Способ подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений к транспорту и установка для его осуществления


 


Владельцы патента RU 2495239:

Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" (RU)

Изобретение относится к газовой и нефтяной отрасли промышленности и может использоваться для снижения парафинообразования в оборудовании установок подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений. Способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту включает подачу пластовой смеси на первую ступень сепарации, охлаждение отсепарированного газа, подачу его на вторую ступень сепарации; охлаждение и расширение отсепарированного на второй ступени газа, подачу его на третью ступень сепарации; отвод отсепарированного на третьей ступени газа потребителю или на дальнейшую переработку; разделение конденсата после третьей ступени на две части, подачу одной из них на дальнейшую переработку, а второй - на первую ступень сепарации. Подачу второй части конденсата на первую ступень сепарации осуществляют путем его смешивания с пластовой смесью, подаваемой на первую ступень сепарации. Перед подачей второй части конденсата на первую ступень сепарации ее нагревают до необходимой температуры. Установка для осуществления способа содержит линию подачи пластовой смеси, соединенную с сепаратором первой ступени, выход по газу которого соединен через первый теплообменник с входом сепаратора второй ступени. Выход по газу второго сепаратора соединен через расширительное устройство с входом сепаратора третьей ступени, выход по конденсату которого соединен с линией отвода части конденсата и с линией подачи части конденсата на первую ступень сепарации. Согласно изобретению линия подачи части конденсата на первую ступень сепарации соединена со смесительным устройством, установленным на линии подачи пластовой смеси. На линии подачи конденсата установлен второй теплообменник. Технический результат заключается в том, что предотвращается парафинообразование во всем технологическом процессе начиная с входных ниток сепараторов первой ступени (в том числе на внутренних элементах), при этом исключаются высокие капитальные затраты на строительство крупногабаритного оборудования. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к газовой и нефтяной отрасли промышленности и может использоваться для снижения парафинообразования в оборудовании установок подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Известны способы подготовки парафиносодержащих газоконденсатных смесей, в которых осуществляют снижение концентрации парафинов в смеси ниже пороговой концентрации отложения, и установки для их осуществления.

Известен способ подготовки парафиносодержащей газоконденсатной смеси к транспорту (RU 2165523 С1), который заключается в подготовке газоконденсатных смесей разных пластов в двух технологических нитках по технологии низкотемпературной сепарации. В первой технологической нитке обрабатывают газоконденсатную смесь с низким содержанием парафинов. Подачу во вторую технологическую нитку в узел приема сырья и в поток газа между сепаратором первой ступени и рекуперативным теплообменником конденсата первой ступени сепарации первой технологической нитки производят в количествах, снижающих концентрацию парафинов в смеси ниже пороговой.

Недостатком данного способа является то, что он применим только в случае подготовки газовых смесей разных пластов в двух самостоятельно работающих технологических линиях, что приводит к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат в связи с необходимостью строительства отдельных технологических ниток разной производительности.

Известен способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту (RU 2119049 С1 по заявке №96101605; а также RU 2092690 С1), который заключается в том, что отводимую жидкую фазу после сепаратора третьей ступени делят на две части, одну из которых подают насосом в трубопровод между сепаратором первой ступени и теплообменником первой ступени охлаждения, в такой пропорции, чтобы парафинобразующие компоненты не выпадали в твердый осадок в установке, а другую часть отводят для дальнейшей переработки.

Недостатком данного способа является то, что он не охватывает весь процесс сепарации, а именно сепаратор первой ступени.

Известен способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту (RU 2128772 С1), в котором подача части конденсата низкотемпературной ступени в поток газа осуществляется между сепаратором первой ступени и теплообменником. В качестве конденсата низкотемпературной ступени сепарации используют жидкую смесь легких углеводородов определенного массового состава.

Недостатком данного способа является то, что он применим только в случае подготовки газовых смесей разных пластов в двух самостоятельно работающих технологических линиях, что приводит к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат. Кроме того, для получения жидкой смеси легких углеводородов используют дополнительную автономную технологическую линию с многоступенчатой системой сепарации и охлаждения, при этом газоконденсатную смесь в дополнительную технологическую линию подают с другого пласта, что приводит к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат.

