Отчет Сепарационные установки НГСВ. Отчет НИР Сепарационные установки НГСВМ. 1. Характеристика оборудования 5 Патентный поиск 12

Название	1. Характеристика оборудования 5 Патентный поиск 12
Анкор	Отчет Сепарационные установки НГСВ
Дата	12.05.2021
Размер	1.15 Mb.
Формат файла
Имя файла	Отчет НИР Сепарационные установки НГСВМ.docx
Тип	Реферат #204013

ТИТУЛЬНЫЙ ЛИСТ

Содержание

Введение 3

1. Характеристика оборудования 5

2. Патентный поиск 12

3. Литературный обзор 23

Заключение 25

Введение

Особенностью разработки основных нефтяных месторождений России в последние годы является снижение добычи нефти и нефтяного газа, сопровождающееся прогрессирующим обводнением продукции скважин во времени. Для сохранения высокого уровня добычи нефти в разработку вовлекаются краевые части залежей вязких пенистых нефтей, обработка которых в общем объеме добываемой продукции вызывает определенные осложнения в работе нефтепромыслового оборудования, в частности установок первичной и концевой сепарации. В этих условиях для обеспечения требуемого качества разделения и достижения необходимой производительности объектов сепарации неизбежно использование большого числа дорогостоящих аппаратов значительного суммарного объема, что увеличивает металлоемкость этих объектов.

В связи с постоянным снижением добычи попутного газа все в большей степени уменьшается загруженность существующих компрессорных станций (КС), осуществляющих перекачку низконапорного нефтяного газа. Дозагрузка промысловых КС газом высокого давления ведет к нерациональному использованию мощностей компрессоров и неоправданно излишним энергетическим затратам. Замена существующих компрессоров на машины меньшей производительности является, как правило, временной мерой и не исключает необходимости использования их подпитки от сторонних источников.

С герметизацией промысловых резервуарных парков с помощью сепарационных установок типа НГСВМ решена важная задача сокращения потерь газообразных углеводородов из резервуаров, но в целом это пока не изменило технологии ступенчатой сепарации нефти и утилизации низконапорного нефтяного газа. Более того, двухступенчатое компримирование легких фракций, отбираемых из резервуаров, установкой НГСВМ, а затем существующей КС также нельзя признать рациональным с точки зрения эксплуатационных затрат.

Несмотря на это, именно с внедрением установок НГСВМ появилась реальная возможность совершенствования технологических схем сепарации и утилизации низконапорного нефтяного газа за счет более полного использования единицы мощности и объема существующего технологического оборудования на основе совместимых по времени и режиму процессов. Поэтому исследования, позволяющие реализовать эту возможность, и разработка мероприятий, направленных на решение вышеуказанных проблем, представляются весьма актуальными.

1. Характеристика оборудования

Нефтегазовые сепараторы со сбросом пластовой воды модернизированные (НГСВМ) предназначены для разделения продукции скважин на нефть, газ и воду.

Таблица 1. Технические характеристики сепарационной установки типа НГСВМ

Схема НГСВМ представлена на рисунке 1.

Рис. 1. Схема НГСВМ

Таблица 2. Обозначения рисунка 1

Al	Вход продукта	П1	Для сигнализатора уровня
Б1	Выход газа	Х1,2	Люк-лаз
Bl	Выход воды	Ф1,2	Для зачистки
Г1	Выход нефти	И1	Для датчика уровня
El	Для СППК	Л1.2	Для уровнемерной колонки
Hl,2	Для сигнализатора уровня	Р1	Для манометра
Д1,2	Дренаж	Т1	Для термометра
Я1	Для уровнемера воды	У1	Для датчика температуры
Kl	Для загрузки колец	Ю1	Для пробоотборника
C1	Для датчика давления

В трехфазных сепараторах НГСВМ модернизированы следующие конструкции и узлы:

- входной узел распределения газожидкостной смеси;

- перегородки из просечновытяжного листа;

- узел перелива нефти в нефтяной отсек;

- встроенная замерная колонка для установки датчика измерения уровня раздела жидкости «нефть-вода»;

- коалесцирующее устройство для улучшения процесса разделения жидкости на нефть и воду.

НГСВМ, предназначенные для рабочей среды с содержанием коррозионноактивных компонентов (в т.ч. сероводорода), комплектуются внутренними устройствами, изготовленными из нержавеющей стали или полимерных материалов.

НГСВМ выпускаются двух типов:

- тип I – для легких и средних нефтей;

- тип II – для тяжелых нефтей.

Для обеспечения надежности и долговечности предусматривается термообработка и внутреннее антикоррозионное покрытие. Обозначение Система автоматизации обеспечивает измерение, контроль и архивирование следующих технологических параметров: температуры, давления, уровня раздела фаз, уровня нефти.

Пример условного обозначения НГСВМ с системой автоматизации при заказе и других документах:

Сепаратор НГСВМ-А 50-1,6-Т-И-П-ХЛ1 ТУ 28.99.39-008-20676863-2017, где 50 – объём, м3;

I – тип конструкции;

1,6 – давление расчётное, Мпа;

Т – наличие термообработки;

И – наличие устройств для крепления теплоизоляции;

П – наличие антикоррозионного внутреннего покрытия;

ХЛ1 – материальное исполнение

Для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации. Сосуд, в котором происходит отделение газа от нефти, называют сепаратором. В сспарационных установках происходит и частичное отделение воды от нефти. Применяемые сепараторы можно условно подразделить на следующие основные типы: по принципу действия — гравитационные, центробежные (гидроциклонные), жалюзийные, ультразвуковые и др.; по геометрической форме н по- ложению в пространстве — сферические, цилиндрические, вертикаль- ные, горизонтальные и наклонные; по рабочему давлению — высо- кого давления (более 2,5 МПа) среднего (0,6—2,5 МГЦ), низкого (0—0,6 МПа), вакуумные; по назначению — замерные и рабочие; по месту положении в системе сбора - I, II, концевой ступеней сепарации.

В сепараторах любого типа по технологическим признакам различают четыре секции: I - основную сепарацмонную, в которой происходит отделение газа от нефти; II - осадительную, предназначенную для выделения пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции, III - секцию отбора нефти, служащую для сбора и отвода нефти из сепаратора; IV - каплеуловительную, находящуюся в верхней части аппарата и служащую для отвода газа и улавливания капельной нефти, уносимой потоком газа.

Эффективность работы аппаратов характеризуется количеством жидкости, уносимой газом, н количеством газа, оставшегося в нефти после сепарации. Чем ниже эти показатели, тем более эффективна работа аппарата.

Далее рассмотрим конструктивные особенности промысловых сепараторов.

В вертикальном цилиндрическом гравитационном сепараторе (рис. 2) газонефтяная смесь через патрубок поступает в раздаточный коллек- тор н через щелевой выход попадает в основную сепарационную секцию.

Рис. 2. Вертикальный сепаратор:

1 — корпус; 2 — поплавок; 3 — дренажная трубка; 4 — наклонные плоскости; 5 — патрубок для «вода гаэожнд костной снеси; 6 — регулятор давления «до себя»; 7 — выход газе;9 — перегородив для выравнивании скорости тала; 9 — жалюэнйная насадив; 10 — регулятор уровня; 11 — патрубок для сброса нефти; 12 — сброс грязи; 13 — раздаточный ноллектор: 14 — люк; 15 — заглушка; секции:I — сепарацноииаи; II— осадителькаи; III— отбора нефти; IV — квплеуловнтсльная

В осадительной секции из нефти при ее течении по наклонным плоскостям происходит дальнейшее выделение окклюдированных пузырьков газа. Разгазнрованная нефть поступает в секцию сбора нефти, из которой через патрубок отводится из сепаратора. Газ, выделившийся из нефти на наклонных плоскостях, попадает в каплеуловительную секцию, проходит через жалюзийную насадку и по трубопроводу выходит из сепаратора. Капли нефти, захваченные потоком газа и неуспевающие осесть под действием силы тяжести, в жалюзийиых решетках прилипают к стенкам и стекают но дренажной трубке в секцию отбора нефти.

