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: