SU1648531A1

SU1648531A1 - Well production separation unit

Info

Publication number: SU1648531A1
Application number: SU894690366A
Authority: SU
Inventors: Валентин Петрович Тронов; Владимир Павлович Метельков; Алексей Николаевич Шаталов
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1989-05-11
Filing date: 1989-05-11
Publication date: 1991-05-15

Abstract

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам сепарации продукции скважин, и может быть использовано при подготовке продукции скважин на промыслах в услови х холодного климата. Целью изобретени вл етс повышение надежности эксплуатации в услови х холодного климата. Установка содержит сепаратор 1, соединенный газопроводом 2, на котором установлен регулирующий клапан 3, с компрессорной станцией 4 и содержащий регул тор уровн 5 с клапаном 8, расположенным на отвод щем трубопроводе 7, который через счетчик нефти 8 подключен к резервуару 9, систему улавливани легких фракций (УЛФ), включающую соединенную трубопроводом 10 с резервуаром 9 буферную емкость 11, компрессор 12с нагнетательным трубопроводом 13, подключенным к газопроводу 2, и насос 14, соединенный трубопроводом 15с буферной емкостью 11, на которой установлен дополнительный датчик давлени 16, соединенный с регулирующим клапаном 3. Резервуар снабжен отвод щими трубопроводами воды 17 и нефти 18. На резервуаре 9 и буферной емкости 11 установлены датчики 19 давлени отключени компрессора 12. Аварийный выход газа из резервуара 9 осуществл етс через дыхательный клапан 20. 1 ил. ЁThe invention relates to the oil industry, in particular to installations for the separation of production of wells, and can be used in the preparation of production of wells in fields in cold climates. The aim of the invention is to increase the reliability of operation in cold climates. The installation contains a separator 1 connected by a gas pipeline 2, on which a control valve 3 is installed, with a compressor station 4 and containing a level regulator 5 with a valve 8 located on a discharge pipe 7, which is connected to a tank 9 through an oil meter 8 fractions (ULF), which includes a buffer tank 11 connected to the tank 9, a compressor 12c by a pressure pipe 13 connected to the gas pipeline 2, and a pump 14 connected by a pipeline 15c to the buffer tank 11, in which An additional pressure sensor 16 is installed, which is connected to a control valve 3. The tank is equipped with water and oil supply lines 17 and 18. Oil tank 18 pressure sensors 19 are installed on tank 9 and buffer tank 11. Emergency gas outlet from tank 9 is provided through breathing valve 20 .1 il. Yo

Description

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам сепарации продукции скважин, и может быть использовано при подготовке продукции скважин на промыслах в услови х холодного климата.The invention relates to the oil industry, in particular to installations for the separation of production of wells, and can be used in the preparation of production of wells in fields in cold climates.

Целью изобретени вл етс повышение надежности эксплуатации в услови х холодного климата.The aim of the invention is to increase the reliability of operation in cold climates.

На чертеже представлена принципиальна схема предлагаемой установки.The drawing shows a schematic diagram of the proposed installation.

Установка содержит сепаратор 1, соединенный газопроводом 2, на котором установлен регулирующий клапан 3, с компрессорной станцией 4 и содержащий регул тор 5 уровн с клапаном 6, расположенным на отвод щем трубопроводе 7, который через счетчик 8 нефти подключен к резервуару 9, систему улавливани легких Фракций (УЛФ), включающую соединенную трубопроводом 10 с резервуаром 9 буферную емкость 11, компрессор 12 с нагнетательным трубопроводом 13, подключенным к газопроводу 2, и насос 14, соединенный трубопроводом 15с буферной емкостью 11, на которой установлен дополнительный датчик 16 давлени , v-оединенный с регулирующим клапаном 3. Резервуар снабжен отвод щими трубопроводами воды 17 и нефти 18. На резервуаре 9 и буферной емкости 11 установлены датчики 19 давлени отключени компрессора 12. Аварийный выход газа из резервуара 9 осуществл етс через дыхательный клапан 20The installation contains a separator 1 connected by a gas pipeline 2, on which a control valve 3 is installed, with a compressor station 4 and containing a level 5 regulator with a valve 6 located on a discharge pipe 7, which is connected to a reservoir 9 through an oil meter 8 Fractions (ULF), which includes a buffer tank 11 connected to tank 9, a compressor 12 with a discharge pipe 13 connected to gas line 2, and a pump 14 connected by pipeline 15c to a buffer tank 11, where An additional pressure sensor 16, v-connected with control valve 3, is added. The tank is equipped with discharge lines for water 17 and oil 18. Tank 19 and compressor shut-down pressure sensors 19 are installed at tank 9 and buffer tank 11. Emergency release of gas from tank 9 is carried out through the breathing chamber valve 20

