Отсепарированная нефть
Cтраница 2
Проведение процесса сепарации нефти при повышенной температуре существенно снижает склонность нефти к пенообразованию и ускоряет выделение из нее окклюдированного газа. Особенность процесса горячей сепарации в данной технологии заключается в том, что лимитируется только качество отсепарированной нефти, т.е. не допускается унос газа нефтью. [16]
Оставшаяся нефть с растворенным газом перекачивается на центральный пункт сбора, где проходит вторую и третью ступени сепарации. Конечное давление сепарации составляет 0 105 МПа, поэтому для выделившегося здесь газа применяют компрессоры. Отсепарированная нефть поступает на установку комплексной подготовки, где из нефти отбирают воду, соли и производят стабилизацию. Перекачка нестабильной газонасыщенной нефти позволяет при этой системе сбора с начала разработки месторождения утилизировать до 70 % попутного нефтяного газа, а после обустройства нефтепромысла полностью исключить его потери. [17]
 |
Технологическая схема системы УЛФ без II ступени сепарации. [18] |
Технология осуществляется следующим образом: нефть по нефтепроводу 1 после I ступени сепарации при преимущественно турбулентном режиме движения поступает в концевой делитель фаз ( КДФ) 2, в котором скорость снижается до 0 3 - й) 5 м / с. Зн-5 минут достигается отделение основной массы ( 90 - - 92 %) газа. Отсепарированная нефть из КДФ по нефтепроводу 3 поступает в приемный трубопровод 4 резервуара 5, а пробки газа, пены и нефти с окклюдированным газом по трубопроводу 6 поступают в газоотделитель 7, в котором завершается отделение газа от нефти. [19]
Рабочие ресурсы газа за период времени определяют путем умножения среднего Гр пласта на количество добытой или подлежащей добыче за тот же период нефти в тоннах. Кроме того, должна быть определена характеристика рабочих ресурсов газа ло компонентам путем осреднения данных, относящихся к анализам всех проб. По данным осредненных анализов проб газа и отсепарированной нефти определяют ресурсы по отдельным компонентам. [20]
Для этого в ней установлены отбойники грубой Ни тонкой 5 очисток газа. Нижняя сепарационная емкость обеспечивает полную сепарацию нефти. Сепарационный блок устанавливается на высоком основании 20 для обеспечения движения отсепарированной нефти самотеком до резервуарного парка. Поступающая нефть по лотку 12 попадает на распределитель 8, обеспечивающий равномерный сток ее через патрубок 6 в нижнюю емкость. Далее нефть движется по лотку 4 тонким слоем, что повышает эффективность сепарации. Патрубок 15 предусмотрен для выхода от-сепарированного газа из нижней в верхнюю емкость и для выравнивания давления в них. Системой автоматики предусмотрены регулирование уровня нефти в сепараторе и автоматическая защита при аварийном превышении уровня. Механический регулятор 17 с исполнительным механизмом 19, установленным на сливной линии, поддерживают заданный уровень в сепараторе. Механический регулятор 14 с исполнительным механизмом 13 на входе в сепаратор обеспечивают защиту при аварийном взливе нефти в сепараторе. Для измерения уровня нефти в сепараторе применяется буйковый уровнемер 3 типа УБ-51-04. Для сигнализации об аварийном превышении уровня жидкости используется датчик 2 типа ДПУ-1, для сигнализации о предельном давлении - электроконтактный манометр 16 типа ВЭ-16-РБ. На верхней сепарационнои емкости установлен предохранительный клапан 7 для сброса газа при избыточном давлении. Автоматизированные блочные концевые сепара-ционные установки выпускаются производительностью 1000, 2000 и 5000 м3 / сут. [21]
 |
Зависимость удельной производительности Q от длины ТГК. [22] |
Из табл. 2.10.2 видно, что при равенстве всех условий использование принципа последовательного расширения секций ТГК по ходу движения эмульсии повышает производительность в 1 9 раза по сравнению с последовательным их сужением. Полученные данные указывают на то, что при правильно выбранных режиме и размерах трубопроводов до сепаратора процесс сепарации может быть завершен в ТГК. В сепараторах будут осуществлены процессы доочистки газовой фазы и размещения в их полостях регуляторов уровня, а также других устройств для отбора отсепарированных нефти и газа. [23]
 |
Газонефтяной барботажный сепаратор. [24] |
