2015-06-04
6876
Широкое внедрение однотрубных герметизированных систем сбора и подготовки нефти и газа обусловило создание блочных сепарационных установок высокой пропускной способности, обеспечивающих высокое качество разделение нефти и газа в условиях пульсирующих потоков нефтегазовой смеси в сборных коллекторах.
Для удовлетворения этих требований 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 (в м3/с); второе – допустимое рабочее давление.
Установки предназначены для отделения нефти от газа на первой ступени сепарации. Процесс сепарации на установке УБС (рис.11.5) 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.
 |
Рис. 11.5. Сепарационная установка с предварительным отбором газа типа УБС
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.
Из конечного участка трубопровода 1 нефтегазовый поток поступает в депульсатор 6, который состоит из восходящего участка 5 и наклонного 4 в сторону ввода жидкости1 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 сбор, где происходит завершающий процесс гравитационного разделения как газовой, так и в жидкостной зоне;
- 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.11.3
Таблица 11.3
| 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 Габаритные размеры, мм: длина ширина высота Условные диаметры штуцеров ,мм Вход продукции А Выход нефти В Выход газа Масса, кг | 6 000 0,6; 1,6 20 500 35 200 | 10 000 0,6; 1,6 21 000 | 0,6; 1,6 21 000 | 0,6; 1,6 21 000 | 0,6; 1,6 10 500 |
Сепарационные установки с предварительным сбросом воды УПС предназначены 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 типаУПС-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 и УПС-6300 (рис.11.6) 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.
 |
Рис.11.6. Принципиальная схема установок типа УПС-3000 и УПС-6300
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.11.7) 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. При работе установки на 1 ступени сепарации предусматривается узел предварительного отбора газа (депульсатор), рис.3.14.
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
Среда (нефтегазовая эмульсия) коррозионная
Температура рабочей среды, оС до 50
Габаритные размеры, мм 18 400 х 6 550 х 6 135
Сухая масса, кг 42 000
Сепарационные установки с насосной откачкой типа БН предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти от газа, дальнейшего раздельного транспортирования нефти центробежными насосами и выделившегося газа давлением сепарации.
Разработаны 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-500 21; от БН-1000-12 до БН-1000-31; от БН-2000-13 до БН-2000-26, отличающиеся между собой подачей и давлением нагнетания насосных агрегатов.
В шифре установок приняты следующие обозначения: БН – блочная насосная; первая цифра – подача насоса по жидкости (м3/сут); вторая цифра – давление нагнетания.
Из перечисленных блоков компонуются дожимные насосные станции подачей 500; 1000; 2000 м3/сутки. В случае необходимости дожимные насосные станции комплектуются из нескольких технологических блоков, которые работают, параллельно обеспечивая необходимую подачу жидкости.
 |
Рис.11.8 Принципиальная схема установки БН
Насосная станция типа БН (рис.11.8) состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа.
Технологический блок состоит из двухточного гидроциклона 2, технологической емкости 3, регулятора подачи насосов 4, автомата откачки 5, регулятора уровня 6, центробежных насосов 8 с электродвигателями 9, отсекающих клапанов 1 и 7, счетчика 10, а также технологической обвязки арматуры и гидравлической системы управления.
Технологический блок имеет два двухточных гидроциклона, с подачей по жидкости до 1500 м3/ч с газовым фактором до 120 м3/м3.
Емкость технологического блока, вместимостью 20 м3 выполняет функции дополнительного сепаратора, буфера перед насосами и отстойниками. Емкость вертикальными перегородками разделена на две части. Первый, малый отсек А служит для задержания механических примесей, пены. Большой отсек Б емкости служит основным буфером перед насосами и дополнительным сепаратором.
Нефтегазовый поток по сборному коллектору 1 поступает в два двухточных гидроциклона, где происходит отделение газообразной фракции от жидкости под действием центробежной силы, которую приобретает тангенциально вводимый поток газонефтяной смеси. Жидкость, имеющая большую плотность, под действием этой силы, прижимается к стенке и стекает по ней в малый отсек А.
Далее нефть из емкости через приемные патрубки откачивается насосами в напорный нефтепровод.
Газ, отделившийся в гидроциклонном сепараторе, через верхний патрубок поступает в большой отсек Б технологической емкости, где происходит отделение капель жидкости от газа, а затем поступает в газосборный коллектор и под давлением сепарации транспортируется потребителю.
На технологической емкости смонтирован предохранительный клапан, который срабатывает при повышении давления в емкости более 0,9 МПа. При срабатывании предохранительного клапана газ отводится на факел.
Техническая характеристика технологических блоков типа БН
таблица 11.6.
| Показатели | БН- 500 | БН-1000 | БН-2000 |
| Номинальная подача, м3/сутки Давление сепарации, МПа Давление нагнетания насосов, МПа Газовый фактор, м3/м3 Рабочая среда Температура среды, оС Марка насосов Масса, кг: открытого исполнения; закрытогоисполнение | до 0,6 0,9-2,1 до 120 сырая нефть, растворенный газ от +5 до +50 3МС-10 13 200 15 200 | до 0,6 1,2 – 3,1 до 120 сырая нефть, растворенный газ от +5 до +50 4МС-10 14 020 16 020 | до 0,6 1,3 – 2,6 до 120 сырая нефть, растворенный газ от +5 до +50 5МС-10 16 000 18 000 |