Наиболее близким к предложенному является способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту и устройство для его осуществления (RU 2119049 С1 по заявке №96123590, опуб. 20.09.98). Способ заключается в том, что подача отсепарированного в первой ступени газа осуществляется через теплообменник первой ступени охлаждения в сепаратор второй ступени. Из сепаратора второй ступени жидкую фазу отводят для дальнейшей переработки. Подача отсепарированного во второй ступени газа производится через теплообменник второй ступени охлаждения и расширительное устройство в сепаратор третьей ступени, из которого осуществляют вывод жидкой фазы. Отсепарированный в третьей ступени газ подают через теплообменник второй ступени охлаждения потребителю. Отводимую жидкую фазу после сепаратора третьей ступени делят на две части. Одну часть подают насосом в среднюю часть сепаратора первой ступени в такой пропорции, чтобы парафины не выпадали в твердый осадок в установке. Другую часть отводят для дальнейшей переработки.

Данный способ не охватывает весь процесс сепарации: конденсат после третьей ступени сепарации подается в середину сепаратора первой ступени. Это приводит к тому, что парафинообразование происходит в подводящем трубопроводе сепаратора первой ступени, в нижней части сепаратора и во внутренних элементах данного сепаратора.

Технический результат предложенной группы изобретений заключается в том, что предотвращается парафинообразование во всем технологическом процессе начиная с входных ниток сепараторов первой ступени (в том числе на внутренних элементах), при этом исключаются высокие капитальные затраты на строительство крупногабаритного оборудования.

Технический результат достигается тем, что в способе подготовки газоконденсатной смеси к транспорту, включающем подачу пластовой смеси на первую ступень сепарации, охлаждение отсепарированного газа, подачу его на вторую ступень сепарации, охлаждение и расширение отсепарированного на второй ступени газа, подачу его на третью ступень сепарации, отвод отсепарированного на третьей ступени газа потребителю или на дальнейшую переработку, разделение конденсата после третьей ступени на две части, подачу одной из них на дальнейшую переработку, а второй - на первую ступень сепарации, согласно изобретению перед подачей второй части конденсата на первую ступень сепарации ее нагревают, а подачу второй части конденсата осуществляют путем его смешивания с пластовой смесью, подаваемой на первую ступень сепарации.

Кроме того, во вторую часть конденсата, или в пластовую смесь, или в их смесь может быть подан ингибитор парафиноотложения.

Технический результат также достигается тем, что в установке для подготовки газоконденсатной смеси к транспорту, содержащей линию подачи пластовой смеси, соединенную с входом сепаратора первой ступени, выход по газу которого соединен через первый теплообменник с входом сепаратора второй ступени, выход по газу которого соединен через расширительное устройство с входом сепаратора третьей ступени, выход по конденсату которого соединен с линией отвода части конденсата и с линией подачи части конденсата на первую ступень сепарации, согласно изобретению линия подачи части конденсата на первую ступень сепарации соединена со смесительным устройством, установленным на линии подачи пластовой смеси, а на линии подачи конденсата установлен второй теплообменник.

В частном случае смесительное устройство может представлять собой статический смеситель. При этом статический смеситель может быть выполнен с возможностью подачи в него ингибитора парафиноотложения.

На чертеже приведена схема предложенной установки для подготовки газоконденсатной смеси к транспорту.

Установка для подготовки газоконденсатной смеси к транспорту представляет собой технологическую линию многоступенчатой низкотемпературной сепарации, на последней ступени которой отделяется нестабильный конденсат, состоящий в основном из легких фракций углеводородов и поэтому являющийся растворителем для парафинов.

Установка содержит сепаратор 1 первой ступени, вход которого соединен с линией 2 подачи пластовой смеси, на которой установлено смесительное устройство - статический смеситель 3. Выход смесителя по газу соединен через компрессор 4, воздушный холодильник 5 и первый теплообменник 6 с сепаратором 7 второй ступени. Выход сепаратора 7 по газу соединен через турбодетандер 8 с низкотемпературным сепаратором 9 третьей ступени.

Выход сепаратора 7 по конденсату соединен с линией 10 отвода конденсата и с линией 11 подачи конденсата на первую ступень сепарации, которая соединена со статическим смесителем 3. На линии 11 установлен второй теплообменник 12.

