Концевая сепарационная установка
Cтраница 4
Максимальное давление сепарации выбрано в соответствии с фактическими данными по промысловым объектам. К тому же при высоких давлениях на концевых сепарационных установках технологические потери нефти в сырьевых резервуарах составляют пропорциональное давлениям значение и в наибольшей мере требуют мероприятий по их сокращению. В то же время представляет интерес эффективность применения разделительных устройств и при более низких давлениях сепарации. [46]
Газожидкостная смесь из групповой установки поступает в сепаратор первой степени 2, где происходит частичное отделение газа от жидкости. Затем ГЖС поступает в сепараторы второй ступени 8 - концевые сепарационные установки. По пути движения в жидкость вводят деэмульгатор, который при нагреве жидкости ускоряет процесс разрушения эмульсии. Для очистки от солей в нефть вводят пресную воду, которая, отмывает соли. [47]
Представляют интерес разработки, в которых используются технологии рециркуляции газа концевой ступени сепарации. Как и в разработках, так и в технологии рециркуляции газа концевой сепарационной установки при подаче газа или конденсата на начало потока нестабильной нефти в системе накапливаются легкие углеводородные фракции, что ведет к увеличению газа КСУ и в конечном счете к снижению эффективности предложенной технологии. В СибНИИНП предложена технология рециркуляции газа КСУ на начало параллельного потока нестабильной нефти и показано, что применение технологии позволяет увеличить выход товарной нефти на 0 1 - 0 3 % от количества сепарируемой нефти и утилизировать до 30 - 50 % рециркулируемого газа. [48]
МПа, и окончательно обезвоживается в электродегидраторе. Из электродегидрато-ра обезвоженную нефть с остаточным растворенным газом откачивают на ДСП, где расположены концевые сепарационные установки и узлы учета и сдачи товарной нефти. [49]
 |
Компрессорная система УЛФ института. [50] |
При создании разряжения в ГП резервуаров в них под избыточным давлением 200 Па поступает газ из мягкого газгольдера, верхняя часть газгольдера и связанный с ним балансирный механизм опускаются. Если запасов газа в газгольдере недостаточно, то открывается клапан 7 выпуска газа из напорного газопровода 8 или концевой сепарационной установки в мягкий газгольдер. Пуск турбогазодувки производится автоматически с одновременным открытием клапана 4 и при помощи сигнального устройства, установленного на балансирном механизме. [51]
При создании расположения в ГП резервуаров в них под избыточным давлением 200 Па поступает газ из мягкого газгольдера, верхняя часть газгольдера и связанный с ним балансирный механизм опускаются. Если запасов газа в газгольдере недостаточно, то открывается клапан 7 выпуска газа из напорного газопровода 8 или концевой сепарационной установки в мягкий газгольдер. Пуск турбогазодувки производится автоматически с одновременным открытием клапана 4 и при помощи сигнального устройства, установленного на балансирном механизме. [52]
При создании расположения в ГП резервуаров в них под избыточным давлением 200 Па поступает газ из мягкого газгольдера, верхняя часть газгольдера и связанный с ним балансирный механизм опускаются. Если запасов газа в газгольдере недостаточно, то открывается клапан 7 выпуска газа из напорного газопровода 8 или концевой сепарационной установки в мягкий газгольдер. Пуск турбогазодувки производится автоматически с одновременным открытием клапана 4 при помощи сигнального устройства, установленного на балансирном механизме. [53]
Аппарат работает следующим образом. Газожидкостная смесь плотностью 862 кг / м3, температурой 17 С с газовым фактором 2 4 м3 / м3 из концевой сепарационной установки по патрубку 2 с предварительным отбором газа поступает в корпус 1 высотой 16 м, диаметром 1000 мм на винтообразный желоб 6, выполненный с одной боковой стенкой 8, расположенной вдоль внутренней образующей. Кроме того, винтообразный желоб расположен так, что зазор 7, образующийся между стенкой корпуса и его наружной образующей, составляет 0 01 0 02 диаметра корпуса. Величина этого зазора обеспечивает плавное стека-ние сплошного слоя газожидкостной смеси без перегрузки желоба по жидкости и разрыва потока при падении на нижний слой, что способствует исключению повторного эмульгирования смеси, а также облегчает подготовку нефти в последующих аппаратах. Шаг винтообразного желоба уменьшается сверху вниз в зависимости от технологических операций, происходящих на нем. [54]
