Газоводонефтяная смесь

Cтраница 1

Схема вертикального газоотделителя. Техническая характеристика. [1]

Газоводонефтяная смесь вводится в аппарат на горизонтальные полки, по которым нефть стекает в нижнюю его часть. Отделившийся газ поступает в верхнюю часть аппарата, где размещены отбойные тарелки для улавливания уносимых капель нефти. Газоотделитедь устанавливается непосредственно перед резервуаром и подключается к подводящему нефтепроводу. Отобранный из газоотделителя газ направляется через газовый сепаратор на компрессорную станцию ( КС), а разгазированная нефть поступает в РВС. При параллельной обвязке двух и более газоотделителей должна быть предусмотрена возможность равномерного распределения потоков газоводонефтяной смеси между аппаратами. [2]

Газоводонефтяная смесь по трубопроводу 16 поступает в сепаратор 1 высокого давления, где от нефти отделяется основное количество свободного газа, который направляется по газопроводу 6 к потребителю. После отделения газа смесь поступает в сепаратор 2 среднего давления, где осуществляется дальнейшее ее разгазирование. При этом обеспечивается непрерывная работа компрессора 4 благодаря постоянному поступлению газа по газопроводу 18 из сепаратора 2 и резервуара 3, причем со стороны резервуара газ поступает непрерывно, что обеспечивается работой регулирующего клапана 13 до себя, которое равно заданному давлению на датчике 12 и в переменном режиме увеличения-снижения со стороны сепаратора 2 с помощью регулирующего клапана 14 после себя, получающего команды от регулятора 19 давления. Такое расположение датчика и регулирующих клапанов позволяет поддерживать разное давление в газовых объемах аппаратов и одинаковое давление в газопроводе 18, а также обеспечивает в связи с этим непрерывный отбор газа из них по одной технологической линии. На конце патрубка 11 монтируется разрывная мембрана ( алюминиевая фольга) 20, которая разрушается при превышении давления выше расчетного и является одним из нескольких элементов защиты резервуара от разрушения крыши. Скомпримированный газ по газопроводу 15 поступает в линию 16, где остальные тяжелые углеводороды переходят в состав нефти из газа при совместном транспортировании по трубопроводу на участке от точки ввода до сепаратора за счет массообмен-ных и адсорбционных процессов при турбулентном режиме движения. [3]

Технологическая схема сбора пластовых вод на действующих УКПН с применением для этой цели горизонтальных емкостей ступени обезвоживания. [4]

Газоводонефтяная смесь после 4 проходит через секционный каплеобразователь 5, в начале которого вводится дренажная вода со ступеней обезвоживания и обессоливания. Разрушенная до определенных пределов в секционном каплеобразователе эмульсия через распределитель и торцевые распределенные вводы входит в горизонтальные емкости-водоотделители 6, служащие теперь ступенью предварительного сброса пластовой воды. Отделившийся газ направляется на факел. Насосом 8 нефть с содержанием воды до 10 % прокачивается последовательно через теплообменники 9 ( нагреватели) и каплеобразователь 10 в отстойники ступени обезвоживания и другие технологические аппараты. [5]

Газоводонефтяная смесь, как это было показано в типовой технологической схеме автоматизированного нефтедобывающего предприятия ( см. рис. 116), после измерения дебита на групповых измерительных установках поступает в сепарационные установки, где нефть отделяется от газа и частично от воды. [6]

Технологическая схема лвтр. промы-словой насосной. [7]

Газоводонефтяная смесь из скважин поступает в промежуточную емкость, где производится отделение нефти от газа. Далее нефть с оставшимся в растворенном состоянии газом или без него направляется на прием насосов и перекачивается на площадку промысловых сооружений. Выделившийся газ поступает в газосборный коллектор. [8]

Сепарационная установка СУ-20000. [9]

Газоводонефтяная смесь через вводной патрубок поступает со скоростью порядка 20 - 26 м / с в сдвоенный центробежный ввод 1, где отделяется основная масса газа. [10]

Газоводонефтяные смеси движутся по промысловым трубопроводам со скоростью, значительно превышающей скорость движения дегазированных нефтяных эмульсий. Средняя скорость потока нефтяной эмульсии обычно составляет не более 1 м / с, в то время как средняя скорость газозмульсионного потока с газосодержанием рг0 8 может быть 4 м / с и более. При сопоставлении формул (1.55) и (3.48) видно, что диаметр капель эмульсии в таких потоках, если они обработаны деэмульгатором, отличается в 6 раз. [11]

Технология сепарации газоводонефтяной смеси. [12]

Обводненная газоводонефтяная смесь направляется по сборному трубопроводу 1 в концевой делитель 2 фаз ( КДФ), где она расслаивается на газ, нефть и минерализованную воду, которые, не перемешиваясь, двигаются друг над другом и под воздействием перепада давления ДР ( Pi - P2) отбираются множеством потоков ( автономных) с помощью трубок 3 расчетного диаметра. Нижние концы трубок равномерно размещены по сечению потока на различной высоте КДФ, а верхние введены в приемное устройство 4 сепаратора 5 на различной высоте друг над другом в такой же последовательности, как и при отборе. Газ из приемного устройства по трубе 6 попадает в газовую зону сепаратора, а многослойный поток жидкости, сохраняя ту же структуру, что и в КДФ, стекает в нижнюю часть аппарата. [13]

Расход газоводонефтяной смеси через клапан 9 приобретает постоянное оптимальное значение и осуществляется непрерывно с отбором газовых пробок и крупных пузырьков через вертикальную трубу 10, верхняя часть которой расположена на равной с сепаратором высоте и соединена с газопроводом сепаратора, что обеспечивает в верхней части трубы избыточное давление, равное давлению в сепараторе, и наличие постоянной газовой фазы. Таким образом, благодаря непрерывному расходу смеси через регулирующий клапан 9 и отбору газовых пробок через вертикальную трубу 10 достигается надежная работа клапана и всей установки в целом. [14]

Расчетная схема системы насос - скважина - пласт. [15]

Страницы: 1 2 3 4