Выход сепаратора 9 третьей ступени по газу соединен через первый теплообменник 6 с компрессором 13, который соединен с воздушным холодильником 14 для охлаждения товарного газа.

Способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту осуществляется следующим образом.

Пластовую смесь (смесь продукции газоконденсатных и нефтяных пластов) по линии 2 подают в сепаратор 1 первой ступени, где из него отделяют механические примеси, водометанольный раствор (BMP) и жидкую углеводородную фазу - нестабильный конденсат (НК).

НК с низа сепаратора 1 первой ступени отводят для дальнейшей переработки, а отсепарированный газ по трубопроводу 4 отводят с верха сепаратора 1 и подают компрессором 4 через воздушный холодильник 5 в первый рекуперативный теплообменник 6.

После охлаждения в теплообменнике 6 газожидкостную смесь для отделения от жидкости подают в сепаратор 7 второй ступени.

Нестабильный конденсат с низа сепаратора 7 по трубопроводу 8 отводят на разделитель 15, с которого BMP отправляют на установку регенерации метанола, а НК - на установку деэтанизации конденсата (УДК). Газовую фазу с верха сепаратора 7 направляют для дальнейшего охлаждения и расширения в турбодетандере 8. Охлажденный газ подают в низкотемпературный сепаратор 9 третьей ступени.

Отсепарированный газ по трубопроводу подают в рекуперативный теплообменник 6, и далее компрессором 13 через воздушный холодильник 14 выводят товарный газ из установки. На последней ступени сепарации отделяется нестабильный конденсат (НК), состоящий в основном из легких фракций углеводородов и поэтому являющийся растворителем для парафинов.

НК с низа сепаратора 9 разделяют на две части, и первую часть подают в разделитель 15. Вторую часть НК через теплообменник 12 по линии 11 подают в статический смеситель 3, где обеспечивается полное смешение конденсата с потоком исходной газожидкостной смеси. В теплообменнике 12 НК нагревается до температуры, исключающей отложение парафинов в трубопроводе 2.

После ввода в поток газожидкостной смеси конденсата сепаратора 9 третьей ступени концентрация парафинообразующих компонентов в смеси становится ниже пороговой. По этой причине, уже начиная с сепаратора 1 во всей технологической линии не происходит выпадения в твердый осадок тяжелых компонентов.

Основной причиной отложения твердых парафинов в системе является превышение их концентрации в жидкой фазе выше порогового. Исходя из этого, количество конденсата третьей ступени сепарации, подаваемого в поток газа перед сепаратором 1 первой ступени, устанавливается таким образом, чтобы концентрация выпадающих в твердую фазу парафинообразующих компонентов в жидкой фазе, образовавшейся при охлаждении газа, была ниже пороговой. Если невозможно подать конденсат в требуемом количестве, дополнительно подают ингибитор парафинообразования в статический смеситель 3. Количественное соотношение нестабильного конденсата и ингибитора определяется опытным путем.

Предлагаемые способ и установка обеспечивают снижение парафиноотложения без дополнительных капитальных затрат на дорогостоящее оборудование, кроме того значительно снижают затраты на приобретение ингибитора парафиноотложения. При этом отсутствует необходимость строительства разобщенных технологических ниток для подготовки газовых смесей одного, двух и более пластов.

1. Способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту, включающий подачу пластовой смеси на первую ступень сепарации, охлаждение отсепарированного газа, подачу его на вторую ступень сепарации, охлаждение и расширение отсепарированного на второй ступени газа, подачу его на третью ступень сепарации, отвод отсепарированного на третьей ступени газа потребителю или на дальнейшую переработку, разделение конденсата после третьей ступени на две части, одну из которых подают на дальнейшую переработку, а вторую часть подают на первую ступень сепарации, отличающийся тем, что перед подачей второй части конденсата на первую ступень сепарации ее нагревают, а подачу второй части конденсата осуществляют путем его смешивания с пластовой смесью, подаваемой на первую ступень сепарации.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что во вторую часть конденсата, или в пластовую смесь, или в их смесь подают ингибитор парафиноотложения.

3. