Характеристика элементов системы сбора

 
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
. 

жүктеу/скачать 2,71 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: