типа; 18 —

расходомер жидкости ТОР-1; 19 — поршне-

вой клапан; 20 — влагомер; 21 — гидро-

привод; 22 — электродвигатель; 23 —

сборный коллектор; т — выкидные линии

от скважин; БМА — блок местной авто-

матики

Рис. 12. Объемный расходомер типа

ТОР:

/ — патрубок корпуса; 2 — обтекатель; 3—

магнитоиндукционный датчик; 4 — отра-

жатель; 5 — понижающий редуктор; 6 —

станина; 7 — муфта съема показаний;

8 — механический счетчик; 9 — диск; 10 —

магнитная муфта; // — лопатка крыль-

чатки; 12 — крышка; 13 — регистратор

соединительных трубопроводов и запорной арматуры. В щито-

вом помещении блока КИП и А размещаются блок местной ав-

томатики БМА-30, состоящий из блока управления и силового

блока, блок питания счетчика ТОР, два электрических нагре-

вателя.

Принцип действия. Жидкость любой скважины, постав-

ленной на замер, направляется в многоходовой переключатель

скважин (ПСМ) 4, а затем — в гидроциклонный сепаратор 13

(рис. 11). На выходе газа из сепаратора установлен регулятор

перепада давления 15, поддерживающий постоянный перепад

между сепаратором и расходомером газа 14. Постоянный пере-

пад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а

на поршневой клапан 19.

Количество жидкости по каждой скважине измеряется сле-

дующим образом. Когда датчик поплавкового уровнемера 17

находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка по-

плавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника

16, в результате чего повышенное давление от регулятора 15

передается на правую часть поршневого клапана 19 и прикры-

вает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходо-

мер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости

в сепараторе повышается. Как только он достигнет крайнего

верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма

нажмет на выступ золотника 16а, повышенное давление от ре-

гулятора 15 действует на левую часть поршневого клапана 19

и открывает его. Начинается течение жидкости в системе, и тур-

бинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через

него жидкости. Для определения обводненности нефти на «Спут-

нике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся

продукция скважины.

Турбинные расходомеры типа ТОР, устанавливаемые на

«Спутниках», предназначаются для измерения жидкости вяз-

костью не более 80-10~

/с Расходомеры типа ТОР обеспечи-

вают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний

при помощи электромагнитного датчика на БМА. Расходомер

(рис. 12) работает по принципу турбинного преобразователя.

Число оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству

прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки пе-

редается через понижающий редуктор на механический счетчик

со стрелочной шкалой (цена деления 0,005 м

). Одновременно

выдается электрический сигнал, который регистрируется в бло-

ке регистрации.

Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м

/ч. Паспортная

погрешность измерения при расходе от 3 до 5 м

/ч равна ±5 %,

от 5 до 30 м

/ч — +2,5 %.

Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР, определяется

автоматически как разность между показаниями ТОР и датчи-

ка влагомера.

Из других модификаций автоматизированных блочных за-

мерных установок на нефтяных месторождениях применяются

«Спутник-Б», «Спутник-ВР» и «Спутник» с массовыми вибра-

ционными расходомерами.

На установках «Спутник-Б» принцип измерения продукции

скважин тот же, что на установках «Спутник-А», в то время как

на установке «Спутник-В» и более совершенной его модифика-

ции «Спутник-ВР» используется массовый принцип измерения

и в качестве переключающих устройств вместо ПСМ приме-

няются трехходовые клапаны. В «Спутнике» с массовыми виб-

рационными расходомерами, в отличие от остальных автома-

тизированных блочных замерных установок, отсутствуют сепа-

рационный узел и переключающее устройство и для измерения

продукции каждой скважины используется принцип затухания

свободных колебаний защемленной трубки, по которой проте-

кает нефтегазовая смесь.

Установки «Спутник-Б» выпускаются в двух модификациях:

«Спутник-Б-40-14/400» и «Спутник-Б-40-24/400». Первая моди-

фикация рассчитана на подключение 14 скважин, вторая — 24.

В отличие от «Спутника-А» в «Спутнике-Б» предусмотрены:

возможность раздельного сбора обводненной и необводненнои

продукции скважин, определение содержания воды в ней, изме-

рение количества газа, отсепарированного в измерительном се-

параторе, а также дозирование химических реагентов в поток

нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для

депарафинизации выкидных линий.

Для определения содержания воды на установках «Спут-

ник-Б» используется комплекс приборов, состоящий из влаго-

мера, расходомера типа ТОР и вторичной электронной аппара-

туры. Для измерения количества газа в измерительном сепара-

торе применяется расходомер типа «Агат», который одновремен-

но с измерением расхода, давления и температуры осуществляет

также приведение измеряемого объема газа к объему при нор-

мальных условиях.

Подача химического реагента на установках типа «Спут-

ник-Б» непосредственно в нефтегазосборный коллектор способ-

ствует предотвращению образования стойких нефтяных эмуль-

сий и соответственно снижает гидравлические сопротивления

и улучшает условия работы установок подготовки нефти.

На установках типа «Спутник-В» и «Спутник-ВР» дебит

скважины измеряется в вертикальном сепараторе по показаниям

нижнего и верхнего датчиков уровня и датчика веса вибрацион-

но-частотного типа. При этом регистрируется время заполнения

измерительного сепаратора. По истечении одного цикла запол-

нения взвешенная порция жидкости выдавливается в общий

коллектор, и цикл измерения повторяется. Данные по измере-

нию дебита жидкости передаются в пересчетное устройство,

и окончательные результаты измерений в единицах массы по-

ступают в накопительное устройство телемеханики.

Установки «Спутник-В» и «Спутник-ВР» имеют ряд преиму-

ществ по сравнению с установками «Спутник-А» и «Спутник-Б».

Использование трехходовых переключающих клапанов вместо

многоходовых позволяет легко разделять продукцию безводных

и обводненных скважин. Измерение дебита в единицах массы

точнее, к тому же не требуется пересчета объемных величин

s массовые.

Принцип измерения продукции скважин, принятый на уста-

новке «Спутник» с массовыми вибрационными расходомерами,

позволяет отказаться на автоматизированных блочных замер-

ных установках от монтажа громоздкого сепарационного узла

и переключающего устройства со сложной обвязкой, что значи-

тельно упрощает компоновку установки и повышает ее надеж-

ность. Измерительное устройство на установке «Спутник» с мас-

совыми вибрационными расходомерами работает следующим

образом. На каждой выкидной линии от скважины распола-

гается измерительная трубка с грузиком на конце. Один конец

этой трубки защемлен, в нижней части трубки против грузика

устанавливаются индуктивный датчик и электромагнит. При

прохождении нефтегазовой смеси через трубку электромагнит

сообщает концу ее с грузиком импульс возбуждения, в резуль-

тате которого трубка совершает свободные затухающие колеба-

ния. Измерение расхода нефтегазовой смеси сводится к опреде-

лению коэффициента затухания свободных колебаний трубки,

пропорциональному массовому расходу протекающей по ней

нефтегазовой смеси.

СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ

В процессе подъема жидкости из скважин и транспортирова-

ния ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа

и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из

нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере сни-

жения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазо-

сборных коллекторах, включая и верхние участки НКТ, состоит

из двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двух-

фазным или нефтегазовым потоком.

Жидкая фаза может, в свою очередь, состоять из нефти

и пластовой воды, содержание которой в потоке может изме-

няться от нуля до значительных величин. Следовательно, в слу-

чае содержания воды в продукции скважин мы имеем дело

с трехфазным или нефтеводогазовым потоком,

который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившийся из нее газ при нормальных условиях

не могут храниться или транспортироваться вместе. Поэтому на

нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа

и совместное транспортирование их осуществляют только на

определенные экономически целесообразные расстояния, а за-

тем нефть и выделившийся газ транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией.

Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой про-

дукции скважин, называют нефтегазовым сепарато-

ром. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение

газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют двухфаз-

ным. Однако в некоторых случаях в нефтегазовых сепараторах

осуществляется к тому же отделение и сброс свободной воды.

В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводо-

газосепаратором или трехфазным сепаратором.

Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов

и раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах

системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки неф-

ти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного

газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней се-

парации может быть несколько, и окончательное отделение неф-

ти от газа завершается в концевых сепараторах или в резервуа-

рах под атмосферным давлением.

Многоступенчатая сепарация применяется при высоких дав-

лениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа

при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах.

Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепа-

ратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основ-

ная масса газа, состоящего главным образом из метана и этана.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепара-

торы среднего и низкого давления для окончательного отделе-

ния от газа.

Сепараторы первой ступени в зависимости от конкретных ус-

ловий на месторождении могут быть рассредоточены в несколь-

ких пунктах по его территории или сосредоточены наряду с ос-

тальными ступенями сепарации на центральном пункте сбора

и подготовки нефти, газа и воды. В последнем случае на место-

рождении не строятся газосборные трубопроводы. Транспорти-

рование же газа всех ступеней сепарации от ЦПС до газоком-

прессорной станции или до газоперерабатывающего завода

обычно осуществляется по одному газопроводу.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, ус-

ловно подразделяются на следующие категории: 1) по назначе-

нию—замерно-сепарирующие и сепарирующие; 2) по геометри-

ческой форме и положению в пространстве — цилиндрические,

вертикальные, горизонтальные и наклонные; 3) по характеру

проявления основных сил — гравитационные и центробежные

(гидроциклонные); 4) по рабочему давлению — высокого

(6,4 МПа и более), среднего (2,5—6,4 МПа), низкого (0,6—

2,5 МПа) давления и вакуумные; 5) по числу обслуживаемых

скважин—индивидуальные и групповые; 6) по числу ступеней

сепарации — первой, второй, третьей ступени и т. д.; 7) по чис-

лу разделяемых фаз — двухфазный (нефть+газ), трехфазный

(нефть+газ+вода).

Вертикальные сепараторы имеют четыре секции

(рис. 13).

Основная сепарационная секция / служит для

интенсивного выделения газа из нефти. На работу сепарацион-

ной секции большое влияние оказывают степень снижения дав-

ления, температура в сепараторе, физико-химические свойства

нефти, особенно ее вязкость, конструктивное оформление ввода

продукции скважин в сепаратор (радиальное, тангенциальное,

использование различных насадок — проволочной сетки, диспер-

гаторов, турбулизирующих ввод газонефтяной смеси с предвари-

тельным отделением газа от нефти).

Осад и тельная секция Я, в которой происходит до-

полнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью

из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения

пузырьков газа из нефти ее направляют тонким слоем по на-

клонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути дви-

жения нефти, т. е. эффективность ее сепарации.

Секция сбора нефти ///, занимающая самое нижнее

положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так

и для вывода нефти из сепаратора. Нефть может находиться

здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом — в за-

висимости от эффективности работы сепарационной и осади-

тельной секций и времени пребывания нефти в сепараторе.

Каплеулов и тельная секция IV, расположенная в

верхней части сепаратора, служит для улавливания мельчай-

ших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

В составе групповых замерных установок применение вер-

тикальных аппаратов обеспечивает большую точность замеров

расхода жидкости в широком диапазоне дебитов скважин, вклю-

чая малодебитные.

Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные

недостатки:

1) меньшая пропускная способность по сравнению с горизон-

тальными при одном и том же диаметре аппарата;

2) меньшая устойчивость процесса сепарации при поступле-

нии пульсирующих потоков;

3) меньшая эффективность сепарации.

Обслуживание вертикальных сепараторов сводится к поддер-

жанию в них установленного давления и исправного состояния

регулятора уровня, предохранительного клапана, манометра.

В случае использования уровнемерных стекол в замерном сепа-

раторе, особенно при вязких нефтях и низких температурах,

требуется время от времени промывать соляровым маслом за-

грязненные стекла, отключая их соответствующими кранами от

сепаратора.

Горизонтальные сепараторы имеют большую про-

пускную способность по газу и жидкости, чем вертикальные. По

некоторым данным, пропускная способность горизонтального се-

паратора при одинаковых размерах примерно в 2,5 раза боль-

ше, чем вертикального. Это объясняется тем, что в горизонталь-

ном сепараторе капли жидкости под действием силы тяжести

падают вниз, перпендикулярно к потоку газа, а не навстречу,

как это происходит в вертикальных сепараторах.

Большинство горизонтальных сепараторов изготавливается

из одной горизонтальной емкости со сферическими днищами

Рис. 13. Вертикальный сепаратор:

/ основная сепарационная секция; // —

осадительная секция; /// — секция сбора

нефти; IV — секция каплеуловительная;

/ — ввод продукции скважин; 2 — разда-

точный коллектор; 3 — регулятор уровня

«до себя»; 4 — каплеуловительная насад-

ка; 5 — предохранительный клапан; 6 —

наклонные полки; 7 —- датчик регулятора

уровня поплавкового типа; 8—исполни-

тельный механизм; 9 — сливной патрубок;

10 — перегородки; 11—уровнемерное стек-

ло; 12 — отключающие вентили; 13 — дре-

нажная трубка

(одноемкостные сепараторы),

иногда применяют двухъем-

костные горизонтальные сепа-

раторы.

Область применения гори-

зонтальных сепараторов весь-

ма обширна. Они используют-

ся для оснащения дожимных

насосных станций, для первой,

второй и третьей ступеней се-

парации на центральных пунк-

тах сбора и подготовки нефти,

газа и воды. Пропускная спо-

собность горизонтальных се-

параторов, применяемых для

первой, второй и третьей сту-

пеней сепарации, может до-

стигать 30 000 т/сут по жид-

кости на каждой ступени.

Горизонтальные сепараторы широко применяются также для

отделения и сбора свободной воды из продукции скважин на

первой или последующих ступенях сепарации, что исключает

попадание значительных объемов воды на установку по подго-

товке нефти. В этом случае они выполняют роль трехфазных

сепараторов.

Горизонтальные сепараторы некоторых конструкций для по-

вышения пропускной способности и улучшения качества сепара-

ции нефти оборудуются гидроциклонами. Отделение газа от

нефти в гидроциклонах происходит за счет центробежных сил.

Нефть, имеющая большую плотность, отбрасывается к стенкам

гидроциклона, а газовый вихрь, вращаясь, движется в центре.

Из гидроциклона нефть и газ отдельно поступают в емкости

(рис. 14).

Газонасыщенная нефть поступает на сливные полки 15 и да-

лее по стенке в нижнюю часть емкости. Сливные полки умень-

шают пенообразование. Движение нефти тонким слоем по пол-

кам способствует отделению нефти от газа. В емкости монти-

руется механический регулятор уровня 14, связанный с испол-

нительным механизмом — заслонкой 12, установленной после

сепаратора на нефтяной линии. Регулятор обеспечивает в емко-

на

ПН

сти необходимый уровень жидкости, предотвращающий прорыв

свободного газа в нефтяной коллектор.

Наибольшей пропускной способностью по жидкости и газу

характеризуются горизонтальные сепараторы, в которые жид-

кость и газ, предварительно отделенные в подводящих трубо-

проводах, вводятся раздельно. Такие аппараты получили назва-

ние сепараторов с предварительным отбором

газа (рис. 15). Работает данный сепаратор следующим обра-

зом. Нефтегазовая смесь подводится к корпусу сепаратора по

наклонным участкам трубопроводов 1 я 2. Уклон трубопрово-

да 1 может колебаться в пределах от 30 до 40°, а трубопрово-

да 2 — от 10 до 15°. К трубопроводу 2 вертикально привари-

ваются три-четыре газоотводных трубки 3 диаметром 50—

100 мм. Верхние концы этих трубок приварены к сборному кол-

лектору (депульсатору) газа 5, подводящему этот газ к корпусу

каплеуловителя 8, в котором устанавливаются выравнивающая

поток газа перфорированная перегородка 6 и жалюзийная кас-

сета 7. Капельки нефти, уносимые основным потоком газа по

сборному коллектору 5, проходя жалюзийную кассету 7 (или

любую другую), прилипают к стенкам жалюзи и, скапливаясь

як

Рис. 16. Схема сепаратора с предварительным отбором газа типа УБС:

/ — ввод в сепаратор продукции скважин; 2 — депульсатор; 3 — трубопровод предва-

рительного отбора газа; 4 — каплеуловитель; 5—газопровод для отвода газа; 6—•

сепаратор; 7 — трубопровод для выхода нефти (жидкости); в — счетчик нефти (жид-

кости); 9 — патрубок для размыва осадка; 10 — дренажный трубопровод

на них, в виде сплошной пленки стекают вниз в корпус сепара-

тора. Из корпуса каплеуловителя 8 газ направляется под соб-

ственным давлением 0,6 МПа на газоперерабатывающий за-

вод (ГПЗ).

Нефть, освобожденная от основной массы газа в трубопро-

воде 2, поступает в корпус сепаратора через нижний патрубок

ввода 4, в котором установлены сплошная перегородка 14, успо-

коитель уровня 13 и две наклонные полки 10, увеличивающие

путь движения нефти и способствующие выделению из нефти

окклюдированных пузырьков газа, не успевших скоалесциро-

ваться и выделиться в наклонном трубопроводе 2. Давление вы-

делившегося из нефти газа повышают при помощи эжектора 9,

затем газ транспортируется на ГПЗ.

Для регулирования вывода нефти из сепаратора имеется

датчик уровнемера поплавкового типа 11 с исполнительным ме-

ханизмом 12.

Раздельный ввод газа и жидкости в аппарат имеет ряд преи-

муществ. При совместном вводе нефтегазового потока в сепа-

ратор с перепадом давления и перемешиванием фаз количество

в нефти пузырьков газа размером 2—3 мкм примерно в 4 раза

больше, чем в случае раздельного ввода нефти и газа в аппарат

без перепада давления. Пузырьки газа таких размеров обычно

находятся во взвешенном состоянии и не успевают выделиться

из нефти за время ее движения в сепараторе. Таким образом,

в сепараторах с раздельным вводом жидкости и газа унос сво-

бодного газа вместе с нефтью в несколько раз меньше, чем в се-

параторах с совместным вводом продукции, и обычно не превы-

шает 1 % от объема жидкости.

При раздельном вводе нефти и газа резко уменьшается так-

же объем пены, образующейся в сепараторе в результате удер-

Таблица 1

Модификация

установки

Пропускная

способность

по сырью

(м'/сут),

не более

Рабочее

давление

(МПа), не

более

Газовый

фактор

нефти

(м

/м

не более

Масса (кг),

не более

УБС-1500/6

УБС-3000/6

УБС-6300/6

УБС-6300/16

УБС-10000/6

УБС-10000/16

УБС-16000/6

УБС-16000/16

1500

3000

6300

000

10 000

000

0,6

1,6

0,6

1,6

0,6

1,6

120

000

25 000

31000

3000

38 000

40 000

50 000 '

жания части газа и жидкости во взвешенном состоянии, что осо-

бенно важно при подготовке нефтей, склонных к ценообразова-

нию. Как известно, ввод продукции в сепаратор с перепадом

давления в случае нефтей, склонных к пенообразованию, может

привести к заполнению газового пространства пеной. При за-

полнении сепаратора пеной отказывает в работе регулятор уров-

ня и пена поступает как в газопровод, так и в выкидную линию

для жидкости.

В настоящее время разработан ряд блочных сепараторов ти-

па УБС с предварительным отбором газа на пропускную спо-

собность от 1500 до 16 000 м

/сут. Объем емкости составляет

от 30 до 160 м

(рис. 16). Технические данные сепараторов типа

УБС приведены в табл. 1.

Трехфазные сепараторы. По мере роста обводненно-

сти продукции скважин, поступающей в сепараторы, начинают

преобладать капли воды больших размеров, которые могут лег-

ко коалесцировать и отделяться в виде свободной воды.

Количество выделившейся из нефтяной эмульсии свободной

воды зависит от физико-химических свойств нефти и воды, тем-

пературы потока, продолжительности транспортирования, интен-

сивности перемешивания потока (до поступления в сепаратор)

и от многих других причин. Предварительная подача реагента

в поток на определенном удалении от сепарационных установок

способствует выделению свободной воды из эмульсии.

В нефтепромысловой практике отделяемую свободную воду

стремятся сбросить как можно раньше — до поступления про-

дукции на установки подготовки нефти, так как нагрев этой

воды связан с большим расходом теплоты. Предварительный

сброс свободной воды осуществляется в трехфазных сепарато-

рах. В настоящее время разработаны трехфазные сепараторы

для работы на первой и последующих ступенях сепарации. Осо-

бенностью таких аппаратов (рис. 17) является использование

в одной емкости двух отсеков: сепарационного и отстойного, со-

общающихся между собой через каплербразователь.

Рис. 17. Трехфазный сепаратор:

1 — ввод продукции скважин в сепарационный отсек; 2 — регулятор давления; 3 —

сливные полки; 4, 5 —патрубки; 6, 7 — узел отбора нефти; 8 — регулятор уровня'; 9 —

исполнительный механизм; 10 — узел отбора воды; И — узел ввода эмульсии в от-

стойный отсек; 12 — каплеобразователь

Сепаратор работает следующим образом. Смесь нефти, воды

и газа по патрубку 1 поступает в сепарационный отсек. Отсепа-

рированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с не-

большим количеством газа из сепарационного отсека по капле-

образователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отде-

ляется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку 7отводится

на УПН, вода через исполнительный механизм 9, работающий

за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8, сбра-

сывается из сепаратора в резервуар-отстойник или под соб-

ственным давлением транспортируется на блочную кустовую

насосную станцию (БКНС). Если в трехфазный сепаратор по-

ступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь

12 подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая

поверхностно-активные вещества (ПАВ) для интенсификации

разрушения этой эмульсии.

Эффективность работы с е п а р а т о р а любого типа

характеризуется следующими двумя основными показателями:

1) количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из

каплеуловительной секции, и 2) количеством пузырьков газа,

уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше

эти показатели, тем эффективнее работа нефтегазового сепара-

тора. В хорошо сконструированных нефтегазовых сепараторах

обычно унос капелек жидкости вместе с газовым потоком не

превышает 15 см

на 1000 м

отсепарированного газа, или око-

ло 10 г жидкости на 1000 кг продукции, поступающей в сепа-

ратор.

По такой технологической схеме сконструированы и серий-

но изготовляются автоматизированные блочные установки пред-

варительного сброса пластовой воды типа УПС (рис. 18).

ДОЖИМНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

Когда давления на устьях нефтяных скважин недостаточны

для транспортирования нефти или нефтяной эмульсии на боль-

шие расстояния до ЦПС, где должна подготавливаться нефть,

тогда приходится строить дожимные насосные станции (ДНС).

В состав ДНС входят нефтегазовые сепараторы, иногда буфер-

ная емкость для отсепарированной нефти, насосы для откачки

нефти, электротехническое оборудование (трансформаторная

подстанция, станции управления). Дожимные насосные стан-

ции, как правило, работают в автоматическом режиме. При по-

мощи средств автоматики в зависимости от количества посту-

пающей нефти, объема сепаратора или буферной емкости и по-

дачи установленных насосов устанавливается режим откачки

нефти с ДНС. Он может быть непрерывный и периодический.

Управление периодической откачкой нефти осуществляется

при помощи специальных средств автоматики, называемых ав-

томатами откачки. От датчиков этих приборов в зависимости от

уровня жидкости в сепараторе или буферной емкости подается

команда на включение или отключение насосов.

В составе ДНС, особенно удаленных от ЦПС на большие

расстояния, при значительной обводненности нефти (более 30%)

часто предусматриваются установки по частичному обезвожи-

ванию нефти или предварительному сбросу пластовой воды.

В распоряжении нефтяников имеются эффективные химиче-

ские реагенты (деэмульгаторы), позволяющие осуществлять

предварительный сброс пластовой воды без нагрева водонефтя-

ной эмульсии, т. е. частичное обезвоживание нефти осущест-

вляется при низких температурах (от 5 до 20°С).

Рис. 18. Технологическая схема установок УПС-3000/6м и УПС-6300/6м:

А — сепарационный отсек; Б — отстойный отсек; трубопровод: / — водогазонефтяной

смеси; 2 — газа; 3 — пластовой воды; 4 — оборотной воды; 5 — водогазонефтяной сме-

си и оборотной воды; в — предварительно обезвоженной нефти; 7 —дренаж

Нефть на УПК

Рис. 19. Схема дожимной насосной станции с предварительным сбросом пла-

стовой воды

Дожимная насосная станция с предварительным сбросом

пластовой воды (рис. 19) работает следующим образом. Нефте-

газоводяная смесь из сборного коллектора через патрубок / по-

ступает в трехфазный сепаратор 2. Газ, отделившись от жидко-

сти, через регулятор давления «до себя» 3 и расходомер 4 по-

ступает в газопровод и под собственным давлением транспор-

тируется на ГПЗ, а смесь (эмульсия) воды с нефтью сначала

поступает в каплеобразователь 14, а затем перетекает во вто-

рой отсек сепаратора, где происходит разрушение эмульсии за

счет подачи эффективного деэмульгатора из емкости 11 дози-

ровочным насосом 12. Вода через исполнительный механизм 5

сбрасывается в буферную емкость 6, откуда насосами 10 от-

правляется на БКНС, а обезвоженная нефть поступает в расхо-

домер объемного типа 7, а затем на прием центробежных насо-

сов 8 и транспортируется до ЦПС. Откачка воды регулируется

в зависимости от положения уровня «нефть — вода» регулято-

ром 13 и исполнительным механизмом 5.

Система автоматики предусматривает попеременную работу

насосных агрегатов, автоматическое включение резервного на-

соса при выходе из строя рабочего агрегата, а также автома-

тическую остановку насосов откачки при срыве подачи. Все эти

операции осуществляются при помощи электроконтактных ма-

нометров 9, установленных на выкидных линиях насосов и при-

боров местной автоматики, связанных с пусковыми устрой-

ствами.

Для ускорения строительства ДНС разработаны и серийно

изготовляются блочные сепарационные установки с насосной

откачкой БН-500-21, БН-1000-25, БН-2000-26.

Сепарационная установка с насосной откачкой типа БН со-

стоит из следующих транспортабельных блоков: технологическо-

го, щитового, канализации и свечи аварийного сброса газа.