Оборудование для отделения нефти от газа и свободной воды.

⇐ ПредыдущаяСтр 10 из 33Следующая ⇒

Процесс сепарации начинается уже сразу же на первых этапах движения нефти, когда из нефти отбираются выделившиеся газообразные углеводороды (с падением давления), находящиеся в пластовых условиях в жидком состоянии.

Первым узлом отбора легких фракций оказываются трапно-сепарационные установки, на которых от нефти отделяется свободный газ, подаваемый далее по газосборным коллекторам на промысловую компрессорную станцию либо на газобензиновый завод.

Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. Процесс сепарации осуществляется для:

1) получения нефтяного газа, используемого как химическое сырье или топливо;

2) разложения образовавшейся пены;

3) отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;

4) уменьшения пульсации при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти;

5) уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения тем самым гидравлических сопротивлений.

От проведения процессов сепарации зависят потери легких фракций нефти при последующем ее транспорте и хранении. Установлено, что при моментальной сепарации нефти (с резким снижением давления) существенно увеличивается уносимое количество тяжелых углеводородов быстро движущейся струей свободного газа.

При ступенчатой сепарации подбором давлений на ступенях можно достигнуть выделения в основном только свободного газа, при минимальном уносе нефтью легких углеводородов, которые затем теряются на последующих этапах ее движения.

Затруднительно дать однозначный ответ на вопрос оптимального выбора числа ступеней сепарации. Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (4-8 МПа), на устьях скважин в результате незначительного понижения давления и температур на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале легких фракций – метана, этана, затем частичное выделение тяжелых углеводородов – пропана, бутана, пентана) и в нефти остается большое количество невыделившихся тяжелых углеводородов.

Если при том же высоком устьевом давлении применить трех-или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов, представляющих собой ценное сырье для получения из этих газов жидких углеводородов и, в частности, пропан-бутанов и газового бензина.

Из сказанного следует, что при сборе и транспортировке нефти на площадях месторождений можно применять как многоступенчатую, так и двухступенчатую сепарацию. С точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от месторождения газоперерабатывающего завода всегда целесообразно применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды: для отопления жилых и производственных зданий, в котельные и т.д. Газ, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, где предусматривается резкое снижение давления, будет жирным, т.е. содержащим большое количество тяжелых углеводородов и может направляться на ГФУ или ГПЗ. В сепараторах любого типа, используемых на нефтяных месторождениях, различают следующие четыре секции.

1. Основная сепарационная секция, служащая для выделения из нефти газа, на работу которой большое влияние оказывает конструктивное оформление ввода продукции скважин (радиальное, тангенциальное, использование различных насадок-диспергаторов, турбулизирующих ввод газожидкостной смеси).

2. Осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонной плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.

3. Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. В зависимости от эффективной работы предыдущих секций сепаратора, нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом.

4. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора и служащая для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

Работа сепараторов любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции 1Y, и количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти 111. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.

К показателям эффективности работы нефтяного сепаратора относятся также удельный унос капельной жидкости К_ж потоком газа и удельный унос свободного газа К_г потоком нефти. Для полной оценки эффективности работы сепаратора наряду с показателями К_ж и К_г необходимо учитывать и степень технического совершенства, которая характеризуется: 1) минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе; 2) минимально допустимой средней скоростью газового потока в свободном сечении сепаратора, а также в каплеуловительной секции; 3) временем пребывания жидкости (нефти или нефти и воды) в сепараторе, за которое происходит максимальное отделение свободного газа от жидкости. Допустимое значение К_ж не должно превышать 50 см³ на 1000 м³ газа, в то время как К_г при условиях в сепараторе рекомендуется принимать равным К_г =20-103 см³ на 1 м³ жидкости.

Кроме учета показателей К_ж и К_г, необходимо учитывать также расход металла на изготовление сепараторов. Технически совершенным будет тот сепаратор, который при прочих равных условиях обеспечивает более высокую степень очистки газа и, конечно, при минимуме затрат металла на его изготовление.

Эффективность работы сепараторов, устанавливаемых на площадях газовых и газоконденсатных месторождениях в основном, оцениваются количеством капельной жидкости, уносимой газом за пределы сепаратора.

На рис.5.1. приведены общий вид и разрез сепаратора с жалюзийной насадкой 10. Сепаратор работает следующим образом. Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 6 к раздаточному коллектору 2, имеющему по всей длине щель для выхода нефти. Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости 5, увеличивающие путь движения нефти и облегчающие тем самым выделение окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеулавливающая насадка 10 жалюзийного типа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в насадке 10, стекают в поддон и по дренажной трубе 4 направляются в нижнюю часть сепаратора. Каплеулавливающая насадка 10 может быть различной конструкции.