В процессе работы за счет отвода газа из камеры 2 к потребителю между камерами 7 и 2 возникает перепад давления. Вследствие чего выделившийся из нефти в камере 7 газ поступает через отверстие 4 в маточник 6, расположенный в нижней части камеры 2, и барботирует через слой нефти, интенсивно перемешивая ее. Выделившийся из нефти в камере 2 газ совместно с газом, поступившим на барботаж, по трубопроводу 8 направляется к потребителю. С низа сепаратора по трубопроводу 9 уходит отсепарированная нефть. [25]
Другие результаты экспериментов на промыслах Башкирии и Татарии показали, что насос с диспергатором обеспечивает перекачку газожидкостных смесей при газовом факторе 15м3 / м3 и давлении на входе насоса 3 105 Па. Полученный результат позволяет предложить способы наиболее рационального использования центробежного насоса в системе промыслового сбора. В тех случаях, когда газ на промысле сжигается на факелах, диспергирующее устройство с существующим насосным оборудованием позволяет решить вопрос частичной или полной утилизации попутного газа. Известно, что остаточное содержание газа в отсепарированной нефти обратно пропорционально времени ее пребывания в сепараторе. Эта цифра ограничена возможностью центробежного насоса перекачивать включения свободного газа. [26]
Вязкости отсепарнрованной и пластовой нефтей существенно отличаются, что связано с наличием растворенного газа в нефти в пластовых условиях, пластовым давлением и температурой. Увеличение вязкости нефти с ростом давления происходит только при давлениях выше давления насыщения. Вязкость пластовой нефти зависит и от состава растворенного газа. Открыто значительное число нефтяных месторождений, в которых вязкость нефти настолько велика, что нефть остается неподвижной даже при очень высоких перепадах давления на пласт. В целом вязкость пластовой нефти иногда может быть в десятки раз меньше вязкости отсепарированной нефти. Вязкость нефти определяется экспериментальным путем. [27]
Приведенный гидроциклонный сепаратор используется в автоматизированных блочных сепарационных установках СУ-2. Из нижней сепарационнои емкости нефть проходит через фильтр 11 и далее, очищенная от механических примесей, через турбинный расходомер 12 в нефтесборный коллектор. На газовой линии смонтирована камерная диафрагма 5 для измерения объема отсепарированного газа. Для улавливания капель нефти из газа, сбрасываемого через предохрани-автоматическое регулирование уровня нефти в сепараторе, автоматизации блочной сепарационнои установки обеспечивается автоматическое регулирование уровня нефти в сепараторе, автоматическая защита установки при аварийном повышении уровня и давления в сепараторе, передача аварийных сигналов на диспетчерский пункт. Уровень в сепараторе регулируется двумя механическими регуляторами уровня 7 и 9, которые размещены на нижней сепарационнои емкости и управляют регулирующими клапанами, расположенными на линиях отвода выделившегося газа и отсепарированной нефти. [28]
На нефтешламовой установке УКПН-4 для выделения примесей из нефтешлама применяют трехступенчатую очистку. На первой ступени используют вибросито для задержания мехпримесей размером более 2 мм, нефтешлам подогревается до 160 - 80 С в теплообменнике. На второй ступени используется двухфазный декандер с автоматическим регулированием дифференциальной скорости вращения шнека при рабочей температуре до 80 С. Основной объем примесей задерживается и превращается в достаточно сухой шлам. На третьей ступени используется тарельчатый трехфазный сепаратор, где сырье разделяется на нефть, воду и шлам. Отсепарированная нефть поступает в нефтяной резервуар, откуда насосом откачивается на УКПН-4 Вода направляется в емкость для очистки воды и затем закачивается в нагнетательную скважину. Шлам собирается во встроенном шламовом резервуаре, откуда откачивается шламовым насосом на полигон биоочистки нефтешлама. [29]
Разделение продукции скважин ( на нефть и газ) обычно осуществляется в сепараторах. В качестве сепараторов применяют емкости, в которых поддерживаются определенные давление и температура. Температура поддерживается на заданном уровне или за счет температур поступающей продукции скважин и окружающей среды, или путем внесения тепла или холода извне. Заданное давление в сепараторе поддерживается обычно регулятором давления, устанавливаемым на газовой линии. Вывод нефти и газа осуществляется раздельно. При расчетах с использованием графиков предполагается, что составы продукции скважин и отсепарированных нефти и газа не изменяются во времени. Другими словами, система находится в термодинамическом равновесии при данных давлении и температуре или же происходит контактная сепарация. [30]
Страницы: 1 2