156
проводов, необходимое давление в начале нефтепроводов опреде-
ляют в результате проведения гидравлических расчетов. Диаметры
труб для сборных трубопроводов на участках от скважин до сепа-
рационных установок первой ступени и ДНС не превышают 300 мм,
диаметры нефтесборных коллекторов (от
ДНС до центральных
пунктов сбора) могут достигать 500–700 мм.
Установки по измерению дебитов размещаются вблизи сква-
жин (десятки, сотни метров). Расход отсепарированной жидкости
может измеряться с помощью расходомера ТОР-1. Он состоит из
турбинного счетчика жидкости и блока индикации для выдачи по-
казаний на месте и передачи ее на расстояние. Принцип действия
счетчика основан на измерении
числа оборотов крыльчатки, обте-
каемой потоком жидкости, расход которой измеряется.
Автоматический замер продукции скважин обеспечивается
с помощью технологических схем «Спутник» различных модифи-
каций. В конструкции предусмотрены автоматическое переключе-
ние скважин на замер и определение их дебита. Они снабжены ав-
томатическим влагомером, непрерывно определяющим содержание
воды и нефти, а также количество отсепарированного газа.
В настоящее время применяются в основном автоматизирован-
ные групповые или индивидуальные установки. Измеряются объ-
емный или массовый расход жидкости (нефть+вода),
объемный
расход газа. При измерении объемного расхода продукция измеря-
емой скважины предварительно разделяется на фазы (газ и жид-
кость).
Одним из первых этапов обработки является отделение пла-
стовой жидкости от газа или газа от конденсата при помощи сепа-
раторов. Эффективность работы сепаратора определяется содержа-
нием газа в жидкости,
выходящей из сепаратора, и содержанием
жидкости в газе, отводимом в трубопровод для сбора газа. По прин-
ципу работы сепараторы можно разделить на гравитационные, цен-
тробежные и химические (адсорбционные). На промыслах исполь-
зуются горизонтальные и вертикальные конструкции сепараторов.
Обычно сепараторы состоят из четырех секций. В основной секции
происходит выделение наибольшей доли газа; в осадительной сек-
ции выделяются пузырьки газа, вышедшие из основной секции; пе-
157
ред выводом из сепаратора нефть собирается в отдельной каплеуло-
вительной секции, где происходит
улавливание капель жидкости,
уносимых газом из сепаратора.
В вертикальном сепараторе (рис. 8.3) фазы разделяются за счет
сил гравитации. Нефтегазовая смесь попадает в основную секцию
I по патрубку
1
к раздаточному коллектору
2
, снабженному по об-
разующей цилиндра щелью.
Рис. 8.3. Устройство вертикального сепаратора:
1
– ввод продукции скважин;
2
– раздаточный
коллектор;
3
– регулятор
уровня;
4
– каплеуловительная насадка;
5
– предохранительный клапан;
6
– наклонные плоскости;
7
– датчик регулятора уровня поплавкового типа;
158
8
– исполнительный механизм;
9
– патрубок;
10
– предохранительные
перегородки;
11
– водомерное стекло;
12
– кран;
13
– дренажная трубка
Вытекающая из щели плоской струей смесь попадает на ряд
наклонных плоскостей
6
. Стекая по ним,
жидкость дегазируется,
поскольку пузырьки газа поднимаются через тонкий слой жидкости.
В верхней части сепаратора располагается каплеуловительная
секция IV, состоящая из насадок
4
, имеющих форму жалюзи. Поток
газа, проходя по каналам, образованным деталями
4
, непрерывно
меняет свое направление, в силу чего капли жидкости, обладающие
большей инерцией, ударяются о жалюзи и стекают в поддон, а от-
туда по дренажной трубке
13
в секцию сбора нефти III. Секция сбо-
ра нефти объединена с осадительной секцией II, и в ней происходит
выделение пузырьков газа, не успевшего выделиться на наклонных
плоскостях [13].
В нижней части корпуса сепаратора
установлен регулятор
уровня
7
,
8
, обеспечивающий постоянную высоту слоя жидкости и
не допускающий, таким образом, прорыва газа в линию сбора
нефти. Для удаления отстоя, состоящего из песка, окалины, сточной
воды, механических примесей и т.п., осаждающегося внизу корпу-
са, имеется трубопровод
9
.
Сепарационные установки первой
ступени размещаются на
расстояниях до 1–2 и более километров от скважин. Отделяемый в
сепараторах газ по газопроводам направляется к газокомпрессорной
станции (ГКС), жидкость транспортируется на ЦСП (центральный
сборный пункт), где от нее отделяется оставшийся газ (вторая сту-
пень сепарации). При значительных расстояниях до ЦСП (километ-
ры, десятки километров) после сепарационной установки первой
ступени размещается ДНС. Газ из сепараторов второй ступени
направляется к ГКС, жидкость – к установке по подготовке нефти.
Система сбора продукции скважин может включать специаль-
ные емкости для сбора и временного хранения нефти в виде верти-
кальных цилиндрических стальных резервуаров (РВС) объемом до
3; 5; 10 и более тыс. м
3
.
Достарыңызбен бөлісу: