установка сепарации продукции скважин

Формула изобретения

Установка сепарации продукции скважин, содержащая сепараторы высокого и низкого давления, газопровод высокого давления, подводящие и отводящие трубопроводы, сырьевые и товарные резервуары с газоуравнительной линией, вертикальную трубу, верхняя часть которой расположена на равной с сепаратором низкого давления высоте, регулирующий клапан и систему улавливания легких фракций (УЛФ), включающую буферную емкость, компрессор и насос, отличающаяся тем, что она снабжена трубопроводом, соединяющим отводящий трубопровод сепаратора низкого давления с буферной емкостью системы УЛФ и нижней зоной товарного резервуара, при этом вертикальная труба установлена на отводящем трубопроводе сепаратора высокого давления и соединена верхней частью с газовой зоной сепаратора низкого давления, а регулирующий клапан установлен на отводящем трубопроводе сепаратора низкого давления.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к установкам сепарации продукции скважин, оснащенным блоками улавливания легких фракций (система УЛФ) из аппаратов и резервуаров низкого давления.

Известна установка сепарации продукции скважин, содержащая сепараторы высокого и низкого давлений, газопроводы, сырьевые и товарные резервуары, системы улавливания легких фракций (УЛФ) с компрессорами, подводящие и отводящие трубопроводы, датчики давления и регулирующие клапаны, трубчатые перемычки, соединяющие между собой газопроводы низкой (высокой) ступени сепарации и газоотводящие патрубки резервуаров с компрессорами системы УЛФ (патент 1510862, B 01 D 19/00).

Известная установка позволяет сократить эксплуатационные затраты и повысить надежность эксплуатации благодаря наличию перемычек, соединяющих газопроводы от сепараторов и резервуаров с компрессорами систем УЛФ, которые работают без остановки и осуществляют непрерывный отбор легких фракций.

Недостатками установки являются высокие материальные и эксплуатационные затраты. Объясняется это двухступенчатым сжатием отобранного нефтяного газа из резервуаров компрессорами УЛФ и компрессорной станцией.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является установка сепарации продукции скважин, содержащая сепаратор низкого давления, газопроводы, резервуар, подводящие и отводящие трубопроводы, регулирующий клапан и датчики давления, дополнительный трубопровод, соединяющий между собой подводящий и отводящий трубопроводы сепаратора, установленные на дополнительном трубопроводе вертикальной трубы, верхняя часть которой расположена на равной с сепаратором высоте и соединена с газопроводом сепаратора, систему улавливания легких фракций (УЛФ), включающую буферную емкость, компрессор и насос (патент 1769719, B 01 D 19/00).

Известная установка позволяет повысить надежность эксплуатации благодаря постоянному отбору газовых пробок из объема газожидкостной смеси перед поступлением ее в резервуар через вертикальную трубу и в результате непрерывного расхода газожидкостной смеси в резервуар через регулирующий клапан.

Недостатком установки является высокие капитальные и эксплуатационные затраты. Это обусловлено необходимостью использования двух компрессоров (высокого и низкого давлений на компрессорной станции и в системе УЛФ соответственно) для отбора нефтяного газа из сепаратора и резервуара.

В связи с повышением обводненности нефти во времени и снижением ее добычи количество свободного газа, поступающего с промыслов в сепаратор постоянно уменьшается, что ведет к неполной загрузке компрессорной станции газом и нестабильной ее работе, вынуждая компрессор время от времени работать по замкнутому циклу "с выкида на прием", перекачивая один и тот же объем газа. При эксплуатации резервуаров различного технологического назначения (сырьевых и товарных) зачастую наблюдаются случаи быстрого снижения давления в резервуарах (например, при откачке нефти из товарных резервуаров), в результате чего значительный объем нефти направляется, минуя сепаратор, по дополнительному трубопроводу в сырьевые резервуары, из которых газ (в ряде случаев до 85-90% от общего количества) поступает в систему улавливания легких фракций и далее компрессором откачивается на компрессорную станцию. При этом основной объем газа, поступающего с нефтью на установку, компримируется дважды, что ведет к повышенному расходу электроэнергии, масла, излишнему износу оборудования. Кроме того, подключение верхней части вертикальной трубы к газопроводу сепаратора способствует уносу в газопровод совместно с газовыми пробками при их отборе значительного количества капельной жидкости и поступлению ее совместно с газом из сепаратора на прием компрессорной станции. Это ведет к потерям нефти и ухудшает работу компрессора.