Рис. 3. Гидроциклонный двухъемкостный сепаратор:

1— тангенциальный ввод газонефтяной смеси; 2 — головка гидроциклопа. Л — отбойный козырек газа; 4 — направляющий патрубок; 5 — верхняя емкость сепаратора; 6 —перфорированные сетки для улавливания капильной жидкости; 7 — жалюзийнаи насадка; 8 — отвод газа; 9 — нижняя емкость гидроцнклона; 10 — дренажная трубка; 11 —уголковые разбрызгиватели; 12 — направляющая полка; 13 — перегородка; 14 — исполнительный механизм
Гидроцнклонный диухьеыкостный сепаратор (рис. 3) применяют на промыслах для работы на I ступени сепарации. Газонасыщенная нефть через тангенциальный ввод поступает в гидроцнклонную головку, где за счет центробежных сил происходит разделение нефти и газа на самостоятельные потоки. В верхнюю емкость нефть и газ поступают раздельно. Нефть по направляющей полке стекает на уголковый разбрызгиватель, и котором поток нефти разбивается на отдельные струн и происходит дальнейшее выделение газа. По сливной полке разгаэнрованнан нефть собирается в нижней емкости гидроциклона. При достижении определенного объема нефти в нижней емкости поплавковый регулятор уровня через исполнительный механизм, направляет дегазированную нефть в отводной трубопровод. Газ, отделившийся от нефти в дегазаторе, проходит в верхней емкости перфорированные перегородки, где происходит выравнивание скорости газа и частичное выпадание жидкости. Окончательная очистка газа происходит в жалюзийной насадке 7. Отделенная от газа жидкость по дренажной трубке 10 стекает в нижнюю емкость 9.

Падение давления в сборных коллекторах в результате движения по ним газонефтяной смеси может приводить к частичному выделению газа из нефти. В этом случае в сепарацнонную установку можно подавать разделенными потоками газ н нефть. Такой принцип использован на блочных сснарацнонных установках с предварительным отбором газа (рис. 4). Галожилкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, которое расположено на наклонном участке подводящего трубопровода. Устройство предварительного отбора газа представляет собой отрезок подводящего трубопровода значительно большего диаметра, чем основная подводящая линия, установленный под углом 3 -4° к горизонту, с приваренной вертикально газоотводной вилкой, соединенной трубопроводом с каплеуловнтсльной секцией.

Рис. 4. Сепаратор с предварительным отбором газа и жалюзииными насадками:

I — подводящий трубопровод; 3 —пилка дли предварительного отбора галл; 3 — каплеуловитель (сепаратор газа); 4 — жалюзнйные насадки; 5 — газопровод с регулятором давлении «до себя»; 6 — предохранительный клапан: 7 — корпус сепаратора; 8 — поплавок; 9 — пеногаентели; 10 — наклонные полки; 11 — Диффузор
Предварительно отобранный газ проходит через каплеуловитель, где в жалюзийных насадках отделяется от капельной влаги. Нефть вместе с газом, не успевшим выделиться из нефти и не попавшим в газоотводную вилку, поступает в технологическую емкость, в которой па диффузоре и наклонных полках скорость потока снижается и происходит интенсивное разгазнрование. Выделившийся в технологической емкости газ также проходит через каплеуловитель.

Разработано и применяется большое число аппаратов для разгазирования н частичного обезвоживания нефти перед подачей ее на установку товарной подготовки нефти. Такие установки позволяют уменьшить объем воды, поступающей в сепараторы-деэмульгаторы, что приводит к снижению затрат на подогрев и обработку водонефтяной эмульсии.

Рис. 5. Технологическая схема установки УПС-3000/6
Рассмотрим работу установок предварительного сброса воды на примере УПС-3000/6 (рис. 5). Продукция скважины поступает в отсек А через сопло 1, и на нефтсрязливной полке 2 происходит выделение основпого объема газа из жидкой фазы. Газ из отсека А через регулятор уровня 9 перепускается в отсек Б. С помощью регулятора давления 4 поддерживается перепад давления (до 0,2 МПа) между отсеками А и Б, благодаря которому водонсфтяная эмульсия после смешения в каплеобразователс 8 с горячей водой поступает через входной распределитель 7 в отсек Б. Горячая вода поступает после установок термохимической подготовки нефти и содержит остаточный деэмульгатор. Из отсека Б газ отводится через каплеотстонннк 3, нефть — через штуцер 5, вода — через перфорированный трубопровод 6.

2. Патентный поиск

В данной главе проведем патентный поиск сепарационных установок типа НГСВМ:

1. Патент № 2456445.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей и стабилизирующей способностью. Способ включает разделение нефтяной эмульсии на нефть, воду и газ и организацию пеногашения. При пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены сточной водой, подогретой до 25÷35°С, применяемой в количестве 2-5% от объема подготавливаемой нефти и содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%. Технический результат заключается в обеспечении подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшении процесса сепарации нефтяной эмульсии при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации.

Рис. 6. Схема изобретения сепарации нефтяной эмульсии
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей и стабилизирующей способностью.

Известна установка концевой сепарации нефти, содержащая концевой сепаратор колонного типа с нефтеподводящим и нефтеотводящим коллекторами и трубами, газовый коллектор с газоотводящими трубами и задвижку. Установка содержит входной горизонтальный сепаратор, соединенный трубой для подвода высоконапорного (активного) газа к вакуум-компрессору, концевой сепаратор выполнен в виде 3-7 вертикальных концевых сепараторов, соединенных между собой перемычками, которые вместе с газоотводящим коллектором и газоотводящими трубами представляют собой обвязку в виде устойчивой пространственной конструкции, а их верхние части соединены с входным сепаратором нефтеподводящими трубами, каждая из которых снабжена тангенциальным элементом-вводом, содержащим вакуумную пару: сопло и конфузор, над тангенциальным элементом-вводом расположен кассетный каплеуловитель, газоотводящий коллектор соединен с вакуум-компрессором, имеющим трубу для подачи сжатого газа потребителю, а в верхней части концевых сепараторов и под тангенциальным элементом-вводом расположен шнековый перфорированный пеногаситель (свидетельство на полезную модель РФ № 17006, опубл. 10.03.2001).

Известен нефтегазовый сепаратор, который содержит корпус с патрубками ввода смеси и вывода нефти, воды и газа. Внутри корпуса размещена насадка в виде пластин с отверстиями. Пластины выполнены W-образными, а отверстия в них смещены относительно гребней и впадин (авторское свидетельство СССР № 1464329, опубл. 15.01.1994, - прототип). Применение пластин приводит к интенсификации процесса разрушения пены и повышению эффективности разделения водонефтяной смеси.

Известные технические решения могут быть применены при сепарации слабопенистых нефтей. При сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей способностью и пеностойкостью, известные способы менее эффективны, при их применении наблюдается повышенный унос капельной нефти с газом, а также унос свободного газа с нефтью.

В предложенном способе решается задача подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшения процесса сепарации нефтяной эмульсии при поступлении нефтяной эмульсии на ступень сепарации.

Задача решается тем, что в способе сепарации нефтяной эмульсии, включающем разделение на нефть, воду и газ и организацию пеногашения, согласно изобретению, при пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены подогретой до 25-35°С сточной водой, содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%, в объеме 2-5% от объема подготавливаемой нефти.

При сепарации пенистой нефти образуется система, состоящая из нефти и всплывающих в ней пузырьков газа различных размеров, и стойкая пенная структура, заполняющая практически весь объем сепаратора.

Основной причиной вспенивания нефти в процессе сепарации является высокое газосодержание эмульсий и интенсивность выделения газа, а также наличие примесей, таких как поверхностно-активные вещества, различные реагенты, которые используются при ремонте скважин, добыче нефтяной эмульсии с применением методов увеличения нефтеотдачи, таких как вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ, включая пенные системы, растворами полимеров, щелочными растворами, кислотами, композициями химических реагентов, в том числе мицеллярными растворами.

