Установка для сбора нефти с поверхности воды. Установка сбора нефти


Установка для сбора нефти

 

Использование: при сборе, подготовке и хранении нефти и нефтепродуктов. Сущность изобретения: установка снабжена гидроциклоном, парогазовая линия которого соединена с емкостью-каплеуловителем, а также конденсатором-холодильником, соединенным с сепаратором и с емкостью-каплеуловителем в точке выхода парогаза смеси. Установка снабжена печью для нагрева нефти, связанной с сепаратором трубопроводом для подачи выделенного в нем сухого газа. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к сбору, подготовке и хранению нефти и нефтепродуктов и может быть использовано на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах.

Известна установка для хранения нефти и нефтепродуктов, включающая резервуар с сигнализаторами давления и исполнительными механизмами, трубопроводы и устройство для конденсации паров нефтепродуктов, содержащее емкость для конденсата, холодильник, эжектор и циркуляционный контур для подачи конденсата в эжектор. Холодильник представляет собой вертикально установленную в грунте трубу, надземная часть которой соединена с выходом эжектора и газовым пространством резервуара, а подземная - с емкостью для конденсата. Недостатком установки является сложность конструкции, так как требуется дополнительное оборудование, необходимое для тонкой регулировки и надежной автоматизации. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к изобретению является установка для сбора нефти, включающая сепаратоpы, нефтехранилище, трубопроводы для отбора газа, соединенные с инжектором, стабилизационную колонну с отбойной тарелкой, выполненной в виде соединенных между собой гидроциклонных элементов, скруббером с распределительной гидроциклонной тарелкой и линией острого орошения, соединенной со стабилизационной колонной и инжектором. Активное сопло инжектора имеет на внутренней поверхности винтовые канавки, а ввод трубопровода для отвода газа в камеру его смешения выполнен с углом наклона, равным углу наклона винтовой канавки, а перед входом в активное сопло инжектора установлен завихритель шнекового типа. Недостатком этой установки является сложность конструкции установки, кроме того, она металлоемка и энергоемка, так как процессы в стабилизационной колонне осуществляется при 190-200оС. Цель изобретения - упрощение конструкции установки путем исключения стабилизационной колонны и снижение металлоемкости, энегозатрат и утилизация продуктов испарения в резервуарах товарной нефти. Это достигается тем, что установка снабжена гидроциклоном, парогазовая линия которого соединена с буферной емкостью, служащей одновременно каплеуловителем, при этом каплеуловитель в точке выхода парогазовой смеси соединен трубопроводом с конденсатором-холодильником, а последний - с бензосепаратором. Сухой газ, выделенный в бензосепараторе используют в качестве топлива для нагрева нейти. Такое техническое решение заключается в снижении металлоемкости, т.е. по отношению к стабилизационной колонне гидроциклон по своей конструкции проще, для своего изготовления требует намного меньше металла и что главное процесс осуществляется с наименьшими энергозатратами, который протекает при значительно меньшей температуре порядка 90оС. Использование гидроциклона позволяет облегчить не только его эксплуатацию, но и обслуживание. Наличие гидроциклона позволяет получать продукт того же качества, что и в стабилизационной колонне, но с наименьшими затратами. На чертеже изображена принципиальная схема предлагаемой установки. Установка для сбора нефти включает буферную емкость 1, которая одновременно служит и каплеуловителем, гидроциклон 2, установленный на емкости 1 и соединенный с ней трубопроводом 3, конденсатор-холодильник 4, также соединенный трубопроводом 5 как с емкостью 1, так и трубопроводом 6 с бензосепаратором 7, нефтехранилище 8, газовая обвязка которого соединена трубопроводом 9 с инжектором 10, печь для нагрева нефти, трубопровод 12 для подачи в нее газа и насос 13 для ее подачи в технологическую цепочку. Нефть скважин из нефтехранилища 8 насосом 13 подается в печь 11, где нагревается до 90-100оС. Нагрев нефти осуществляется газом, выделенным в бензосепараторе 7, и по трубопроводу 12 газ поступает в топку печи 11. Нагрев нефти позволяет осуществить ее предварительную подготовку прежде чем она попадает в гидроциклон 2. Продукты испарения из нефтехранилища 8 по трубопроводу 9, по газоуравнительной линии поступают в камеру смешения инжектора 10. Продукты испарения вместе с нефтью в виде смеси поступают в гидроциклон 1. В гидроциклоне 2 за счет интенсивной крутки потока в центре вращения образуется парогазовая смесь. Это дает возможность более глубоко выделять легкие углеводороды из нефти, чем это достигается в стабилизационной колонне при 90-100оС. По данным исследований состав выделенного продукта соответствует 360оС. Для улавливания капельной жидкости парогазовая смесь подается в буферную емкость 1 по трубопроводу 3. Далее парогазовая смесь подается в конденсатор-холодильник 4 по трубопроводу 5, где более тяжелые фракции легких углеводородов выделяются в виде конденсата и далее газожидкостная смесь по трубопроводу 6 поступает в бензосепаратор 7, где происходит процесс отделения сухого газа от жидкости и накопление сконденсировавшихся легких углеводородов в нижней части бензосепаратора 7. Сухой газ по трубопроводу 12 подается в топку печи 11 для нагрева нефти, а легкие углеводороды-потребителю. Использование предлагаемой установки для сбора нефти за счет наличия в технологической цепочке гидроциклона позволит значительно (в 50-100 раз) уменьшить металлоемкость, снизить энергозатраты, улучшить качество продукции, не содержит тяжелой фракции легких углеводородов (керосин). Кроме того, использование газа для нагрева нефти в печах уменьшит загазованность территории нефтепарков и экологию окружающей среды.

Формула изобретения

1. УСТАНОВКА ДЛЯ СБОРА НЕФТИ, включающая сепаратор, нефтехранилище, инжектор и трубопроводы отбора нефти и газа, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена буферной емкостью-каплеуловителем, гидроциклоном, установленным на ней и связанным с ней парогазовой линией, конденсатором-холодильником, соединенным с сепаратором и с емкостью-каплеуловителем в точке выхода парогазовой смеси. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена печью для нагрева нефти, причем она связана с сепаратором трубопроводом для подачи выделенного в нем сухого газа.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Установка для сбора нефти с поверхности воды

 

Использование: в области охраны окружающей среды, а именно, для сбора нефти с поверхности загрязненных водоемов. Сущность изобретения: установка для сбора нефти с поверхности воды содержит шнек, размещенный в цилиндрическом корпусе, отстойник, разделенный подвижными перегородками и присоединенный к конечному торцу корпуса шнека, и нефтенакопитель, отделенный от отстойника подвижными перегородками. В корпусе шнека выполнены две продольные нефтезаборные щели: основная и дополнительная, которая расположена в начальной части корпуса шнека и выполнена длиной, соизмеримой с диаметром корпуса шнека, при этом первый виток шнека расположен от начала вала шнека на расстоянии, равном длине дополнительной нефтезаборной щели, а шаг первого витка шнека больше шага его последнего витка в 2 - 3 раза. Нефтезаборные щели и все подвижные перегородки снабжены сетками с ромбическими ячейками, соответственно перекрывающими щели и установленными на верхних кромках перегородок. 1 ил.

Изобретение относится к охране окружающей среды и может быть использовано для очистки от загрязнений нефтью и нефтепродуктами поверхности водоемов и мелководий.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является устройство для сбора нефти с поверхности воды, содержащее шнек, помещенный в цилиндрический корпус с продольной щелью, к которому с торца присоединен отстойник без дна, спаренный с нефтенакопительной емкостью, причем корпус шнека, отстойник и нефтенакопитель разделены плавучими подвижными перегородками, верхние кромки которых выше ватерлинии устройства. Установка надежно работает при сборе с поверхности воды пленочной нефти любой толщины (SU, авторское свидетельство, 1752864, кл. E 02 B 15/04, 1992). Однако данное техническое решение не позволяет обеспечить сбор нефти с полного угла (угол 360o), т.е. всей окружающей установку поверхности, что снижает эффективность работы нефтесборщика и ограничивает возможность увеличения производительности. Кроме того, установка не снабжена защитными средствами от поверхностных загрязнений нефтяного пятна мусором и т.д. что также отрицательно сказывается на стабильной работе нефтесборщика. Производственные испытания нефтесборщика показали также, что скорость всасывания пленки нефти необходимо увеличить для увеличения зоны всасывания, а скорость переброса жидкости через перегородку между шнеком и нефтяным отстойником уменьшить для интенсификации процесса сепарации в последних витках шнека. Для решения задачи установки, обеспечивающей резкое увеличение всасывающей способности нефтесборщика, обеспечения сбора нефти с полного угла (360o), а также для предотвращения загрязнения откачивающих устройств, в начальной части корпуса шнека выполнена дополнительная щель, длиной соизмеримой с диаметром корпуса шнека, при этом первый виток шнека выполнен на расстоянии от начала вала, равном длине щели, а шаг первого витка больше последнего витка в 2 3 раза, кроме того, нефтесборные щели и верхние кромки перегородок снабжены сетками с ромбическим расположением ячеек. Указанные дополнения приводят к обеспечения сбора нефти со всей окружающей нефтесборщик поверхности и, как следствие, увеличению производительности по нейти, причем подтягивание слоя (пленки) нефти к всасывающим щелям ускоряется, при этом обеспечивается эффективная сепарация в последних витках шнека, и, кроме того, шнек и откачивающее устройство надежно предохраняются от загрязнения мусором. Одна из осесимметричных частей установки изображена на чертеже и содержит следующие узлы и детали. Корпус 1 шнека, в котором установлен шнек 2. Корпус присоединен к нефтяному отстойнику 3, который, в свою очередь, соединен с нефтенакопителем 4. В корпусе сделаны две щели: основная 5 и дополнительная 6. Обе щели закрыты сетками 7 и 8 с ромбическим расположением ячеек. Верхние кромки перегородок 9, 10, 11, 12 также снабжены сетками 13, 14, 15, 16 аналогичной конфигурации. Сетка предохраняет всасывающий патрубок 18 откачивающего устройства, которое на схеме не показано. Перегородка 19 разделяет корпус шнека и нефтяной отстойник. Следует отметить, что шаг первого витка шнека больше шага последнего витка в 2 3 раза. Это сделано для увеличения скорости всасывания нефти на входе в щели 5 и 6 и замедления ее на выходе из шнека. Расположение ячеек всех предохранительных сеток вертикальных перегородок показано на узле А: такое ромбическое расположение обеспечивает оптимальное живое сечение для прохода нефти и не препятствует течению ее по горизонтальной линии раздела нефть-вода. Установка для сбора нефти с поверхности воды работает следующим образом. После включения в работу шнека 2 нефтяная пленка засасывается через щели 5 и 6, с помощью шнека перемещается в сторону нефтяного отстойника 3 и попадает в него через перегородку 19. Затем нефть перебрасывается последовательно: сначала через перегородки 9, 10, установленные в самом нефтяном отстойнике 3, а затем через перегородки 11, 12 в нефтенакопитель 4. На всем пути (от всасывающих щелей шнека 5, 6 до всасывающего патрубка 18 откачивающего устройства) нефть проходит через сетки: сначала 7, 8, затем - 13, 14, а после 15, 16, которые задерживают мелкий мусор (пух, стебли, листья и т. п. ), смываемый пленкой нефти с поверхности водоема. Таим образом, на сетку 17 всасывающего патрубка 18 откачивающего устройства попадает чистая нефть. На экспериментальном водоеме была испытана опытная установка, выполненная следующим образом. В цилиндрический корпус диаметром 150 мм, и длиной 1100 мм был установлен шнек с шагом первых двух витков 180 мм, двух средних 140 мм и двух последних с шагом 90 мм. Первый виток начат на расстоянии от начала вала 200 мм. В корпус шнека выполнены две щели размером 1000 х 18 мм, и дополнительная, размером 160 х 18 мм. Щели были закрыты сеткой с ячейкой 3х2 мм. На выходе из шнека в нефтяной отстойник была установлена подвижная перегородка, две перегородки были установлены в самом отстойнике и две в нефтенакопителе. Все они были снабжены по верхней кромке сетками с ромбической ячейкой 3 х 2 мм. Испытания проводились на нефти плотностью 0,844 г/см3 и вязкостью 4,3 п. Шнек приводился во вращательное движение с помощью пневмодрели ИП 1027. С помощью такой же дрели приводились во вращательное движение откачивающие насосы А 1 3В 0,25/25 0,4/25Б. Щель была подтоплена на величину 2 мм, равную толщине слоя нефти, что позволило снимать пленку нефти практически без воды. Было разлито 50 л нефти и просыпано 2 кг овсяной крупы и шелухи. Нефть была собрана за 4,5 минуты. Проведенные испытания показали высокую эффективность предложенной установки при сборе нефтяной пленки с поверхности загрязненной мусором воды. Нефть эффективно подсасывалась шнеком и плавно перетекала из его корпуса в нефтяной отстойник. Мусор улавливался всасывающими сетками щелей и перегородок и практически попадал во всасывающий патрубок откачивающего насоса.

Формула изобретения

Установка для сбора нефти с поверхности воды, содержащая шнек, размещенный в цилиндрическом корпусе с продольной нефтезаборной щелью, отстойник, разделенный подвижными перегородками и присоединенный к конечному торцу корпуса шнека, и нефтенакопитель, отделенный от отстойника подвижными перегородками, отличающаяся тем, что в начальной части корпуса шнека вдоль оси нефтезаборной щели выполнена дополнительная нефтезаборная щель длиной, соизмеримой с диаметром корпуса шнека, при этом первый виток шнека расположен от начала вала шнека на расстоянии, равном длине дополнительной нефтезаборной щели, а шаг первого витка шнека больше шага его последнего витка в 2 3 раза, кроме того, нефтезаборные щели и все подвижные перегородки снабжены сетками с ромбическими ячейками, соответственно перекрывающими щели и установленными на верхних кромках перегородок.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

установка для сбора нефти - патент РФ 2014554

Использование: при сборе, подготовке и хранении нефти и нефтепродуктов. Сущность изобретения: установка снабжена гидроциклоном, парогазовая линия которого соединена с емкостью-каплеуловителем, а также конденсатором-холодильником, соединенным с сепаратором и с емкостью-каплеуловителем в точке выхода парогаза смеси. Установка снабжена печью для нагрева нефти, связанной с сепаратором трубопроводом для подачи выделенного в нем сухого газа. 1 з.п. ф-лы, 1 ил. Изобретение относится к сбору, подготовке и хранению нефти и нефтепродуктов и может быть использовано на промыслах и нефтеперерабатывающих заводах. Известна установка для хранения нефти и нефтепродуктов, включающая резервуар с сигнализаторами давления и исполнительными механизмами, трубопроводы и устройство для конденсации паров нефтепродуктов, содержащее емкость для конденсата, холодильник, эжектор и циркуляционный контур для подачи конденсата в эжектор. Холодильник представляет собой вертикально установленную в грунте трубу, надземная часть которой соединена с выходом эжектора и газовым пространством резервуара, а подземная - с емкостью для конденсата. Недостатком установки является сложность конструкции, так как требуется дополнительное оборудование, необходимое для тонкой регулировки и надежной автоматизации. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к изобретению является установка для сбора нефти, включающая сепаратоpы, нефтехранилище, трубопроводы для отбора газа, соединенные с инжектором, стабилизационную колонну с отбойной тарелкой, выполненной в виде соединенных между собой гидроциклонных элементов, скруббером с распределительной гидроциклонной тарелкой и линией острого орошения, соединенной со стабилизационной колонной и инжектором. Активное сопло инжектора имеет на внутренней поверхности винтовые канавки, а ввод трубопровода для отвода газа в камеру его смешения выполнен с углом наклона, равным углу наклона винтовой канавки, а перед входом в активное сопло инжектора установлен завихритель шнекового типа. Недостатком этой установки является сложность конструкции установки, кроме того, она металлоемка и энергоемка, так как процессы в стабилизационной колонне осуществляется при 190-200оС. Цель изобретения - упрощение конструкции установки путем исключения стабилизационной колонны и снижение металлоемкости, энегозатрат и утилизация продуктов испарения в резервуарах товарной нефти. Это достигается тем, что установка снабжена гидроциклоном, парогазовая линия которого соединена с буферной емкостью, служащей одновременно каплеуловителем, при этом каплеуловитель в точке выхода парогазовой смеси соединен трубопроводом с конденсатором-холодильником, а последний - с бензосепаратором. Сухой газ, выделенный в бензосепараторе используют в качестве топлива для нагрева нейти. Такое техническое решение заключается в снижении металлоемкости, т.е. по отношению к стабилизационной колонне гидроциклон по своей конструкции проще, для своего изготовления требует намного меньше металла и что главное процесс осуществляется с наименьшими энергозатратами, который протекает при значительно меньшей температуре порядка 90оС. Использование гидроциклона позволяет облегчить не только его эксплуатацию, но и обслуживание. Наличие гидроциклона позволяет получать продукт того же качества, что и в стабилизационной колонне, но с наименьшими затратами. На чертеже изображена принципиальная схема предлагаемой установки. Установка для сбора нефти включает буферную емкость 1, которая одновременно служит и каплеуловителем, гидроциклон 2, установленный на емкости 1 и соединенный с ней трубопроводом 3, конденсатор-холодильник 4, также соединенный трубопроводом 5 как с емкостью 1, так и трубопроводом 6 с бензосепаратором 7, нефтехранилище 8, газовая обвязка которого соединена трубопроводом 9 с инжектором 10, печь для нагрева нефти, трубопровод 12 для подачи в нее газа и насос 13 для ее подачи в технологическую цепочку. Нефть скважин из нефтехранилища 8 насосом 13 подается в печь 11, где нагревается до 90-100оС. Нагрев нефти осуществляется газом, выделенным в бензосепараторе 7, и по трубопроводу 12 газ поступает в топку печи 11. Нагрев нефти позволяет осуществить ее предварительную подготовку прежде чем она попадает в гидроциклон 2. Продукты испарения из нефтехранилища 8 по трубопроводу 9, по газоуравнительной линии поступают в камеру смешения инжектора 10. Продукты испарения вместе с нефтью в виде смеси поступают в гидроциклон 1. В гидроциклоне 2 за счет интенсивной крутки потока в центре вращения образуется парогазовая смесь. Это дает возможность более глубоко выделять легкие углеводороды из нефти, чем это достигается в стабилизационной колонне при 90-100оС. По данным исследований состав выделенного продукта соответствует 360оС. Для улавливания капельной жидкости парогазовая смесь подается в буферную емкость 1 по трубопроводу 3. Далее парогазовая смесь подается в конденсатор-холодильник 4 по трубопроводу 5, где более тяжелые фракции легких углеводородов выделяются в виде конденсата и далее газожидкостная смесь по трубопроводу 6 поступает в бензосепаратор 7, где происходит процесс отделения сухого газа от жидкости и накопление сконденсировавшихся легких углеводородов в нижней части бензосепаратора 7. Сухой газ по трубопроводу 12 подается в топку печи 11 для нагрева нефти, а легкие углеводороды-потребителю. Использование предлагаемой установки для сбора нефти за счет наличия в технологической цепочке гидроциклона позволит значительно (в 50-100 раз) уменьшить металлоемкость, снизить энергозатраты, улучшить качество продукции, не содержит тяжелой фракции легких углеводородов (керосин). Кроме того, использование газа для нагрева нефти в печах уменьшит загазованность территории нефтепарков и экологию окружающей среды.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. УСТАНОВКА ДЛЯ СБОРА НЕФТИ, включающая сепаратор, нефтехранилище, инжектор и трубопроводы отбора нефти и газа, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена буферной емкостью-каплеуловителем, гидроциклоном, установленным на ней и связанным с ней парогазовой линией, конденсатором-холодильником, соединенным с сепаратором и с емкостью-каплеуловителем в точке выхода парогазовой смеси. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она снабжена печью для нагрева нефти, причем она связана с сепаратором трубопроводом для подачи выделенного в нем сухого газа.

www.freepatent.ru

Сбор и подготовка нефти

В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (рис. 98) продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ШЗ), если он расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

 
 

Рис. 98. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора:

1 - скважины; 2 - сепаратор l-.й ступени; 3 - регулятор давления типа "до

себя"; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары;

7 - насос; 8 - нефтепровод; УСП - участковый сборный пункт;

ЦСП -центральный сборный пункт

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет ряд существенных недостатков:

1)  при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет увеличения обводненности, например) система требует реконструкции;

2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;

3)  из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности

4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора достигают 2...3 % от общей добычи нефти.

По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоящее время существует только на старых промыслах.

Высоконапорная однотрубная система сбора (рис. 99) предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

 
 

Рис. 99. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора:

1 - скважины; 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор 1-й ступени; 4 - сепаратор 2-й ступени; 5 - регулятор давления; 6 - резервуары

Напорная система сбора (рис. 100), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

 
 

Рис. 100. Принципиальная схема напорной системы сбора:

1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до

себя"; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефтепровод, 7 - сепаратор 2-й

ступени; 8 - резервуар; ДНС - дожимная насосная станция

Продукция скважин подается сначала на площадку дожим-ной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.

Применение напорной системы сбора позволяет:

-  сконцентрировать на ДСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;

-  применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы;

-  снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора, благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого давления;

-  увеличить пропускную способность нефтепроводов   и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ.

Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождений для использования ее в системе поддержания пластового давления.

В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.

Система, изображенная на рис. 101 а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.

Особенностью схемы, изображенной на рис. 101 б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.

Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к КСП.

     
 
 
 

Рис. 101. Принципиальные схемы современных систем сбора:

а) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;

б) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП;

(обозначения см. на рис. 27.3.)

students-library.com

Установка сбора и подготовки нефти и газа

 

Изобретение касается сбора и подготовки нефти и газа на промыслах, в том числе на месторождениях с высокими давлениями. Целью изобретения является снижение энергетических затрат на компримирование газа и повышение степени использования естественной энергии пласта на месторождениях с высокими давлениями. Установка содержит замерную установку 1, нефтегазовые сепараторы, отстойник 4, подогреватель 3, концевой сепаратор 7, резервуар 8 товарной нефти, трубопровод 11 рециркуляции нефти, газовый трубопровод 14, газожидкостный эжектор 13 и насос 12, дополнительный сепаратор 6 с давлением сепарации 0,08-0,3 МПа, размещенный между предпоследним и концевым сепараторами 5 и 7 на линии трубопровода 11 рециркуляции нефти из концевого сепаратора и соединенный с выходом газожидкостного эжектора 13 и входом газа на нагреватель. Газожидкостный эжектор 13 соединен трубопроводом с выходом отстойника 4. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧEСКИХ

РЕСПУБЛИК (5ц5 В 01 0 17/00, 19/00

ГОСУДАРСТВЕННЪ|Й КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Г р 16

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4454461/23-26 (22) 04.07,88 (46) 07.12.90, Бюл; М 45 (71) Северо-Кавказский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) П.И.Кулаков, Л.П.Дженгазиева, Г.Б.Соловьев, С.А.Заруцкий и Е.А.Ровенков (53) 66.066.6(088,8) (56) Авторское свидетельство СССР

М 829129, кл. В 01 0 17/02, 1979. (54) УСТАНОВКА СБОРА И ПОДГОТОВКИ

НЕФТИ И ГАЗА (57) Изобретение касается сбора и подготовки нефти и газа на промыслах, в том числе на месторождениях с высокими давлениями. Целью изобретения является снижение энергетических затрат на компримирование,,5LI 1611369 А1 газа и повышение степени использования естественной энергии пласта на месторождениях с высокими давлениями, Установка содержит замерную установку 1, нефтегазо-вые сепараторы, отстойник 4, подогреватель 3, концевой сепаратор 7, резервуар 8 трварной нефти, трубопровод 11 рециркуляции нефти, газовый трубопровод 14, газожидкостный эжектор 13 и насос 12, дополнительный сепаратор 6 с давлением сепарации 0,08-0,3 МПа, размещенный между предпоследним и концевым сепараторами 5 и 7 на линии трубопровоДа 11 рециркуляции нефти из концевого сепаратора и соединенный с входом газожидкостного эжектора 13 и входом газа на нагреватель. Газожидкостный эжектор 13 соединен трубопроводом с выходом отстойника 4, 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1611369

Изобретение относится к сбору и подготовке нефти и газа на промыслах и в том числе на месторождениях с высокими давлениями, в частности может быть использовано на месторождениях, в продукции которых содержится сероводород, Целью изобретения является снижение энергетических затрат на компримирование газа и повышение степени использования естественной энергии пласта на месторождениях с высокими давлениями.

На чертеже изображена принципиальная схема установки сбора и подготовки нефти и газа.

Установка состоит из связанных трубопроводами эамерной установки t (для замера дебита скважин), установленных последовательно нефтегазового сепаратора 2 первой ступени сепарации, подогревателя 3 нефти, отстойника 4, нефтегазового сепаратора 5 второй ступени, дополнительного 6 и концевого 7 сепараторов, резервуара 8 товарной нефти (фиг.1).

По трубопроводу 9 обрабатываемой нефти на установку подается сырая нефть, а товарная нефть отводится по трубопроводу 10.

В трубопроводе 11 рециркуляции нефти, соединяющем нефтяную зону концевого сепаратора 7 с газовой зоной дополнительного сепаратора 6, установлены насос 12 и газожидкостный эжектор 13, на прием которого подключен трубопровод 14 из концевого сепаратора 7. По газовой линии 15 газ из дополнительного сепаратора 6 подается на форсунки огневого подогревателя 3. Избыток этого газа подается на прием газового эжектора 16, размещенного на линии 15, или на компрессорную станцию, Эжектор

16 соединен трубопроводом 17 с первым сепаратором 2. Трубопровод 11 рециркуляции нефти соединен с трубопроводом 9 нефти перед дополнительным сепаратором 6.

По газопроводам 18 и 19 газ отводится из сепараторов 2 и 5 потребителям, На вход сепаратора 2 первой ступени сепарации осуществляется ввод реагентэдеэмульгаторэ с помощью дозаторной установки 20. По трубопроводу 21 часть нефти отводится из отстойника 4 и подается на газожидкоСтный зжектор 13 в качестве рабочего агента. Вода из отстойника 4 сбрасывается по трубопроводу 22 на установку подготовки сточных Вод.

На случай выхода из строя насоса 12 предусмотрен компрессор 23. Давление в дополнительном сепараторе 6 должно составлять 0,08-0,3 МПа. Если давление сепарации в дополнительном сепараторе меньше 0,08 МПа, то возникают затруднения с подачей газа на подогреватель. что нежелательно, так как не позволяет использовать газ на собственные нужды, Еслидавление сепарации в дополнительном сепараторе больше значений 0,3 МПэ, то увеличивается количество газа на концевой ступени сепарации, что ведет к возрастанию энергетических затрат на компримирование газа концевой ступени сепарации, а следовательно, нецелесообразно.

Давление на дополнительной ступени сепарации влияет на количество газа, поступающего на концевую ступень сепарации; чем оно выше и чем большее количество нефти поступает на концевую ступень сепарации, тем большее количество газа выделяется на концевой ступени, причем дегазированная нефть, подаваемая на эжектор насосом, также насыщается газом и выносит его на концевую ступень сепарации.

Давление сепарации (Р1) на дополнительной ступени связано с количеством циркулирующей нефти, параметрами эжектора и растворимостью газа в нефти выражением

Р1— q> + о2) а где Кэ — коэффициент эжекции эжекторнай установки, м /ч;

qt — количество дегазированной нефти, подаваемой насосом на эжектор, м /ч;

О2 — количество дегазированной нефти, поступающей на сепарационную установку с промысла, мз/ч; а — коэффициент растворимости газа в нефти.

Коэффициент эжекции зависит от конструкции эжектора и может изменяться в пределах 3,5 — 8 м /т, Установка оаботает следующим образом.

Газожидкостная смесь из скважин по приемному трубопроводу 9 поступает на групповую замерную установку 1, где осуществляется замер дебита скважин. После замера продукция скважин поступает нэ центральный пункт промысловых сооружений в сепаратор 2 первой ступени сепарации, где смесь при давлении 1,8 — 2,0 МПа разделяется на газ и водонефтяную эмульсию.

Газ с давлением 1,8 — 2,0 МПа, по газопроводу 18 направляется потребителю (на газоперерабатывающий завод) или на газовый эжектор 16 по трубопроводу 17, Газоводонефтяная смесь, поступающая в сепаратор 2 первой ступени сепарации, обрабатывается реагентом-деэмульгатором с помощью дозаторной установки 20. Водэ1611369

55 нефтяная эмульсия из сепаратора 2 поступает через подогреватель 3 в отстойник 4, где при давлении 1,6-1;7 МПа осуществляется обезвоживание нефти.

Обеспечение оптимального гидродинамического и теплового режима подготовки (40 — 80 С) и необходимого времени отстоя эмульсии в отстойнике 4 (в зависимости от физико-химических свойств нефти, типа и устойчивости эмульсии) позволит нэ выходе из отстойника 4 получить обезвоженную нефть и сточную воду высокого качества.

Вода из отстойника 4 по трубопроводу

22 направляется на установку подготовки сточных вод, О безвожен на я нефть последовательно разгазируется в сепараторах 5 — 7 при давлениях соответственно 0,6; 0,8 — 0,3 и

0,01 — 0,005 МПа

Газ.из сепаратора 5 под давлением 0,6

МПа по газопроводу 19 направляется потребителю (на газоперерабатывающий завод, газораспределительную станцию или компрессорную установку). Газ из сепаратора 6 дополнительной ступени с давлением 0,080,3 МПа по линии 15 подается на форсунки огневого подогревателя 3 (при его работе).

При отключении подогревателя 3 газ из сепаратора 6 с давлением 0,08-0,3 МПа поступает на прием газового эжектора 16, где он газом из сепаратора 2 с давлением 1,8 — 2,0

МПа дожимэется до давления 0,6 МПа и по газопроводу 18 подается потребителю.

Нефть из сепаратора 7 по трубопроводу

11 насосом 12 подается в газожидкостный эжектор 13, которым газ низкого давления (близкого к атмосферному) по газопроводу

14 отбирается из сепаратора 7 концевой ступени сепарации и подается на вход сепаратора 6 с давлением 0,08 — 0,3 МПа.

При отключении эжектора 13 предусмотрен компрессор 23, которым газ концевой ступени сепарации компримируется до давленич 0,08-0,3 МПа и подается на вход дополнительного сепаратора 6, На месторождениях с высокими давлениями (1,8-2,0 МПа и выше) с целью повышения степени использования естественной энергии пласта предусмотрен трубопровод 21, по которому обезвоженная . гэзонасыщенная нефть с давлением 1,6 — 1,7

МПа после отстойника 4 подается на эжектор 13 в качестве рабочего агента, Пример 1, На месторождении ГойтКорт ПО иГрознефть" производится трехступенчатая сепарация нефти при давлениях

1,8; 0,8 и 0,05 Mila, Газ концевой ступени сепарации в количестве около 40тыс.м газа в сутки сбрасывается на факел.

Применение предлагаемой системы с установкой дополнительной ступени сепарации, на которой поддерживается давление Р1 = 1 5 1 2 — 1,25 кгс/см или 0,125 МПа, 4,5 0,5

2 а газ концевой ступени сепарации компримируется эжектором (l4 - 4,5) до этого же давления, позволит утилизировать весь газ и использовать его на собственные нужды (для подогрева нефти). При этом потребуется компримировать до давления 0 125 МПа не весь газ (в количестве 40 тыс. м ), а только около 1,5 — 2,0 тыс.м /сут, причем для утиз лизации этого газа потребуется рецеркулировать только 380 — 500 м /сут нефти вместо 10000 м /сут при применении известного способа, Пример 2, На месторождении Махачкала-Тарки ПО "Дагнефть" производится трехступенчатая сепарация газа при давлениях 1,8; 0,4 и 0,05 МПа. При этом около

10600 м /сут сжигается на факеле из-за не з возможности его использовать (ввиду низкого давления этого газа).