Целью предлагаемой установки сепарации продукции скважин является сокращение эксплуатационных затрат за счет уменьшения расхода электроэнергии и сокращение капитальных затрат за счет высвобождения оборудования и компрессорной станции.

Указанная цель достигается описываемой установкой, содержащей сепараторы высокого и низкого давлений, газопровод высокого давления, подводящие и отводящие трубопроводы, сырьевые и товарные резервуары с газоуравнительной линией, вертикальную трубу, верхняя часть которой расположена на равной с сепаратором низкого давления высоте, регулирующий клапан и систему улавливания легких фракций (УЛФ), включающую буферную емкость, компрессор и насос.

Новым является то, что установка снабжена трубопроводом, соединяющим отводящий трубопровод сепаратора низкого давления с буферной емкостью системы УЛФ и нижней зоной товарного резервуара, при этом вертикальная труба установлена на отводящем трубопроводе сепаратора высокого давления и соединена верхней частью с газовой зоной сепаратора низкого давления, а регулирующий клапан установлен на отводящем трубопроводе сепаратора низкого давления.

На чертеже представлена принципиальная схема предлагаемой установки.

Установка содержит: подводящий трубопровод 1, сепаратор 2 высокого давления с газопроводом 3 и отводящим трубопроводом 4, подключенным к сырьевому резервуару 5, вертикальную трубу 6, установленную на отводящем трубопроводе 4 сепаратора 2 и соединенную верхней частью газопроводом 7 с газовой зоной сепаратора 8 низкого давления, отводящий трубопровод 9 которого соединен трубопроводом 10 с нижней зоной товарного резервуара 11 и с буферной емкостью 12 системы улавливания легких фракций, включающей собственно буферную емкость 12, соединенную посредством газоуравнительной линии 13 с сырьевым и товарным резервуарами 5 и 11, компрессор 14 с нагнетательным газопроводом 15, подключенным к газопроводу 3 высокого давления, и насос 16, соединенный трубопроводом 17 с буферной емкостью 12. На отводящем трубопроводе 3 сепаратора 8 низкого давления установлен регулирующий клапан "После себя" 18, а резервуары 5 и 11 и буферная емкость 12 снабжены датчиками давления 19 и 20 включения-отключения компрессора 14. Аварийный выход газа из резервуаров осуществляется через дыхательные клапаны 21. Резервуар 5 сырой нефти снабжен отводящими трубопроводами 22 и 23 воды и нефти соответственно, а резервуар 11 товарной нефти снабжен подводящим и отводящим трубопроводами 24 и 25 нефти. Кроме того, на трубопроводе 10, соединяющим отводящий трубопровод 9 и товарный резервуар 11, непосредственно перед резервуаром установлен обратный клапан 26.

Установка работает следующим образом.

