Файл: Введение оборудование общего назначения.doc

9.

Комплекс приборов и средств автоматизации обеспечивает:

• 
  автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе;
  
• 
  автоматическую защиту установки (прекращения подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:
  

а) аварийном повышении давления в сепараторе;

б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе;

• 
  сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.
  

Рисунок 104 — Нефтегазовый сепаратор типа НГС
Сепаратор нефтегазовый НГС по ГП 805 предназначен для сепарации газонефтяной смеси на первой, промежуточной и концевой ступенях в системах сборов и установках подготовки нефти.

Техническая характеристика:
Объем аппарата, м3	6.3; 12.3; 25; 50; 100; 150
Производительность по нефти, м3/сут, не более	20000
Рабочее давление, МПа	0.4; 0.8; 1.4; 2.2; 3.6
Содержание капельной жидкости в потоке газа на выходе, г/м3 не более	0.1
Содержание свободного газа в нефти на выходе, % об.	1
Масса, кг, не более	93000

Сепаратор НГС по ГП 805 разработан взамен НГС по ГП 496 и имеет следующие преимущества (на примере аппарата V = 100 м³):

Таблица 26

Показатели	НГС по ГП 496	НГС по ГП 805
Производительность по нефти, м3/сут	10000	12000
Объем аппарата, м3	100	100
Производительность по газу, м3/сут, Р=0.7 МПа	1000000	1500000
Содержание капельной жидкости в потоке газа на выходе, г/м3	2 ¸ 3	0.1

Сепараторы центробежные вертикальные СЦВ-500М, СЦВ-1000М (А.С. 787065, 986461) предназначены для окончательной очистки газа от капельной жидкости после газонефтяных сепараторов.

Сравнительная характеристика сепараторов СЦВ-1000/16 и НГС при использовании его в качестве газосепаратора.

Таблица 27

---

Показатели	НГС-1-16-3000 по ГП 496	СЦВ-1000/16
Производительность по газу, млн. м3/сут	2.5	2.5
Рабочее давление, МПа	1.6	1.6
Объем аппарата, м3	100	3
Масса, кг	31000	2500
Степень очистки газа, г/м3	0.5	0.05

Установки блочные сепарационные УБС-3000/6; УБС-1500/6; УБС-1500/14; УБС-6300/6; УБС-6300/14; УБС-16000/6; УБС-10000/6 обычно состоят из технологической емкости, каплеотбойника, депульсатора, технологической обвязки трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры и системы автоматизации (рисунок 105, таблица 28).
Таблица 28

Шифр установки	Условный проход, мм
	Ду1	Ду2	Ду3	Ду4	Ду5	Ду6	Ду7	Ду8
УБС-1500/6	500	500	125	150	50	150	250	80
УБС-1500/14	500	500	125	150	50	150	250	80
УБС-6300/6	500	500	200	250	80	250	400	150
УБС-6300/14	500	500	200	250	100	250	400	150
УБС-10000/6	600	700	300	300	100	300	400	150
УБС-10000/14	600	700	300	300	150	300	400	150
УБС-16000/6	600	700	300	300	100	300	500	150
УБС-16000/14	600	700	300	300	150	300	500	150

---

Рисунок 105 — Принципиальная схема сепарационной блочной установки

1 — нефтегазовая смесь; 2 — газ; 3 — нефть; 4 — дренаж; 5 — пар; I — депульсатор; II — каплеотбойник; III — технологическая емкость.
Технологическая емкость, депульсатор, каплеотбойник с устройством предварительного отбора газа системой обвязки трубопроводами и запорно-регулирующей арматуры объединены в сепарационный блок. Для обслуживания установки предусмотрена площадка.

Работа установки основана на предварительном отборе газа из газонефтяной смеси в депульсаторе I, окончательном разгазировании в технологической емкости III и окончательной очистке газа от капельной жидкости в каплеотбойнике II. Газонефтяная смесь от скважин поступает в депульсатор I, где происходит разделение расслоившихся в подводящем трубопроводе нефти и газа. Отделившийся газ отводится в каплеотбойник II, а нефть поступает в технологическую емкость III. В каплеотбойнике газ проходит через струнные отбойники, очищается от капельной нефти и через регулятор давления направляется в газопровод. Собранная в каплеотбойнике жидкость стекает по патрубкам в технологическую емкость. Из последней нефть проходит через две перегородки из просечно-вытяжных листов, способствующих вытеснению промежуточного слоя между пузырьками газа, их коалесценции и отделению остаточного газа от нефти. Окончательно отсепарированная нефть направляется через выходной патрубок и регулятор уровня жидкости в нефтепровод.

При необходимости подачи газа из депульсатора в каплеотбойник через газовое пространство технологической емкости на газовой линии между каплеотбойником и депульсатором предусмотрена задвижка, а между депульсатором и технологической емкостью - газопровод.

Технологический процесс на установке полностью автоматизирован и обеспечивает:

• 
  автоматическое регулирование давления и уровня нефти в технологической емкости;
  
• 
  сигнализацию предельных значений давления верхнего и нижнего уровней нефти в технологической емкости;
  
• 
  местный контроль уровня температуры нефти и давления в технологической емкости;
  

• 
  выдачу сигнала на автоматическое закрытие приемной линии установки при достижении верхнего предельного уровня нефти;
  
• 
  формирование общего аварийного сигнала на диспетчерский пункт.
  

Сепарационные установки с предварительным сбросом воды типа УПС предназначены для отделения газа от обводненной нефти и сброса свободной пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из аппарата. Выпускаются установки типа УПС на рабочее давление 0.6 МПа следующих модификаций: УПС-3000/6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300/6М и УПС-10000/6М. Одновременно разработаны все модификации УПС и на рабочее давление 1.6 МПа.

---

В шифре установок приняты следующие обозначения: УПС — установка с предварительным сбросом воды; А — в антикоррозионном исполнении; первая цифра после букв — пропускная способность по жидкости (м³/сут); вторая цифра — допустимое рабочее давление; М — модернизированная.

Автоматизированные установки выполнены в моноблоке и состоят из следующих основных частей: блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры, системы контроля и управления (рисунок 106).

Блок сепарации и сброса воды глухой сферической перегородкой разделен на два отсека — сепарационный А и отстойный Б. Каждый отсек имеет люк-лаз, предохранительный клапан и дренажные штуцеры.

В сепарационном отсеке для более полной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрена нефтеразливная полка 2. Для равномерного потока в параллельно работающих установках в сепарационных и отстойных отсеках имеются штуцеры для сообщения их по жидкости (в нижней части) и газу (в верхней части).


Рисунок 106 — Принципиальная схема установок типа УПС-8000 и УПС-6300
В отстойном отсеке для более полного использования объема емкости имеются распределитель 3 жидкости на входе, перфорированная труба со штуцером для вывода воды 8 и два штуцера 5 и 6 для вывода нефти. Расположение штуцеров для вывода нефти позволяет осуществлять, работу установок в режимах полного и неполного заполнения. На установке УПС-6300 применяется выносной каплеотбойник 4, устанавливаемый над отстойной секцией.

Работа установки происходит следующим образом. Продукция скважин поступает в сепарационный отсек А по соплу 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит отделение газа от жидкостной фазы. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня, отводится в отсек Б, откуда через каплеотбойник 4 и регулятор давления — в газовый коллектор.

В случае применения установки на I ступени сепарации предусматривается узел предварительного отбора газа (депульсатор). При использовании установки на II ступени сепарации монтаж узла предварительного отбора газа не требуется.

Водонефтяная эмульсия из отсека А передавливается в отсек Б под действием давления газа. Допустимый перепад давления между отсеками Б и А не более 0.2 МПа (в зависимости от длины каплеобразователя между отсеками).

Водоняфтяная эмульсия поступает в отстойный отсек Б через входной распределитель

---

3. При этом основная часть струй, вытекающих из распределителя, движется радиально, а меньшая часть — в направлении ближайшего эллиптического днища аппарата. Доходя до стенок аппарата, и теряя кинетическую энергию, струи эмульсии отражаться и принимают горизонтальное направление вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 8. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верхней части емкости.

Система контроля и у правления должна осуществлять:

• 
  регулировавшие уровня «нефть-газ» на уровне 2400 мм;
  
• 
  регулирование уровня «нефть-вода» на уровне 900 мм;
  
• 
  регулирование давления в технологической емкости;
  
• 
  измерение количества предварительно обезвоженной нефти;
  
• 
  измерение количества сбрасываемой воды;
  
• 
  измерение количества оборотной воды;
  
• 
  сигнализацию достижения заданных значений давления и предельного уровня нефти в емкости;
  
• 
  аварийную отсечку по входу продукта при достижении уровня нефти в аппарате 2600 мм и заданном давлении;
  
• 
  измерение давления и температуры.
  

При работе в режиме полного заполнения не осуществляется регулирования уровня «нефть-газ» и сигнализация аварийного уровня, предварительно обезвоженная нефть отводится через верхний щтуцер 5, связанный с перфорированной трубой, а штуцер 6 закрывается.

Сепарационные блочные установки с насосной откачкой предназначены для сепарации нефти от газа и подачи от сепарированной нефти под напором насосов на объекты подготовки нефти в системах герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Установки в основном состоят из сепарационного блока, блока коллектора, блока измерения и регулирования, комплекса системы автоматизации, межблочной обвязки коммуникаций, укрытия и площадок обслуживания. В качестве сепараторов приняты сепараторы соответствующей производительности и рабочих давлений. Работа установки основана на предварительном отборе газа из газонефтяной смеси в депульсаторе, окончательном разгазировании в технологической емкости и подаче нефти под напором насосов на объекты подготовки нефти.

В таблице 28 приведены основные технические данные трех типов сепарационных установок. Первые два типа установок включают два насосных блока и третий тип — три насосных блока. Отделившийся газ отводится в каплеотбойник, где разделяется на два потока и, проходя через два сетчатых отбойника, очищается от капельной нефти и направляется в газопровод.

---