ОABOUT

|ь| ь

00 СЛ СО00 SL SO

Установка работает следующим образом .The installation works as follows.

Продукци скважин в виде газоводо- нефт ной смеси поступает в сепаратор 1, где при давлении ,11 - 0,15 МПа происходит отделение газа от нефти. Газ по газопроводу 2 через регулирующий клапан 3 направл етс на компрессорную станцию 4 и далее потребителю, а обводненна нефть с остаточным газосодержанием в виде растворенного газа и мелких пузырьков через клапан 6 регул тора 5 уровн , который обеспечивает стабильный уровень нефти в сепараторе , поступает в отвод щий трубопровод 7 и через счетчик 8 нефти в резервуар 9, где происходит окончательное отделение газа от нефти, сброс воды по трубопроводу 17 и отвод нефти по трубопроводу 18. Легкие фракции нефти из резервуара 9 по трубопроводу 10 поступают в буферную емкость 11 системы УЛФ. При достижении в резервуаре 9 максимально допустимого давлени Па включаетс компрессор 12, который отсасывает из буферной емкости газ и нагнетает его по трубопроводу 13 в газопровод 2, по которому он совместно с газом, выделившимс в сепараторе 1, поступает на прием компрессорной станции 4. В процессе отбора легких фракций из буферной емкости 11 и резервуара 9 давление в них падает и при достижении значени 800 Па срабатывает установленный на буферной емкости 11 дополнительный датчик 16 давлени , от которого поступает сигнал на прикрытие регулирующего клапана 3. При этом давление в сепараторе 1 повышаетс , что ведет к увеличению расхода нефти из него в резервуар 9 и снижению уровн нефти в сепараторе. Восстановление исходного уровн осуществл етс прикрытием клапана 6 регул тора 5 уровн . При повышении давлени в сепараторе 1 уменьшаетс количество выделившегос в нем из нефти газа, газосодержание нефти, поступающей в резервуар 9, возрастает, что обеспечивает повышение выделени газа в резервуаре (увеличение давлени сепарации на 0,01 МПа обеспечивает повышение выхода газа из нефти в резервуаре на 0,3- 0,5м /мЗнефти и наоборо), рост давлени в нем и буферной емкости 11 до исходного Рр 1000 Па и открытие клапана 3. При продолжающемс снижениии давлени в резервуаре 9 и буферной емкости 11 ниже 800 Па осуществл етс передача сигналов( при ,500,400 Па ) от датчика 16 давлени регулирующему клапана 3, дальнейшее егоProduction of wells in the form of a gas-oil mixture enters the separator 1, where, at a pressure of 11–0.15 MPa, gas is separated from oil. Gas through pipeline 2 through regulating valve 3 is directed to compressor station 4 and further to consumer, and watered oil with residual gas content in the form of dissolved gas and small bubbles through valve 6 of level regulator 5, which ensures a stable level of oil in the separator, enters the outlet pipeline 7 and through the oil meter 8 to tank 9, where the final separation of gas from oil occurs, water is discharged through pipeline 17 and oil is discharged through pipeline 18. Light fractions of oil from tank 9 through pipeline 10 arrive in buffer capacity 11 of the ULF system. When the maximum permissible pressure Pa is reached in the tank 9, the compressor 12 is turned on, which sucks gas from the buffer tank and injects it through pipeline 13 into the gas pipeline 2, through which it, together with the gas released in separator 1, enters the intake of compressor station 4. In the process selection of light fractions from the buffer tank 11 and the tank 9, the pressure in them drops and when the value reaches 800 Pa, an additional pressure sensor 16 installed on the buffer tank 11 is activated, which sends a signal to cover the regulator lating valve 3. The pressure in the separator 1 increases, leading to increased oil flow therefrom into the reservoir 9 and reducing the oil level in the separator. The restoration of the initial level is carried out by covering the valve 6 of the level 5 regulator. With increasing pressure in separator 1, the amount of gas released from oil decreases, the gas content of oil entering tank 9 increases, which increases gas release in the tank (an increase in separation pressure of 0.01 MPa provides an increase in gas output from oil in the tank 0.3-0.5 m / m3 of oil and vice versa), the pressure in it and the buffer tank 11 increase to the original Pp 1000 Pa and the valve 3 is opened. With the continued decrease in pressure in the tank 9 and the buffer tank 11 below 800 Pa, signals are transmitted ( etc and 500,400 Pa) from pressure sensor 16 to control valve 3, further