Применение предлагаемой системы с установкой дополнительной ступени сепарации, на которой поддерживается давление P> — — 1,218 кгс/см или

3,9 0,6

1,6 1,2

0,122 МПа, позволит утилизировать весь газ на собственные нужды (для подогрева нефти при ее подготовке). При этом потребуется компримировать до давления 0,05—

-0,122 Mila около 1000 м /сут газа (вместо

10600 м ), причем для утилизации этого з газа потребуется рециркулировать около 250-300 м нефти в сутки вместо з

2150 — 2200 м /сут.

Пример 3. На ЦППС "Брагуны" сепарация нефти осуществляется в три ступени при давлениях 3,2; 1,2 и 0,05 МПа.,На последней ступени сепарации выделяется 85—

-87 тыс. м газа в сутки. При этом осложняется сепарация нефти и газа и часть аклюдированного газа уносится нефтью в резервуар, что приводит к потерям нефтяного газа.

Применение предлагаемой установки с дополнительной ступенью сепарации с давлением 0,2 МПа позволит улучшить условия сепарации на концевой ступени, утилизировать весь газ при минимальных затратах на компримирование газа концевой ступени

4,8 1 сепарации дп даелеиия Pl — 7 — - — - ——

=2 кгс/см или 0,2 МПа. При этом потребуется компримировать.до давления 0,05—

-0,2 МПа около 22,5 тыс.м газа в сутки (вмез сто 85-87 тыс,м ) с рециркуляцией

1611369

Формула изобретения

1. Установка сбора и подготовки нефти и газа, содержащая нефтегазовые сепараторы, отстойник, концевой сепаратор, трубопровод обрабатываемой нефти, Составитель О, Калякина

Техред М,Моргентал Корректор Л. Бескид

Редактор И, Горная

Заказ 3785 Тираж 573 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбина "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 101 около 5 6тыс,м /сут нефти вместо 16- 18 з тыс.м /сут при применении известного способа.

Таким образом, предлагаемая установка на месторождениях с высокими давлениями позволяет снизить энергетические затраты на компримирование газа концевых ступеней сепарации и более рационально использовать естественную энергию пласта. Кроме того, установка сепарации позволяет эффективно использовать нефтяной гаэ концевых ступеней сепарации, который на многих месторождениях в настоящее время сжигается в факелах. На месторождениях, в продукции которых содержится сероводород, применение предлагаемой системы позволит также обеспечить охрану окружающей среды. соединенный с трубопроводом рециркуляции нефти из концевого сепаратора, гаэожидкостный эжектор и насос, размещенные на трубопроводе рециркуляции нефти, о т л и5 ч а ю щ а я с я тем, что, с.целью снижения энергетических затрат на компримирование газа и повышения степени использования естественной энергии пласта на месторождениях с высокими давлениями, установка

10 снабжена дополнительным сепаратором, размещенным на трубопроводе обрабатываемой нефти перед концевым сепаратором, подогревателем, соединенным газовой линией с дополнительным сепаратором и

15 установленным совместно с отстойником между первым и вторым сепараторами и эжектором, установленным на газовой линии и соединенным с первым сепаратором, при этом трубопровод рециркуляции нефти

20 соединен с трубопроводом нефти перед дополнительнымым сепаратором.

2.Установка поп,1, отличающаяся тем, что газожидкостный эжектор соединен трубопроводом с выходом отстойника.

    

www.findpatent.ru

Установка для сбора нефти и нефтепродуктов с поверхности воды

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 4235611/29-15 (22) 27.04.87 (46) 07.11.88. Бюл. № 41 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (72) Д. Ф. Ихсанов, А. Г. Гумеров, А. Д. Ихсанов, К. А. Забела, Ю. К. Значков, А. Б. Васильева, В. Х. Галюк и В. Ф. Баев (53) 627.2 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 1100379, кл. Е 02 В 15/04, 1982.

Авторское свидетельство СССР № 1318648, кл. E 02 В !5/04, 1985. (54) УСТАНОВКА ДЛЯ СБОРА НЕФТИ И

НЕФТЕПРОДУКТОВ С ПОВЕРХНОСТИ

ВОДЫ (57) Изобретение относится к охране окружающей среды. Цель изобретения — повышение эксплуатационных качеств. Установка содержит выносное заборное устройство 1, отстойно-вакуумный резервуар 2. К нижней части резервуара 2 подсоединен одним концом сливной pyкав 28. Дpyгой конец рукава 28 оборудован обратным клапаном 29 и вывсден в зону действия заборного устройства 1 ниже уровня поверхности собираемой пленки нефти. Под днищем отстойно-вакуумного резервуара 2 в месте подсоединения сливного рукава 28 выполнен водонакопитель 27, который огражден вертикальной сеткой 30 и прикрыт сверху козырьком 31. Гиокие шланги !9, 24 ввода и вывода нефти в отстойно-вакуумном резервуаре 2 закреплены на соответствующих уровнях жидкости. Решетка 9 приемной камеры 6 заборного устройства может быть прикреплена к задней стенке камеры 6 с возможностью перемещения в вертикальной плоскости. Прутки 10 решетки 9 в передней части могут быть загнуты вверх. Отстойно-вакуумный резервуар 2 может иметь торцовый фланцевый разъем. 3 з.п.ф-лы, 2 ил.

1435699

Изобретение относится к средствам для сбора нефти с поверхности водоемов, преимущественно при ликвидации последствий аварийных разливов при наличии колотого льда и мусора.

Цель изобретения — повышение эксплуатЭ цион н ы х качеств.

На фиг. 1 изображена установка для сбора нефти и нефтепродуктов с поверхности арды; на фиг. 2 — узел 1 на фиг. 1 (водон копитель).

Установка представляет собой комплект и плавучего выносного заборного устройств 1, отстойно-вакуумного резервуара 2 с в куумным насосом 3 и нефтяным насосом 4.

Выносное заборное устройство 1 состоит и поплавков 5, приемной камеры 6 с задн и 7 и передне 1 ф стенками. Приемная к мера 6 снизу оснащена решеткой 9, выполи нной из прутков 10, с шарниром 11, закрепленным к нижней кромке задней стенки

7l Спереди решетка 9 имеет изгиб вверх лод прямым углом. Наверху нефтесборного уст1 ройства имеется шарнирно-рычажный меха-!

«1изм, состоящий из коромыслового рычага

12, шарнира 13, пружины 14, рукоятки 15. ри этом один конец рычага 12 крепится шарнирно к отогнутому краю решетки 9, а ружина 14 растяжения — между рукоят

Нефтесборное устройство 1 вакуум-прово1 ом 16 соединено с отстойно-вакуумным резервуаром 2. Нефтяной насос 4 на выходе имеет обратный клапан 17. Всасывающий 1атрубок 18 нефтяного насоса 4 введен в отстойно-вакуумный резервуар 2 и оснащен

Конец 25 шланга 24 зафиксирован по высоте в среднеЙ части отстойно-вакуумного резервуара 2 с помощью четырехзвенного шарнирного поплавкового механизма 22.

Открытые концы 21 и 25 направлены в противоположные стороны.

В нижней части отстойно-вакуумного резервуара 2 выполнен водонакопитель 27, от которого выведен сливной рукав 28, конец которого оборудован обратным клапаном 29, вмонтированным во внутреннюю стенку одного из поплавков 5 под приемной камерой 6 и решеткой 9. Для предотвращения загрязнения накопителя 27 тяжелыми нефтяными фракциями последний огражден по контуру вертикальной сеткой 30, а сверху прикрыт козырьком 31. Сам отстойно-вакуумный резервуар 2 выполнен с

40 фланцевым резъемом 32 для обеспечения очистки его поСле длительной эксплуатации и удобства монтажа оборудования.

Вся установка смонтирована на прицепе 33, а привод вакуумного и нефтяного насосов осуществляется, например, от передвижной электростанции 34. Для подготовки нефтесборщика к работе отстойновакуумный резервуар 2 на прицепе 33 устанавливается, например, на берегу реки. Выносное заборное устройство 1 опускается назагрязненный участок реки с возможностью подтекания пленки нефти 35 под приемную камеру 6. 11ри этом контакт кромок задней стенки 7 и передней 8 должен обеспечить полную герметичность вакуумной системы. Решетка 9 должна быть поднята вверх до контакта с кромкой передней стенки 8 и зафиксирована в этом положении шарнирно-рычажным механизмом с пружиной 14.