На нефтяных месторождениях наиболее широко используются горизонтальные сепараторы, обладающие рядом преимуществ по сравнению с вертикальными сепараторами. В горизонтальных сепараторах достигается лучшее качество сепарации, они обладают повышенной пропускной способностью, отличаются доступностью внутреннего осмотра, простотой обслуживания и ремонта.

На рис. 5.2. приведены общий вид и разрез горизонтального сепаратора, в котором частицы жидкости оседают под действием как гравитационных, так и инерционных сил.

Рис. 5.1. Общий вид вертикального сепаратора.

1-основная сепарационная секция; 11- осадительная секция; 111- секция сбора нефти; 1Y – каплеуловительная секция. 1- корпус; 2- раздаточный коллектор; 3- поплавок; 4 – дренажная труба;; 5- наклонные плоскости; 6- ввод газожидкостной смеси; 7- регулятор давления; 8 – выход газа; 9- перегородка, выравнивающая скорость газа в жалюзийном каплеуловителе; 10-жалюзийный каплеуловитель; 11- регулятор уровня; 12- сброс нефти; 13- сброс грязи; 14- люк; 15- заглушки; 16- предохранительный клапан.

Данный сепаратор работает следующим образом.

Нефтегазовая смесь, подаваемая в патрубок 1, вначале попадает в диспергатор газа 2, где происходит дробление (диспергирование) нефтегазовой смеси, что приводит к существенному увеличению поверхности контакта нефть-газ, в результате чего происходит интенсивное выделение газа из нефти.

После диспергатора из газа под действием гравитационных сил значительная часть капельной нефти оседает на наклонные плоскости 3, а незначительная часть капельной нефти ее в виде мельчайших капелек уносится основным потоком газа.

Основной поток газа вместе с мельчайшими частицами нефти, с не успевшими осесть под действием силы тяжести, встречает на своем пути жалюзийную насадку 4, в которой происходит прилипание капелек жидкости и дополнительное отделение их от газа; при этом образуется пленка, стекающая в поддон, из которого по трубе 12 она попадает под уровень жидкости сепараторе.

На рис.5.3. показана одна из многих разработок блочной автоматизированной сепарационной установки с предварительным сбросом воды (БАС-1-100). Первая цифра обозначает номер модификации, вторая – объем технологической емкости в м³.

Основное назначение секции предварительного сброса воды сводится к тому, чтобы предотвратить попадание воды в сепараторы-деэмульгаторы (нагреватели) и сэкономить топливо на нагрев этой воды.

Блочная автоматизированная сепарационная установка – БАС работает следующим образом. Нефть, газ и пластовая вода по сборному коллектору 1 поступает в сепарационный отсек 6, в котором установлены три наклонных полки 7, способствующие лучшему отделению газа от жидкости.

Для более эффективного разделения нефти от воды в сборный коллектор 1 через расходомер 2 подается горячая вода с установки УПН.

Рис.5.2. Общий вид и разрез горизонтального сепаратора:

1- ввод газонефтяной смеси; 2- диспергатор; 3 – наклонные плоскости; 4 – жалюзийная насадка-каплеуловитель; 5 – перегородка для выравнивания потока газа; 6 – выход газа; 7 – люк; 8 – регулятор уровня; 9 – поплавковый уровнедержатель; 10 - сброс грязи; 11 – перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 – сливная трубка.

Из отсека 6 нефть вместе с водой (нефтяная эмульсия) перетекает в водоотделительный отсек через распределитель потока 10. Водоотделители и сепарационный отсек 6 разъединены перегородкой 8. Совместное течение нефтяной эмульсии и растворенного газа сначала через распределитель потока 10, а затем через слой воды создает благоприятные условия для разрушения этой эмульсии.

Обезвоженная нефть через верхнюю перфорированную трубу 11, расходомер 14 направляется в выкидную линию 16, ведущую на УПН, а отделившаяся от нефти вода через дренажный патрубок 13, расходомер 14а поступает в выкидную линию 15, ведущую на УПВ. В правом отсеке БАС уровень раздела фаз нефть-вода автоматически поддерживается регулятором уровня 12. Необходимый перепад давления в отсеке 6 поддерживается регулятором уровня 3, который действует на заслонку 4, установленную на газоотводящей линии. БАС имеет датчик предельного уровня 5.

На рис.5.4. приведен общий вид гидроциклонного двухъемкостного сепаратора, которые однако не нашли применения на нефтяных месторождения страны. Принцип их работы следующий.

Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную головку 1, сечение которой в увеличенном масштабе показано на том же рисунке. В гидроциклонной головка за счет центробежной силы газ отделяется от нефти и движутся раздельно как в головке, так и в верхней емкости 2. Нефть по сливной полке 14 самотеком направляется на разбрызгиватель 13, в патрубок 7, а затем на сливную полку 6 и стекает с левой стороны успокоителя уровня 4.

Рис.5.3. Блочная автоматизированная сепарационная установка с предварительным сбросом воды (БАС-1-100):

1 – сборный коллектор; 2, 14 и 14а - соответственно расходомеры горячей воды, нефти и дренажной воды; 3 – регулятор уровня; 4 – заслонка; 5 – датчик предельного уровня; 6 – сепарационный отсек; 7 – наклонные полки; 8 – перегородка; 9 – успокоитель уровня; 10 – распределитель потока; 11 - перфорированная труба; 12 – двухфазный регулятор уровня прямого действия; 13 – дренажный патрубок; 15, 16 - выкидные линии соответственно для воды и нефти.

Рис.5.4. Принципиальная схема двухъемкостного гидроциклонного сепаратора:

1 - гидроциклонная головка; 2, 3 - верхняя и нижняя емкости; 4 – успокоитель уровня; 5, 9 – исполнительные механизмы нефтяной и газовой линии; 6, 14 - сливные полки; 7 - сливной патрубок; 8 – регулятор уровня;; 10 – каплеотбойник жалюзийного типа; 11 – вертикальные и горизонтальные отбойники; 12, 13 – уголковые разбрызгиватели.

Затем нефть перетекает через верхнюю кромку последнего успокоителя, где и накапливается. При достижении уровня определенной величины, срабатывает регулятор уровня 8, приоткрыв исполнительный механизм 5 на нефтяной линии и приоткрыв исполнительный механизм 9 (заслонку) на газовой. Газ проходит в верхней емкости 2 три зоны – 12, 11 и 10, где очищается от капельной жидкости и направляется в газовую линию, ведущую на ГПЗ.

Сепарационные установки НГС широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации, включая горячую сепарацию на последней ступени под вакуумом.

В настоявшее время промышленностью выпускается нормальный рад сепарационных установок на проектную пропускную способность по нефти от 2000 до 30000 т/сутки.

Сепарационная установка - НГС (рис. 5.5) состоит из стальной горизонтальной цилиндрической емкости 1, оснащенной штуцерами для входа продукции 2, выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости на входе нефтегазовой смеси установлено распределительное устройство 3 и наклонные желоба 4 и 5

Рис.5.5. Схема нефтегазового сепаратора типа НГС

Возле штуцера выхода газа установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Аппарат также снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое направление на 90^о, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся от нефти газ сначала проходит вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99%), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа.

Отсепарированная нефть через выходной патрубок 10 снизу сепаратора направляется на следующую ступень сепарации или же в резервуар.

Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан поступает в газосборную сеть.

На рис.5.6. приведена новая конструкция сепаратора НГС, а в табл. 5.1 техническая характеристика сепаратора.

Сепараторы НГС поставляются в комплекте со средствами местной автоматики, а средства управления автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом.

Рис.5.6. Сепаратор нефтегазовый типа НГС

1 – вход нефтегазовой смеси; 2 - вход нефти; 3 – вход газа; 4 – выход газа; 5 – выход нефти; 6 - для очистки; 7 – предохранительный клапан; 8 – дренаж; 9 – датчик уровня; 10 – регулятор уровня; 11 - сигнализатор уровня; 12 - для пропарки; 13 - термометр; 14 - дифманометр; 15 - манометр; 16 – термометр сопротивления; 17 – указатель уровня; 18 – люк-лаз.

Широкое внедрение однотрубных герметизированных систем сбора и подготовки нефти и газа обусловило создание блочных сепарационных установок высокой пропускной способности, обеспечивающих повышенную единичную пропускную способность и высокое качество разделения нефти и газа в условиях пульсирующих потоков нефтегазоводяной смеси в сборных коллекторах.

5.4. Сепарационные установки с предварительным отбором газа УБС

Для отделения нефти от газа созданы сепарационные установки с предварительным отбором газа следующих типоразмеров: УБС-1500/6, УБС-1500/16, УБС-3000/6, УБС-3000/16, УБС-6300/6, УБС-6300/16, УБС-10000/6, УБС-10000/16, УБС-16000/6 и УБС-16000/16. В шифре установок приняты следующие обозначения: УБС - установка блочная сепарационная, первое число - пропускная способность по жидкости (в м³/с); второе – допустимое рабочее давление.

Установки предназначены для отделения нефти от газа на первой ступени сепарации.