Уравнение (3.2) называется уравнением баланса напоров. Его левая часть есть суммарный развиваемый напор, необходимый для осуществления перекачки нестабильного конденсата, а правая - суммарный расходуемый напор, затрачиваемый на преодоление сил трения и разности нивелирных высот конца и начала трубопровода, а также на создание остаточного напора, необходимого для поддержания однофазности потока и подачи нестабильного конденсата в концевую сепарационную установку на конечном пункте. Развиваемый и расходуемый напоры всегда равны между собой. Это равенство при заданных геометрических размерах трубопровода, профиле трассы, типоразмере насосно-силового оборудования достигается за счет автоматического ( самопроизвольного) установления необ-ходим Ъй величины расхода в трубопроводе. Любое изменение правой или левой части уравнения (3.2), а именно: изменение числа работающих насосов и станций, противодавления в трубопроводе, появление путевых сбросов или аварийных утечек и др. - привод ит к изменению расхода. [55]
Таким образом, сепарация нефти не завершается в некоторой заранее выбранной точке, например, сепарационном блоке последней ступени, а осуществляется на всем пути ее движения от эксплуатационных скважин до нефтеперерабатывающих заводов. Это объясняется как физико-химическими свойствами нефти ( ее склонностью к проявлению эффектов метастабильности), так и физической сущностью процесса сепарации. Следовательно, функции концевых сепарационных установок на практике переносятся на резервуары товарных парков нефтегазодобывающих и нефтепро-водных управлений, а также на товарно-сырьевые базы нефтеперерабатывающих заводов. [56]
Из трапно-замерного узла продукция скважин поступает на дожимную насосную станцию 3, которая служит и первой ступенью сепарации газа. Дальнейший транспорт нефти и газа осуществляется раздельно до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды. На центральном пункте 6 нефть проходит последующие ступени сепарации и после концевых сепарационных установок поступает на установку подготовки нефти. [57]
К первой группе следует отнести внутрипромысловые объекты: групповые замерные установки ( ГЗУ), объединяющие, как правило, 6 - т - 14 скважин, нефтегазосборные сети, сепарационно-насосные установки. Дожимные нефтенасосные станции ( ДНС), установки предварительного сброса пластовых вод и их очистки ( УСВ) и межпромысловые нефтегазопроводы составляют вторую группу. Объекты центрального пункта сбора ( ЦПС), замыкающие всю нефтегазосборную систему ( концевые сепарационные установки, установки подготовки нефти и газа, установки очистки сточных вод, нефтенасосные и др.), можно отнести к третьей группе, имеющей наибольшее, часто решающее значение. [58]
Необходимо в кратчайший срок перейти на изготовление в заводских ( или близких к ним) условиях полного набора промысловых объектов в блочном исполнении. Габаритные размеры и вес блоков должны решаться с учетом возможности их транспортировки. К этим объектам мы относим: замерные, сепарационно-замерные, групповые установки, дожимные насосные станции, насосные товарных парков, концевые сепарационные установки, манифольдные узлы, подстанции 110 / 35 / 6 кв, распределительные устройства, трансформаторные подстанции 6 / 0 4 кв, насосные водяные, канализационные, кустовые насосные станции, установки по подготовке нефти. На многие из перечисленных объектов проектными институтами уже разработана техническая документация. На остальные такая документация должна быть разработана в ближайшее время. [59]
Исследованиями установлено, что интенсивность образования парафиновых отложений и их распределение зависят от темпа потерь тепла по длине трубопровода. Наибольшие тепловые потери приходятся на начальные участки, поэтому им соответствует и наибольшая интенсивность парафинизации. В нефтесбор-ных коллекторах отмечается стабилизация температуры. Так, на участке от дожимной насосной станции до концевой сепарационной установки длиной 5 - 7 км температурный перепад составляет около 4 - 5 С. [60]
Страницы: 1 2 3 4