прикрытие и возрастание давлени в сепа раторе 1.При повышении давлени в резервуаре 9 и буферной емкости 11 выше , 500, 600, 800 Па по сигналам отcover and increase in pressure in separator 1. When the pressure in reservoir 9 and buffer tank 11 is increased, above, 500, 600, 800 Pa, according to signals from

датчика 16 давлени происходит открытие регулирующего клапана 3 и уменьшение давлени в сепараторе 1. При установившемс газовыделении в резервуаре 9, соответствующем максимально допустимомуThe pressure sensor 16 opens the control valve 3 and the pressure in the separator 1 decreases. At steady-state gas evolution in the tank 9, corresponding to the maximum

рабочему давлению в нем и производительности компрессора 12, цикл прикрытие - открытие клапана 3 осуществл етс в небольшом диапазоне изменени его проходного сечени и давлений в сепараторе 1 иthe working pressure in it and the performance of the compressor 12, the cover cycle - the opening of the valve 3 is carried out in a small range of variation of its flow area and pressure in the separator 1 and

резеовуаре 9. Расход газа через клапан 3 приобретает посто нное оптимальное значение и осуществл етс непрерывно, что исключает возникновение застойных зон вокруг него, образование и выпадение в нем9. The gas flow through the valve 3 acquires a constant optimal value and is carried out continuously, which eliminates the occurrence of stagnant zones around it, the formation and precipitation in it

гидратов. В случае снижени давлени в резервуаре 9 и буферной емкости 11 до 100 Па происходит остановка компрессора 12 по сигналу от датчиков 19. Откачка конденсата из буферной емкости 11 осуществл етс поhydrates. In the case of a decrease in pressure in the tank 9 and the buffer tank 11 to 100 Pa, the compressor 12 is stopped according to a signal from the sensors 19. The pumping of the condensate from the buffer tank 11 is carried out by

трубопроводу 15 насосом 14. Аварийный выход газа из резервуара 9 осуществл етс через дыхательный клапан 20.the pipeline 15 by the pump 14. The emergency release of gas from the tank 9 is carried out through the breathing valve 20.

При одинаковой производительности известной и предлагаемой установок по отбираемому газу число срывов работы в год на предлагаемой установке снижаетс до минимума 2-3 раза против 72 - 85 раз в год на известной. Врем просто установки в год (отогрев клапана, пуск компрессора) сокращаетс в 50 раз (дл известной установки 250 - 370 ч, дл предлагаемой 5 - 7 ч).With the same performance of the known and proposed installations for the selected gas, the number of failures per year at the proposed installation is reduced to a minimum of 2-3 times compared to 72 - 85 times a year at the known. The installation time per year (valve warm-up, compressor start-up) is reduced by 50 times (for a known installation of 250 - 370 hours, for a proposed installation of 5 - 7 hours).

Технико-экономическа эффективность предлагаемой установки сепарации продукции скважин складываетс за счет повышени надежности ее эксплуатации в холодное врем года на 95%.The technical and economic efficiency of the proposed well production separation facility is added up by increasing the reliability of its operation during the cold season by 95%.

Claims

Claims An installation for separating production of wells, comprising a separator with a gas pipeline, tanks, a system for collecting light fractions, including a buffer tank, a compressor, a pump, supply and discharge pipelines, a pressure sensor and

A control valve, characterized in that, in order to increase the reliability of operation in cold climates, it is equipped with an additional pressure sensor located on the buffer tank and a control valve installed on the gas pipeline and connected to an additional pressure sensor.

.one

V

F