Газоводонефтяная смесь по подводящему трубопроводу 1 поступает в сепаратор 2 высокого давления, где происходит отделение основного объема газа от нефти. Газ по газопроводу 3 поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а обводненная нефть с остаточным содержанием газа по отводящему трубопроводу 4 - в сырьевой резервуар 5. При транспортировании газоводонефтяной смеси от сепаратора 2 до резервуара 5 в отводящем трубопроводе 4 образуются газовые скопления (пробки), особенно если сепаратор 2 высокого давления расположен на дожимной насосной станции вдали от центрального сборного пункта. Эти пробки отбираются через вертикальную трубу 6 и поступают по газопроводу 7 в сепаратор 8 низкого давления, который служит одновременно буферной емкостью для накопления определенного объема газа и газосепаратором для отделения капель жидкости, уносимых пробками при прохождении их через границу раздела фаз нефть-газ в вертикальной трубе. При поступлении пробок в сепаратор 8 газ расширяется, скорость газового потока снижается и происходит осаждение капель жидкости в нижнюю зону аппарата. С течением времени происходит накопление газового объема в сепараторе 8 и повышение давления в нем, что способствует более эффективному осаждению мельчайших капель нефти из газового потока. При поступлении газоводонефтяного потока в сырьевой резервуар 5 в нем происходит окончательное отделение газа от нефти, сброс отделившейся воды по трубопроводу 22 на очистные сооружения и отвод нефти по трубопроводу 23 на установку подготовки нефти (УПН), откуда нефть направляется по трубопроводу 24 в товарный резервуар 11 и далее по трубопроводу 25 потребителю. Легкие фракции нефти из резервуаров и газ, выделившийся из нефти в сырьевой резервуар 5, поступают по газоуравнительной линии 13 в буферную емкость 12 системы УЛФ. При достижении в резервуарах 5 и 11 максимально допустимого давления по сигналу от датчиков 19 и 20 включается компрессор 14, который откачивает из буферной емкости 12 газ и пары нефти и нагнетает их по газопроводу 15 в газопровод 3 высокого давления, по которому они совместно с газом, выделившимся в сепараторе 2 высокого давления, направляются на ГПЗ. В процессе отбора легких фракций из резервуаров 5 и 11 давление в них может снижаться вследствие временного несоответствия производительности компрессора объемам выхода газовой фазы из нефти в резервуарах или в результате откачки нефти из товарного резервуара. В этом случае при достижении определенного значения давления в резервуарах 5 и 11 и буферной емкости 12 открывается регулирующий клапан "После себя" 18, установленный на отводящем трубопроводе 9, и за счет повышения давления в сепараторе 8 низкого давления происходит выдавливание газом из сепаратора 8 по отводящему трубопроводу 9 и трубопроводу 10 жидкости в буферную емкость 12 с одновременным поступлением в нее газа. При снижении уровня нефти в товарном резервуаре 11 в момент откачки из него нефти газ из сепаратора 8 дополнительно поступает по трубопроводу 10 через обратный клапан 26 в товарный резервуар 11. Значительное суммарное увеличение объема газа, поступающего в сырьевой резервуар 5 совместно с нефтью из сепаратора 2 высокого давления и из сепаратора 8 низкого давления в буферную емкость 12 и товарный резервуар 11, способствует быстрому повышению давления в буферной емкости 12 и в резервуарах и гарантирует непрерывность работы компрессора 14 системы УЛФ. При повышении давления в резервуарах 5 и 11 и буферной емкости 12 до максимально допустимого значения происходит закрытие клапана 18 и накопление газа в сепараторе 8 низкого давления при поступлении в него газовых пробок из вертикальной трубы 6.

В случае непредвиденного снижения давления в резервуарах и буферной емкости ниже минимально допустимого значения происходит остановка компрессора по сигналу от датчиков 19 и 20. Откачка жидкой фазы из буферной емкости 12 осуществляется по трубопроводу 17 насосом 16. Аварийный выход газа из резервуаров 5 и 11 происходит через дыхательные клапаны 21.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки складывается из следующего.

Благодаря поступлению всего объема нефти с газом из сепараторов высокого давления непосредственно в сырьевые резервуары с отводом газовых пробок в сепаратор низкого давления, накоплению газа в нем и наличии трубопровода, соединяющего отводящий трубопровод сепаратора низкого давления с буферной емкостью системы УЛФ и нижней зоной товарного резервуара, отпадает необходимость в традиционной компрессорной станции, так как весь газ направляется потребителю под давлением компрессора системы УЛФ при непрерывной его эксплуатации. Следовательно, значительно снижаются капитальные затраты на компрессора, оборудование и помещение компрессорной станции, составляющие порядка 2,0-3,0 млрд.руб. За счет использования одноступенчатого сжатия газа уменьшается на 30-40% эксплуатационные затраты вследствие сокращения расхода электроэнергии, масла, тепла. На 80-90% уменьшаются объем ремонтных работ и потребность в обслуживающем персонале.