SU1662613A1

SU1662613A1 - Установка сепарации продукции скважин

Info

Publication number: SU1662613A1
Application number: SU894705805A
Authority: SU
Inventors: Валентин Петрович Тронов; Алексей Николаевич Шаталов; Владимир Павлович Метельков; Люция Михайловна Калинина
Original assignee: Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности
Priority date: 1989-06-15
Filing date: 1989-06-15
Publication date: 1991-07-15

Abstract

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при подготовке продукции скважин на промыслах в услови х холодного климата. Цель изобретени - повышение надежности эксплуатации в услови х холодного климата. Установка содержит подвод щий трубопровод 1, сепаратор 2, соединенный газопроводом 3 через сборный газопровод 4 с компрессорной станцией и трубопроводом 5 через счетчик нефти 6 с резервуаром 7, дополнительный трубопровод 8, соедин ющий подвод щий трубопровод 1 с трубопроводом 5, регулирующий клапан 9, установленный на дополнительном трубопроводе 8, систему улавливани легких фракций /УЛФ/, включающую соединенную трубопроводом 10 с резервуаром 7 буферную емкость 11, компрессор 12 с нагнетательным трубопроводом 13, подключенным к сборному газопроводу 4, и насос 14, соединенный трубопроводом 15 с буферной емкостью 11, на которой установлен датчик давлени 16, соединенный с регулирующим клапаном 9. На резервуаре 7 и буферной емкости 11 установлены датчики давлени 17 и 18 отключени компрессора 12. Аварийный выход газа из резервуара осуществл етс через дыхательный клапан 19. Кроме того, резервуар снабжен отвод щими трубопроводами воды 20 и нефти 21. 1 ил.

Description

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, а именно к установкам сепарации продукции скважин, и может быть использовано при подготовке продукции скважин на промыслах в услови х холодного климата

Цель изобретени - повышение надежности эксплуатации в услови х холодного климата.

На чертеже представлена принципиальна схема предлагаемой установки.

Установка содержит подвод щий трубопровод 1, сепаратор 2, соединенный газопроводом 3 через сборный газопровод 4 с компрессорной станцией и трубопроводом 5 через счетчик нефти 6 с резервуаром 7,

дополнительный трубопровод 8, соедин ющий подвод щий трубопровод 1 с трубопроводом 5, регулирующий клапан 9 установленный на дополнительном трубопроводе 8, систему улавливани легких фракций (УЛФ), включающую соединенную трубопроводом 1 с резервуаром 7 буферную емкость 11, компрессор 12 с нагнетательным трубопроводом 13, подключенным к сборному газопроводу 4, и насос 14, соединенный трубопроводом 15 с буферной емкостью 11, на которой установлен датчик давлени 16, соединенный с регулирующим клапаном 9 На резервуаре 7 и буферной емкости 11 установлены датчики давлени 17 и 18 отключени компрессора 12 Аварийо о ю о

со

ный выход газа из резервуара осуществл етс через дыхательный клапан 19. Кроме того, резервуар снабжен отвод щими трубопроводами воды 20 и нефти 21.

Установка работает следующим образом .

Газоводонефт на смесь по подвод щему трубопроводу 1 поступает в сепаратор 2, где происходит отделение газа от нефти. Газ по газопроводу 3 поступает в сборный газопровод 4 и далее на компрессорную станцию, а обводненна нефть с остаточным содержанием газа по трубопроводу 5 через счетчик нефти б поступает в резервуар 7, где происходит окончательное отделение газа от нефти, сброс воды по трубопроводу 20 и отвод нефти по трубопроводу 21. Легкие фракции нефти из резервуара 7 по трубопроводу 10 поступают в буферную емкость 11 системы УЛФ. По достижении в резервуаре 7 максимально допустимого давлени включаетс компрессор 12, который откачивает из буферной емкости газ и нагнетает его по трубопроводу 13 в сборный газопровод 4, по которому он совместно с газом, выделившимс в сепараторе 2, поступает на прием компрессорной станции. В процессе отбора легких фракций из буферной емкости 11 и резервуара 7 давление в них падает вслед- ствии несоответстви производительности компрессора объемным скорост м выхода газовой фазы из нефти в резервуаре, и по достижении определенного значени срабатывает датчик давлени 16, установленный на буферной емкости 11, от которого сигнал поступает на открытие регулирующего клапана 9, и газонасыщенна водо- нефт на смесь поступает по трубопроводу 8 в резервуар 7, гдег дополнительно происходит выделение газа, в результате давление в резервуаре повышаетс . В случае же продолжающегос уменьшени давлени в резервуаре, обусловленного недостаточным объемом выделившегос из нефти газа, повторно осуществл етс передача сигнала or датчика 16 на дальнейшее открытие клапана 9 и увеличение расхода газонасыщенной водонефт ной смеси в резервуар 7. При возрастании давлени в резервуаре 7 и буферной емкости 11 происходит прикрытие клапана 9 и уменьшение поступлени газо- водонефт нои смеси в резервуар 7, При установившихс газовыделении в резервуар 7, соответствующем максимально допустимому рабочему давлению в нем, и производительности компрессора 12 цикл прикрытие-открытие клапана 9 осуществл етс в небольшом диапазоне изменени его проходного сечени и давлений в резервуаре и буферной емкости. Расход газоводо- нефт ной смеси через клапан 9 приобретает посто нное оптимальное значение и осуществл етс непрерывно, что полностью гарантирует стабильность работы установки в целом. Подача незначительной части газо- водонефт ной смеси, мину сепаратор 2, в резервуар 7 совершенно не сказываетс на эффективности работа сепаратора, так как

рабочие параметры процесса сепарации не измен ютс и качество сепарации остаетс на прежнем уровне. Благодар поступлению газонасыщенной нефти в резервуар 7 по дополнительному трубопроводу 8 через

регулирующий клапан 9 опасность образовани , накоплени гидратов и закупорка ими проходного сечени клапана исключаетс , поскольку при прохождении газожидкостных смесей через сужающие устройства

процесс выпадени гидратов вообще невозможен .

В случае непредвиденного снижени давлени в резервуаре и буферной емкости происходит остановка компрессора по сигналу от датчиков 17 и 18. Откачка конденсата из буферной емкости 11 осуществл етс по трубопроводу 15 насосом 1.

При одинаковой производительности установок по отбираемому газу срыв работы

предлагаемой установки вообще отсутствует и обеспечиваетс надежность ее эксплуатации в зимний период, так как исключаетс образование и выпадение гидратов . Врем просто предлагаемой установки св зано лишь с меропри ти ми по ее ремонту и обслуживанию (например, замене масла) и составл ет 2-3 ч против 250-370 ч в год по известной установке.

40

Claims

Формула изобретени

Установка сепарации продукции скважин , содержаща подвод щий трубопровод , сепаратор с газопроводом, соединенный трубопроводом с резервуаром , датчик давлени , регулирующий клапаН|

и систему улавливани легких фракций, включающую буферную емкость, компрессор и насос, отличающа с тем, что,

с целью повышени надежности эксплуатации в услови х холодного климата, она снабжена дополнительным трубопроводом соедин ющим между собой подвод щий трубопровод и трубопровод, соедин ющий

сепаратор с резервуаром, и дополнительным датчиком давлени , расположенным на буферной емкости, а регулирующий клапан установлен на дополнительном трубопроводе и соединен с дополнительным датчиком давлени .