Выносное заборное устройство 1 соединяют вакуум-проводом 16 с отстойно-вакуумным резервуаром 2, а сливной рукав 28 подсоединяют к обратному клапану 29. Напорный патрубок насоса 4 трубопроводом 22 подсоединяют через обратный клапан 17 к резервуару 23. Производят электрообвязку привода насосов 3 и 4 с передвижной электростанцией 34.

Установка работает следующим образом.

После подключения электростанции 34 включают вакуум-насос 3. При этом клапан

17 нефтяного насоса 4 и клапан 29 водосливного рукава 28 закрь.ты. Обратный клапан выносного заборного устройства 1 открывается и уровень воды с нефтяной пленкой поднимается в приемной камере 6. Поплавки 5 удерживают нефтесборное устройство на плаву.

Пленка нефти 35, всплывая в приемной камере 6, утолщается, и нефть по вакуумпроводу 16 поступает через гибкий шланг 24, открытый конец 25 которого удерживается вблизи зоны раздела фаз (нефть †во) за счет шарнирно-четырехзвенного поплавкового механизма 26 в отстойно-вакуумный резервуар 2.

При поднятии уровня нефти в отстойно-вакуумном резервуаре 2 ".åðåç открытый конец 21 заполняется нефтью гибкий шланг

19 и всасывающий патрубок 18 насоса 4, откачивающего ее в резервуар 23. -1асть воды, поступившей вместе с нефтью в отстойно-вакуумный резервуар 2, заполняет водонаколитель 27 и водосливной рукав

28 до обратного клапана 29, который открывается силой, зависящей от разности удельных весов нефти и воды и высоты раздела фаз в отстойно-вакуумном резервуаре 2 над клапаном 29.

Эта сила вычисляется по формуле

P=(cp — q„)XH X5, где Р— сила прижатия клапана 29 к седлу;

1435699

4 вуара от нефти и воды открывают фланцевый разъем 32 и очищают отстойно-вакуумный резервуар от осадков тяжелых фракций.

Формула изобретении

1. Установка для сбора нефти и- нефтепродуктов с поверхности воды, содержащая выносное заборное устройство с приемной камерой, снабженной решеткой, выполненной нз прутков, отстойно-вакуумный резервуар с гибкими шлангами ввода и вывода нефти, запорное оборудование, вакуумный и нефтяной насосы, отличающаяся тем, что с целью повышения эксплуатационных качеств, к нижней части отстойно-вакуумного резервуара подсоединен одним концом сливной рукав, другой конец которого оборудован обратным клапаном, закрепленным под приемной камерой, при этом под днищем отстойно-вакуумного резервуара в месте подсоединения сливного рукава выполнен водонакопитель, огражденный вертикальной сеткой, прикрытый сверху козырьком.

2. Установка по и. 1, отличающаяся тем, что гибкие шланги ввода и вывода нефти в отстойно-вакуумном резервуаре закреплены на поплавках.

3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что решетка приемной камеры шарнирно закреплена к ее задней стенке с возможностью перемещения в вертикальной плоскости, при этом прутки решетки в передней части загнуты вверх.

4. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что отстойно-вакуумный резервуар снабжен торцовым фланцевым разъемом. з д, — удельный вес воды;

q„— удельный вес нефти;

Н вЂ” высота (задаваемая) раздела фаз нефть — вода;

S — площадь пропускного сечения клапана 17.

При накоплении нефти в отстойно-вакуумном резервуаре 2 включают нефтяной насос 4, который через открытый конец 21, гибкий шланг 19, всасывающий патрубок 18 захватывает нефть и откачивает ее через 10 обратный клапан 17 и трубопровод 22 в резервуар 23 для дальнейшей обработки.

Насос 4 работает периодически в зависимости от количества поступающей нефти в отстойно-вакуумный резервуар 2. При большом поступлении нефти в отстойно-вакуум15 ный резервуар 2 насос 4 работает непрерывно. Для увеличения производительности установки параллельно насосу 4 может быть подключен любой из насосных агрегатов (например, ПНА — 1, ПНА — 2, АНБ), имеющих 20 ся в оснащении аварийных бригад.

При накоплении мусора перед решеткой 9 поднятием рукоятки 15 и опусканием решетки 9 вниз затапливают мусор и в дальнейшем мусор течением уносится вдоль решетки 9, которая при этом занимает наклонное положение. Подплывающая порция мусора удерживается дополнительным изгибом решетки. Мусор, продвигаясь вдоль решетки 9, промывается чистой водоы и отмытая нефть всплывает в приемную камеру 6.

При отпускании рукоятки 15 пружина 14 притягивает рукоятку 15, поворачивает шарнир 13, возвращая решетку 9 в исходное пол ожен и е.

После окончания работ по сбору нефти и освобождения отстойно-вакуумного резерi з7

Составитель Л. Шве лева

Редактор А. Ворович Техред И. Верес Корректор Г. Решетник

Заказ 5517!27 Тираж б37 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, К вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

   

www.findpatent.ru

Установки для сбора нефти и газа

    Технологические установки с взрывопожароопасными производствами на центральных пунктах сбора нефтяных месторождений (установки подготовки нефти, газа и воды, предварительного сброса пластовой воды) [c.9]

    Напорная система сбора нефти и газа института Гипровостокнефть основана на принципе оптимального использования энергии пласта или напора глубинных насосов и включает в себя укрупненные нефтепромысловые объекты групповые установки, дожимные нефтенасосные станции, участковые и кольцевые сепарационные установки, сырьевые парки, установки подготовки нефти и товарные резервуарные парки, а также системы газосбора с объектами подготовки газа и объекты поддержания пластового давления. [c.64]

    Блочная автоматизированная замерная установка Спутник А предназначена для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, контроля за их работой по подаче, а также для автоматической блокировки скважин и установки в целом при возникновении аварийных ситуаций. [c.69]

    Следует выделить из нефти газ и наиболее летучие ее компоненты. Если этого не сделать, то при хранении нефти даже за то время, которое пройдет, пока она попадет на нефтеперерабатывающий завод, газ и наиболее летучие жидкие углеводороды выделятся и будут утеряны. А между тем газ и наиболее летучие жидкие углеводороды являются ценными продуктами. Поэтому одна из задач очистки нефти заключается в выделении и сборе газа и летучих ее компонентов. Для этой цели применяются различной системы трапы и установки стабилизации нефти. [c.247]

    Компрессоры большой производительности используются в газ-лифтных системах добычи нефти при обратной закачке газов в пласт с целью увеличения добычи ее на истощенных месторождениях, для закачки различных газов в естественные пустоты земной коры вблизи промышленных центров с целью удовлетворения спроса во время пиковых нагрузок и компенсации неравномерности потребления газа. Они находят применение при сборе и транспортировке газа низкого давления, поступающего от одной или нескольких скважин месторождения в установках для сжижения газа, а также при выработке сжатого воздуха высокого давления, используемого в различных технологических процессах. [c.338]

    Сбор нефти и газа с месторождения осуществляют на площадках дне I и комплексного сборного пункта КСП II с поступлением на каждую из них от 3 до 5 млн. т нефти в год [29]. Продукция скважин 1 по отдельным выкидным линиям 2 поступает на замерные установки 3. расположенные непосредственно на площад- [c.37]

    В состав технологических сооружений ГНС при перекачке газонасыщенных нефтей входят.(рис. 31) аварийная сепарационная установка 13, резервуарный парк, подпорная насосная 18, буферная емкость 10, замерный узел 14, установка сглаживания волн давления, узел регуляторов давления 8, перекачивающая насосная 5, технологические трубопроводы с узлами переключения 19, узел пуска скребка 7, система сбора выделившегося газа и сброса его на факел и вспомогательные сооружения. [c.77]

    На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти. На смену негерметизированным схемам, эксплуатация которых была связана с потерями газа и легких фракций нефти, пришли экологически более безопасные герметизированные системы сбора, очистки и хранения. Сырая нефть из группы скважин поступает в трапы-газосепараторы, где за счет последовательного снижения давления попутный газ отделяется от жидкости (нефть и вода), затем частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газоперерабатывающий завод (или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления). После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные газы в количестве до 4 % масс. В трапах-газосепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты называют также отстойниками. Далее нефть из газосепараторов поступает в отстойные резервуары, из которых она направляется на установку подготовки нефти (УПН), включающую процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации. [c.176]

    Продолжаются работы по реконструкции сбора нефти и газа с переводом на автоматизированный, герметизированный, однотрубный сбор нефти и газа с концевыми сепарационными установками. В настоящее время на однотрубный сбор переведена 90% скважин. [c.76]

    В настоящее время в СССР 70% всех газоперерабатывающих заводов используют в качестве сырья нефтяной газ. Особое значение имеют газоперерабатывающие заводы с комбинированными установками переработки нефти и газа на промыслах. На первом этапе для извлечения целевых углеводородов из газа использовали малоэффективный способ — абсорбцию газов из нестабильной и стабильной нефти. Позднее появились новые технологические рещения с применением в качестве абсорбента стабильного бензина, получаемого из нефти на комбинированных установках. Такую технологию использовали в схемах газоперерабатывающих заводов Северного Кавказа и на Азербайджанском ГПЗ. Высокие пластовые давления на месторождениях Северного Кавказа позволили осуществить на этих нефтяных промыслах комплексную герметизированную схему сбора, транспортирования и промысловой подготовки нефти и газа, включающую  [c.204]

    Технические условия. — Взамен Н 545—58 Оборудование блочное автоматизированное установок подготовки нефти. Номенклатура нормируемых показателей надежности Установки подготовки нефти. Параметрические ряды Установки сбора и транспорта нефти и нефтяного газа. [c.232]

    Ранее в схемы нефтеперерабатывающих заводов включались несколько однотипных установок небольшой мощности, которые работали параллельно, что требовало создания сложной сети трубопроводов, промежуточных емкостей и насосных, обеспечивающих транспорт, сбор, перекачивание газов и жидких углеводородов на газофракционирующую установку. С введением же в схему завода укрупненных или комбинированных установок, производительностью по 6 млн. т нефти в год, резко изменились условия размещения установок, в том числе и ГФУ. [c.103]

    Основными промысловыми объектами, потребляющими воду, следует считать скважины в бурении и скважины в эксплуатации установки по деэмульсации нефти, по сбору нефти и газа, для де- [c.6]

    Компрессорные, насосные и установки комплексной подготовки нефти в системах сбора нефти и газа [c.330]

    Установка предназначена для измерения дебита жидкости (нефть, вода) и газа, добываемых из нефтяных скважин в том числе с высоким газовым фактором. Областью применения являются системы герметизированного сбора нефти и попутного газа на нефтепромыслах. Установка состоит из блока технологического (БТ), блока автоматики (БА), блока переключения (БП). [c.60]

    Назначение - для дегазации непенистых нефтей и очистки попутного газа в установках сбора и подготовки нефти. [c.338]

    В учебнике описаны основные технологические системы сбора нефти, газа и воды на нефтегазодобывающем предприятии. Рассмотрены индивидуальные и групповые замерно-сепарационные установки, сепараторы, дожимные насосные станции. Дается классификация промысловых трубопроводов, показаны способы их защиты от коррозии. Рассмотрены трубопроводная и запорная арматура, регуляторы давления, расхода и предохранительные клапаны. Описаны принципы замера объема жидкости и газа, совмещенные сепарационные установки для предварительного разделения нефти, газа и воды. [c.351]

    Система сбора нефти и газа Бароняна—Везирова (Р ис. 13) была разработана в 1946 г. для месторождений Азербайджана и Туркмении, где получила большое распространение. Систсхма предусхматривает однотрубный сбор продукции скважин на участке скважина— сборный пункт. Герметизация достигается тем, что вся продукция скважин под давлением на устье 0,4—0,5 МПа независимо от способа эксплуатации (фонтанный, компрессорный, насосный) направляется по выкидным линиям на групповые замерные установки, далее в об- [c.62]

    Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Групповые траппо-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной скважине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа на прием компрессорных станций. [c.65]

    Достоинством газообразного топлива является то, что его можно легко очистить от сернистых соединений. Образование сернистого ангидрида при сжигании газообразного топлива может быть сведено к минимуму. Ресурсы газообразного топлива на НПЗ зависят от технологической схемы предприятия, степени оснащения газоперерабатывающими производствами. На многих заводах из-за отсутствия системы сбора и переработки газов сжигается в трубчатых печах такое ценное химическое сырье, как пропан, пропилен, бутаны и бутилены. Например, на одном из нефтеперерабатывающих заводов, где мощности по утилизации газа недостаточны, а на переработку поступает нефть с высоким содержанием легких углеводородов, в течение нескольких лет общий расход топлива составлял 650—700 тыс. т/год, в том числе газа — 450—500 тыс. т/год и мазута 150—200 тыс. т/год. На другом НПЗ до строительства газофракционирующей установки (ГФУ) предельных газов 90% общей потребности в топливе покрывалось за счет сжигания газа. После того, как строительство ГФУ было заверщено, в топливную сеть стали поступать только так называемые сухие газы, содержащие метан, этан и небольшое количество пропана, п топливный баланс завода изменился. Газом обеспечивается не более 30% потребности в топливе. [c.274]

    При добыче и переработке газа применяют трапы для разделения нефти и газа в системе сбора па промыслах сорбционные и выпарные аппараты в установках по осушке газа аппараты для сухо11 и мокрой очистки газа па компрессорных станциях аппараты для промысловой переработки газа газоконденсатных месторождений и аппараты газофракционируюпщх установок. Аппараты двух последних групп обычно используются на газобензиновых заводах [11]. [c.18]

    С точки зрения комплексного подхода к системе сбора, подготовки нефти и переработки газа представляет интерес опыт эксплуатации нефтяного месторождения Рейнбоу-Лейк [41], расположенного на себеро-западе Канады в провинции Альберта. По климатическим условиям этот район Канады очень близок к условиям Западной Сибири. Месторождение расположено в труднодоступном таежном заболоченном месте, на территории которого построен газоперерабатывающий завод. Основное назначение завода — подготовка нефти и переработка нефтяного газа с целью получения обессоленной и обезвоженной стабильной нефти, сухого газа, широкой фракции легких углеводородов и элементарной серы. Связь с заводом осуществляется в основном с помощью авиации. Сбор нефти и газа на месторождении Рейнбоу-Лейк имеет много общего с лучевой системой сбора, описанной выше. Газонефтяная смесь прямо от скважины через замерные установки поступает на завод, где все потоки объединяются в одном коллекторе. Непосредственно на территории завода осуществляют сепарацию нефти в три ступени. Отделение газа в сепараторе первой ступени происходит при давлении 0,75 МПа и температуре 25°С. Нефть после сепаратора подогревают паром в теплообменнике до температуры 75—80°С и направляют сначала в сепаратор второй ступени с давлением 0,25 МПа, а затем в сепаратор третьей ступени с давлением 0,1 МПа. Далее нефть идет иа установку по обезвоживанию и обессоливанию. Доведенную до кондиции нефть перекачивают по нефтепроводу на НПЗ. Нефтяной газ, отделившийся на третьей и второй ступенях сепарации, самостоятельными потоками поступает на разные цилиндры компрессора, дожимается до давления 0,75 МПа и подается на смешение с газом первой ступени. Нефтяной газ месторождения Рейнбоу-Лейк содержит около 5% сероводорода. Поэтому, прежде чем поступать на блок переработки, этот газ подвергается очистке от НгЗ по абсорбционной схеме. Переработку газа осуществляют по схеме низкотемпературной конденсации при давлении 2,7 МПа и температуре — 18°С. Для осушки газа применяют 80%-ный раствор триэтиленгликоля (ТЭГ), который инжектируется в сырьевые теплообменники и в распределительную камеру пропанового холодильника. Точка росы осушенного газа достигает —34°С. Основную часть перерабо- [c.39]

    При сборе попутного газа отделение газа от нефти осуществляется в специальных сепараторах — трапных установках. На рис. 1П-3 показан трап низкого давления. Через патрубок 6 в него вводится нефть из обвязки скважины. Выделяющийся газ устремляется вверх и через систему отбойных конусов уходит в отводящий штуцер. Нефть, в значительной степени лишенная газа, сливается в нижнюю часть сепаратора и отводится через [c.65]

    Нередко применяются двухступенчатые сепараторы и системы газопровода двух давлений. На рис. 111-4 приведена одна из распространенных схем сбора нефти и газа. Здесь помимо трапов высокого и среднего давления имеются групповые трапные установки низкого давления, из которых газ забирается и транспортируется далее компрессорной станцией 12. [c.66]

    Существуют различные системы внутрипромыслового сбора и транспортировки нефти, различающиеся условиями перемещения нефти и газа, схемой отделения газа от нефти. Старейшая— самотечная система, при которой перемещение нефти происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой замерной установки (рис. 1.3,а). Нефть, газ и вода от скважины 1 поступают на индивидуальную замернук> установку (ИЗУ) 2, расположенную вблизи от скважины. В ИЗУ от газа отделяют нефть и воду, которые по самотечным выкидным линиям 4 транспортируют в участковые негермсти-зированные резервуары 5. Из резервуаров 5 нефть насосами 6 подают по коллектору 7 на установку подготовки нефти 9, а воду после отстоя сбрасывают в канализацию. Если позволяет [c.18]

    Использование кислых технологических сред, а также применение кислот для различного рода технологических операций приводят к интенсивной коррозии металлического оборудования, трубопроводов, емкостей, машин, агрегатов, арматуры и т. п. Так, например, интенсивной коррозии подвергается оборудование нефтеперерабатывающих заводов, где в ходе технологического процесса переработки нефти образуются соляная, сероводородная, уксусная, нафтерювая кислоты. В нефтегазодобывающей промышленности коррозии подвержены оборудование скважин, насосно-компрессорные трубы, установки сбора и перегонки нефти и газа из-за наличия сопутствующих кислых газов сероводорода, углекислоты. В химической промышленности коррозионному разрушению подвергаются емкости для хранения кислот, реакторы, перекачивающие насосы (например, крыльчатки насосов, перекачивающих катализат в производстве уксусного альдегида, выходят из строя через 2—3 сут). Химическая обработка металлоизделий, проката, труб, проволоки в кислотах и кислых средах вызывает интенсивное растворение металла и значительные безвозвратные потери его. Считают, что при травлении окалины с поверхности стальных горячекатанных полос в кислотах теряется от 2 до 4 % протравливаемой стали, что при годовом производстве в 150 млн. т составляет 3—6 млн. т металла. Еще более опасны сопутствующие равномерной коррозии процессы локальной коррозии, наводороживания, коррозионного растрескивания, усталостного разрушения сталей. Так, по данным обследования химических заводов Японии, в 1979 г. более 50 % оборудования, разрушенного под воздействием кислых агрессивными сред, приходилось на локальную коррозию, коррозионное растрескивание, коррозионную усталость и лишь 33 % — на общую коррозию. [c.6]

    К технологическим объектам, способным вьщелять в атмосферу загрязняющие вещества, относятся буровые установки, нефтяные и газовые промыслы, установки сбора и подготовки газа, конденсата и нефти, газо- и нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), нефтехимические комбинаты, компрессорные станции, магистральные газо- и нефтепроводы, станции подземного храненР1я газа, газораспределительные станции, энергетические установки, морские платформы, механические и ремонтные заводы и др. [c.17]

    Газы попадают на факел с технологических установок и из емкостей сжиженных газов из-за неправильного ведения технологического режима или отсутствия на заводе газофракционирующей установки. На факеле сжигают сухие и жирные газы. С сжиганием газа на факеле необходимо повседневно бороться. Жирный факельный газ является высокосортным сырьем для про-мышленноспи органического синтеза, а сухой газ — энергетическим топливом. Поэтому утилизация его чрезвычайно целесообразна. На заводах газ, сбрасываемый на факел, необходимо собирать в газгольдеры и затем компрессорами подавать на газофракционирующие установки, а оттуда — на нефтехимические заводы или в топливную сеть предприятия. Для безотказной работы факельной аппаратуры целесообразно иметь два газгольдера общей емкостью из расчета 1,5—2,0 тыс. на 1 млн. т перерабатываемой нефти. Потери газа при сжигании его на нефтеперерабатывающих заводах на факелах, в особенности там, где нет установок по сбору факельного газа, составляют в среднем 0,2—0,3 объемн. % от перерабатываемой нефти, или до 10% от общего количества безвозвратных потерь. [c.93]

    Усовериенствование существующих и разработка новых схем сбора нефти я газа и внедре ние их на промыслах позволили в известной степени сократить капитальные и эксплуатационные затраты и расход металла, улучшить условия труда и санитарное состояние промыслов, снизить себестоммость продукции и повысить степень герметизации сбора я транспорта нефти и газа. Разрабатываются и внедряются новые аппараты и установки для более четкого разделения нефти и нефтяного газа с применением гидроциклонных сепараторов,что дало возможность применять в системах сбора нефти и газа более совершенные герметизированные замерные устройства. [c.9]

    Существуют различные системы впутрипромыслового сбора и транспортировки нефти, различающиеся условиями перемещения нефти и газа, схемой отделения газа от нефти. Старейшая— самотечная система, при которой перемещение нефти происходит за счет превышения отметки устья скважины нэд отметкой замерной установки (рис. 1.3, а). Нефть, газ и вода от скважины 1 поступают на индивидуальную замерную установку ( ИЗУ) 2, расположенную вблизи от скважины. В ИЗУ от газа отделяют нефть и воду, которые по самотечным выкидным линиям 4 транспортируют в участковые негерметизированные резервуары 5. Из резервуаров 5 нефть насосами 6 подают по коллектору 7 на установку подготовки нефти 9, а воду после отстоя сбрасывают в канализацию. Если позволяет рельеф местности, то насосы 6 не сооружают, а коллектор 7 представляет собой самотечный трубопровод. Газ, выделившийся в ИЗУ, передают на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). [c.18]

    Схема негерметизированной самотечной системы сбора и транспортирования нефти, газа и воды приведена на рис. 6, а. Нефть, газ и вода от скважины 1 поступают на индивидуальную замерную установку (ИЗУ) 2, расположенную в непосредственной близости от скважин. Нефть и вода, отделившиеся в ИЗУ от газа, по самотечным выкидным линиям 4 транспортируются в участковые негерметизированпые резервуары 5 сборного пункта. Из резервуаров 5 нефть забирается насосами 6 и подается по сборному коллектору 7 на установку подготовки нефти (УПН). Если позволяет рельеф местности, то насосы 6 не сооружают и коллектор 7 также является самотечным. Вода, отстоявшаяся в резервуарах 5, сбрасывается в канализацию. Газ, отделенный от нефти в ИЗУ, транспортируется до газоперерабатывающего завода (ГПЗ). [c.96]

    Сепараторы. нефтегазовые (ТУ 3683-015-00220322-99) предназначены для дегазации непени-стой нефти и очистки попутного газа, применяемые в установках сбора и подготовки продукций нефтяных месторождений. Сепараторы изготавливаются следующих типов Тип I - применяются в компоновке [c.99]

    Сбор нефти и газа по бакинской системе. В соответствии с дан-нымп, приведенными в 2, расход воды в сборных пунктах, организованных по бакинской системе, принимается на одну установку в 80. M j ym и 3,32. н /час. Коэффициент часовой неравно-.мерногтп [c.41]

    Сбор нефти и газа по системе А. Г. Бароняна и С. А. Везирова. Согласно практическим данным, приведеншм в 2, подача воды из водопровода на сборный пункт системы А. Г. Бароняна составляет па одну установку от 250 до 300 сут. [c.42]

    НГС - нефтегазовью сепараторы предназначены для дегазации нефти и очистки попутного газа в установках сбора и подготовки продукции нефтяных месторождений. Применяют на входных, промежуточных и концевых ступенях промьюло-вых установок подготовки нефти. [c.138]

    В состав систем сбора нефти и попутного газа входят компрессорные установки для сжатия попутного газа, выделяющегося в сепараторах подаваемого потребителям вис промысла (газобензиновые заводы и др.), и для иодачи газа в ск1 ажипы в качестве рабочего агента — на промыслах, где применяется компрессорная эксплуатация скважип (газлифт). [c.330]

chem21.info