Пенообразование ведет к следующим проблемам:

- для пен характерно большое отношение объема к массе, поэтому они могут занимать большое пространство в секциях сепаратора, которое при отсутствии вспенивания выполняло бы полезную функцию;

- при неконтролируемом вспенивании невозможно произвести отбор выделившегося газа без уноса некоторого количества пены в линию выхода газа и отбор дегазированной нефти из сепаратора без увлечения некоторого количества пены в линию выхода жидкости.

Известные способы и аппараты для сепарации нефтяной эмульсии могут быть применены при сепарации слабопенистых нефтей. При сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей способностью и пеностойкостью, известные способы менее эффективны, при их применении наблюдается повышенный унос капельной нефти с газом, а также унос свободного газа с нефтью.

В предложенном способе решается задача подавления пенистости нефтяной эмульсии, улучшения процесса сепарации нефтяной эмульсии при ее поступлении на ступень сепарации. Задача решается тем, что при пеногашении в сепарационном аппарате выполняют дождевание пены подогретой до 25-35°С сточной водой, содержащей деэмульгатор в количестве 0,005-0,01%. Объем сточной воды составляет 2-5% от объема подготавливаемой нефти.

2. Патент №136731U1.

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предварительного обезвоживания нефти на кустах скважин,

Установка предварительного сброса воды на кустах скважин включает нефтегазовый сепаратор со сбросом воды, содержащий коалесцирующую насадку, регулятор уровня жидкости в нефтяном отсеке и регулятор межфазного уровня в сепараторе, циклон на входе газожидкостной смеси на входе в сепаратор, блок подачи реагента-деэмульгатора, смеситель, блочную кустовую насосную станцию, трубопроводы отвода нефти, газа и воды, при этом установка дополнительно содержит отстойник воды, который расположен ниже межфазного уровня нефть-вода в сепараторе, и снабжен колпаком для отвода уловленной нефти, соединенным с нефтяным слоем сепаратора.

Предлагаемая установка находит применение для предварительного обезвоживания нефти на кустах скважин.

На схеме представлена установка предварительного сброса воды на кустах скважин и ее разрез по А-А.

Рис. 7. Установка предварительного сброса воды на кустах скважин и ее разрез по А-А
Переход нефтяного месторождения на завершающий этап разработки характеризуется снижением добычи нефти и интенсивным увеличением обводненности добываемой жидкости. Эксплуатация нефтяных месторождений в условиях прогрессирующего роста обводненности продукции скважин вызывает необходимость организации предварительного сброса пластовой воды, ее очистки от нефти и механических примесей с утилизацией непосредственно на месторождении.

Основным требованием к технологии путевого сброса воды является предварительное обезвоживание нефти без применения сложного технологического оборудования, требующего постоянного присутствия обслуживающего персонала. Степень предварительного обезвоживания нефти при путевом сбросе должна соответствовать агрегативной устойчивости эмульсии на входе в установку так, чтобы при дальнейшем транспорте не происходило или было бы минимальным выделение свободной воды.

Одним из перспективных решений проблем, связанных с увеличением затрат на транспорт добываемой жидкости, является применение технологии кустового сброса воды.

Технология кустового сброса воды осуществляется на установке предварительного сброса на кустах скважин.

Наиболее близким к заявляемой является установка предварительного сброса воды на кустах скважин, включающая два нефтегазовых сепаратора со сбросом воды модернизированный автоматизированный (НГСВМ-А), которые расположены параллельно на одном уровне, блок подачи реагента-деэмульгатора (БР), смеситель (СМ), насос мультифазный откачки нефти (НВ), блочная кустовая насосная станция (БКНС) и дренажная емкость (ДЕ)

Недостатком устройства является недостаточно высокая степень очистки воды, применение сложного технологического оборудования, требующего постоянного присутствия обслуживающего персонала, невозможность проведения автомодельного режима очистки пластовой воды.

Технический результат - повышение степени очистки воды, снижение затрат на транспортировку балластовой воды, применение средств автоматизации, исключение присутствия обслуживающего персонала, обеспечение автомодельного режима очистки пластовой воды.

3. Патент №2596259C2

Изобретение относится к оборудованию для подготовки попутно добываемой пластовой воды в системе сбора нефти, газа и воды.

Установка включает трубопровод 3 подачи добываемой газо-жидкостной смеси (ГЖС) в блок сепарации ГЖС 1, трубопровод отвода ГЖС 10 из блока сепарации ГЖС 1, блок подготовки воды 2, оснащенный фильтром 6 для очистки от механических примесей, трубопровод отвода воды 5.

Блок сепарации ГЖС 1 представляет собой трубный водоотделитель (ТВО) - для газового фактора ГЖС от 100 до 400 м3/м3 или узел фазового разделения эмульсии (УФРЭ) - для газового фактора ГЖС от 20 до 100 м3/м3, или трубный отстойник-сепаратор (ТОС - для газового фактора менее 20 м3/м3, причем до ТВО или УФРЭ установлен успокоитель-депульсатор потока ГЖС 11, оснащенный трубопроводом отвода газа 12 в блок сепарации 1, а блок подготовки воды 2 представляет собой закрытую с концов горизонтальную трубу, а трубопровод ввода в нее нефтесодержащей воды 4, поступающей из блока сепарации 1, соединен с тем концом горизонтальной трубы, в котором установлен в качестве фильтра пакет параллельных пластин 6, соединенный с колпаком для сбора механических примесей 7 через отверстие снизу горизонтальной трубы, причем колпак для сбора выделившихся газа и нефти 8 установлен после пакета параллельных пластин 6, в верхней части горизонтальной трубы, а трубопровод отвода выделившихся газа и нефти 9 из колпака 8 для их сбора в блок сепарации 1 выполнен горизонтальным и находится выше уровня трубопровода подачи добываемой ГЖС 3 в блок сепарации 1 соответственно из успокоителя-депульсатора потока ГЖС в ТВО или в УФРЭ или непосредственно в ТОС.

При применении в качестве блока сепарации ГЖС узла фазового разделения эмульсии (УФРЭ) трубопроводы ввода в горизонтальную трубу нефтесодержащей воды установлены с обоих концов горизонтальной трубы, в каждом из которых установлен в качестве фильтра пакет параллельных пластин, соединенный с колпаком для сбора механических примесей через отверстие снизу горизонтальной трубы. Технический результат - повышение эффективности установки за счет обеспечения проточного режима ее эксплуатации и улучшения качества сепарации и подготовки при упрощении установки по конструкции, в том числе по количеству средств автоматики и КИП, при снижении ее металлоемкости.

Схема установки представлена на фиг. 1.

Рис. 8. Схема установки

1 - блок сепарации ГЖС

2 - блок подготовки воды - горизонтальный трубный отстойник воды (ТОВ)

3 - трубопровод подачи добываемой ГЖС в блок сепарации 1

4 - трубопровод ввода нефтесодержащей воды в блок подготовки воды - горизонтальный ТОВ 2

5 - трубопровод отвода воды

6 - пакет параллельных пластин

7 - колпак для сбора мехпримесей

8 - колпак для сбора выделившихся газа и нефти

9 - трубопровод отвода выделившихся газа и нефти из колпака 8 в блок сепарации 1

10 - трубопровод отвода ГЖС из блока сепарации 1
На рис. 9, 10, 11 представлены соответственно варианты выполнения данной установки с применением в качестве блока сепарации ГЖС ТВО, УФРЭ или ТОС.

Рис. 9. Вариант выполнения установки с применением в качестве блока сепарации ГЖС ТВО

1 - блок сепарации ГЖС - трубный водоотделитель (ТВО)

2 - блок подготовки воды - горизонтальный трубный отстойник воды (ТОВ)

3 - трубопровод подачи добываемой ГЖС в ТВО 1

4 - трубопровод ввода нефтесодержащей воды в горизонтальный ТОВ 2

5 - трубопровод отвода воды

6 - пакет параллельных пластин

7 - колпак для сбора мехпримесей

8 - колпак для сбора выделившихся газа и нефти

9 - трубопровод отвода выделившихся газа и нефти из колпака 8 в ТВО 1

10 - трубопровод отвода ГЖС из ТВО 1

11 - успокоитель-депульсатор потока ГЖС

12 - трубопровод отвода газа из успокоителя-депульсатора 11 в ТВО 1

13 - трубопровод подачи добываемой ГЖС в успокоитель-депульсатор 11

Рис. 10. Вариант выполнения установки с применением в качестве блока сепарации УФРЭ

1 - блок сепарации ГЖС - узел фазового разделения эмульсий (УФРЭ)

2 - блок подготовки воды - горизонтальный трубный отстойник воды (ТОВ)

3 - трубопровод подачи добываемой ГЖС в УФРЭ 1

4 - трубопровод ввода нефтесодержащей воды в горизонтальный ТОВ 2

5 - трубопровод отвода воды

6 - пакет параллельных пластин

7 - колпак для сбора мехпримесей

8 - колпак для сбора выделившихся газа и нефти

9 - трубопровод отвода выделившихся газа и нефти из колпака 8 в УФРЭ 1

10 - трубопровод отвода ГЖС из УФРЭ 1

11 - успокоитель-депульсатор потока ГЖС

12 - трубопровод отвода газа из успокоителя-депульсатора 11 в УФРЭ 1

13 - трубопровод подачи добываемой ГЖС в успокоитель-депульсатор 11

Рис. 11. Вариант выполнения установки с применением в качестве блока сепарации ТОС
1 - блок сепарации ГЖС - трубный отстойник сепаратор (ТОС)

2 - блок подготовки воды - горизонтальный трубный отстойник воды (ТОВ)

3 - трубопровод подачи добываемой ГЖС в ТОС 1

4 - трубопровод ввода нефтесодержащей воды в горизонтальный ТОВ 2

5 - трубопровод отвода воды

6 - пакет параллельных пластин

7 - колпак для сбора мехпримесей

8 - колпак для сбора выделившихся газа и нефти

9 - трубопровод отвода выделившихся газа и нефти из колпака 8 в ТОС 1

10 - трубопровод отвода ГЖС из ТОС 1

3. Литературный обзор

Абрамова A.A. Разделение газоводонефтяной смеси // Сбор, подготовка нефти и воды на промыслах Западной Сибири и Севера: Сб.науч.тр. / ВНИИСПТнефть. -Уфа, 2015. С. 55-59.
Адлер Ю.П. и др. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. М.: Наука, 2016. -279 с.
Амерханов И.М., Тронов В.П., Шаймарданов P.A. Как повысить производительность сепараторов при обработке высокопенистых нефтей // Нефтяное хозяйство. 2018. - №8. - С. 47-49.
Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,2018. — 501 с.
Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2015. — 670 с.
Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2017. —679 с.
Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2015. — 679 с.
Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. — М.:Недра, 2019. — 375 с
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С., Мерициди И.А., Николаев Н.М., Пекин С.С., Сабиров А.А. «Нефтегазопромысловое оборудование», М. «ЦентрЛитНефтеГаз», 2016 г.
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. «Оборудование для добычи нефти и газа», Часть 1 М. ГУП Изд- во «Нефть и газ», 2018 г.
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. «Оборудование для добычи нефти и газа», Часть 2, М. ГУП Изд- во «Нефть и газ», 2016 г.
Лутошкин Г.С. «Сбор и подготовка нефти, газа и воды», М. ООО ТИД «Альянс» 2015 г.
Мищенко И.Т. «Расчеты при добыче нефти и газа», М. «НЕФТЬ И ГАЗ», 2018 г.
Молчанов А.Г. «Машины и оборудование для добычи нефти и газа», М. «Издательский дом Альянс», 2015г.
Справочное руководство по проектированию, разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / под ред. Ш.К. Гиматудинова, М. «Недра», 2017 г.
Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко, М. «Недра», 2017 г.

Заключение

В современных системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки, дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор.

Часто отвод свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.

Многоступенчатая сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. Она применяется при высоких давлениях на устье скважин.