Основные технические данные сепарационных установок типа НГС

Таблица 5.1

Внутренний диаметр аппарата Dв, мм
Объемная производ-сть, м³/ч: по нефтеводяной смеси по газу	20 - 100 20700 -74900	45- 225 12800 -	86- 430 62200 -	160 - 800 82900 -	300 -1500 124000 -	450 - 2250 165000 -
Вместимость, м³	6, 3	12, 5
Условное давление, МПа	0, 6; 1, 0; 1, 6; 2, 5; 4, 0; 6, 3.	0, 6; 1, 0; 1, 6; 2, 5; 4, 0
Рабочее давление, МПа	0, 4; 0, 8; 1, 4; 2, 2; 3, 6; 5, 7	0, 4; 0, 8; 1, 4; 2, 2; 3, 6
Температура среды, ^оС	от 0 до 100
Унос жидкости газом, г/м³	до 0, 1
Унос свободного газа жидкостью, %	до 1
Минимальная допустимая температура стенки, ^оС	до минус 60

Процесс сепарации на установке УБС (рис.5.7) разделяется на следующие стадии:

- предварительное разделение и расслоение газожидкостной смеси в конечном участке системы сбора и в депульсаторе 6;

- окончательное разделение жидкости и газа в сепарационной емкости 7;

- очистка газа от капельной жидкости в сепарационной емкости или в отдельном выносном аппарате – каплеотбойнике 2.

Продукция скважин по нефтегазосборному коллектору поступает перед сепаратором на конечный участок трубопровода, диаметр которого выбирается из расчета разрушения пробковой структуры, сглаживания пульсаций расхода и давления.

Рис.5.7. Схема сепарационной установки с предварительным отбором газа

Из конечного участка трубопровода А нефтегазовый поток поступает в депульсатор 6, который состоит из восходящего участка 5 и наклонного 4 в сторону ввода жидкости 1 в сепарационную емкость. На этом участке наклонного трубопровода монтируется газоотводящий коллектор 3 для отбора отделившегося газа и подачи его в каплеотбойник 2 или в газовое пространство сепарационной емкости.

В депульсаторе происходит предварительное отделение газа от жидкости. Жидкость с остаточным газом поступает в сепарационную емкость, где четко выделяются три секции:

- ввода жидкости и газа, служащая для гашения кинетической энергии и распределения по сечению емкости входящих потоков жидкости и газа;

- осаждения и сбора, где происходит завершающий процесс гравитационного разделения как газовой, так и в жидкостной зоне. Секция осаждения и сбора занимает до 60% объема сепарационной емкости;

- отвода жидкости и газа, служащая для отвода продуктов разделения из сепарационной емкости, а также размещения поплавков регулятора уровня и датчиков предельных уровней.

Каплеотбойник 2 монтируется над сепарационной емкостью, что обеспечивает подачу самотеком уловленной в каплеотбойнике жидкости в секцию осаждения и сбора сепарационной емкости.

Техническая характеристика блочных сепарационных установок типа УБС приведена в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Показатели	УБС-16000/6	УБС-10000/6	УБС-6300/6	УБС-3000/6	УБС-1500/6
Пропускная способность по сырью, м³/сутки Рабочее давление, МПа Газовый фактор, м³/т	6 000 0, 6; 1, 6	10 000 0, 6; 1, 6	0, 6; 1, 6	0, 6; 1, 6	0, 6; 1, 6

5.5. Сепарационные установки с предварительным сбросом воды УПС

Данные установкипредназначены для отделения газа от обводненной нефти и сброса свободной пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из аппарата. Установки типа УПС различной модификации выпускаются на рабочее давление 0, 6 и 1, 6 МПа. Выпускаемые на рабочее давление 0, 6 МПа установки типа УПС-3000/6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300/6М можно использовать в качестве сепараторов первой ступени, когда предварительное отделение газа от жидкости осуществляется в депульсаторе перед поступлением продукции в аппарат. Установка типа УПС-10000/6М обычно устанавливается после сепаратора первой ступени, которая может одновременно разделять жидкость на несколько потоков равного расхода.

Автоматизированные установки УПС-3000/6М(16М) и УПС-А6300/6(16) УПС-6300/6М(16М) (рис.5.8) выполнены в моноблоке в виде стального горизонтального цилиндрического аппарата с эллиптическими днищами и состоят из блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управлении.

Блок сепарации и сброса воды глухой сферической перегородкой разделен на два отсека – сепарационный А и отстойный Б. Каждый отсек имеет люк-лаз, предохранительный клапан и дренажные штуцеры.

В сепарационном отсеке для более полной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрена нефтеразливная полка 2. Для равномерного распределения потока в параллельно работающих установках в сепарационных и отстойных отсеках имеются штуцеры для сообщения их по жидкости (в нижней части) и газу (в верхней части).

В отстойном отсеке имеется распределитель 3 жидкости на входе, перфорированная труба для вывода воды 8 и два штуцера 5 и 6 для вывода нефти, позволяющие осуществлять работу установки в режимах полного и неполного заполнения.

На установках УПС-6300 применяется выносной каплеотбойник 4, устанавливаемый над отстойной секцией. Продукция скважин поступает в сепарационный отсек А по штуцеру 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит первичное отделение газа от жидкой фазы. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня отводится в отсек Б, откуда через каплеотбойник 4 и регулятор давления - газовый коллектор.

Водонефтяная эмульсия из отсека А передавливается в отсек Б под действием давления газа, допустимый перепад давления между отсеками А и Б не более 0, 2 МПа. Водонефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек Б через входной распределитель 3. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 8. Предварительно обезвоженная

нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верхней части емкости.

Сепарационные установки с предварительным сбросом воды типа УПС-10 000/6М (16М)используется для сброса свободной пластовой воды из продукции скважин с одновременной сепарацией газа.

Установка УПС-10 000/6М (16М) (рис.5.8) выполнена в виде моноблока из стального горизонтального цилиндрического аппарата с эллиптическими днищами. Аппарат состоит из технологической емкости А с перегородками и каплеотбойниками, площадками для обслуживания, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

Технологическая емкость А разделена перегородками на девять отсеков: два приемных И, два отстойных Б, водосборный Ж и четыре нефтесборных В, Г, Д и Е. Ввод эмульсии осуществляется через устройство, состоящее из штуцера с вертикальной перегородкой 2 и расширяющихся сопел с направляющими ребрами 3.

Для увеличения зеркала жидкости с целью дополнительной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрены две нефтеразливные полки 4, имеющие уклон в сторону днищ аппарата. Для вывода газа в газовый коллектор наверху аппарата имеется люк, в крышку которого вмонтирован сетчатый каплеотбойник 1.

В водосборном отсеке Ж имеется штуцер для регулятора уровней «нефть-газ» и «нефть-вода». Там же, в нижней части аппарата, смонтирован штуцер 6 для отбора воды. В нефтесборных отсеках имеются штуцеры для вывода нефти 7.

При работе установки на 11 ступени сепарации продукция поступает в технологическую емкость по стабилизатору потока. Отделившийся газ по вертикальному стояку подается под каплеотбойник.

Рис.5.8. Принципиальная схема установок УПС-3000 и УПС-6300

При работе установки на 1 ступени сепарации предусматривается узел предварительного отбора газа депульсатор (рис.5.9),

После стабилизатора потока или в депульсаторе нефтяная эмульсия поступает в штуцер 2 для ввода жидкости в аппарат, который делит поток не две приблизительно равные части.

Раздельные потоки через распределители с направляющими ребрами 3 поступают на нефтеразливные полки, где происходит дополнительная сепарация газа и нефти.

Далее продукция стекает в приемные отсеки И. Свободная вода, оседая через низ перегородки, поступает в отстойные отсеки Б. Эмульсия через окна в перегородках 5, так же попадает в отсеки Б, где происходит гравитационный отстой.

Отстоявшаяся эмульсия через V- образные щели переливается в четыре нефтесборных отсека В, Г, Д и Е, откуда при помощи регуляторов уровня поступает на установку подготовки нефти. Отделившаяся свободная вода направляется в водосборный отсек Ж, откуда посредством регулятора межфазного уровня «вода-нефть» сбрасывается на установку по подготовке воды.

Техническая характеристика установки УПС-10 000/6М приведена ниже

Пропускная способность по сырью, м³/сутки - 10 000

Давление рабочее, МПа - 0, 6

Газовый фактор, м³/т - 20 – 120

Массовое содержание воды в сырье, % - до 90

Массовое содержание воды в выходящей из установки нефти, % до 30

Температура рабочей среды, ^оС до 50

Рис. 5.8а Установка УПС-10 000/6М (16М)

Рис.5.9. Узел предварительного отбора газа (депульсатор):

1 – разделительный трубопровод; 2 – газоотводящие патрубки; 3 – газосборный коллектор; 4 – подвижные зонды; 5 – газопровод; 6 – патрубок сброса воды; 7 – конечный участок подводящего коллектора; 8 - отвод газа в сепаратор; 9 – сброс жидкости в канализацию.

⇐ Предыдущая 5 6 7 8 91011 12 13 14 Следующая ⇒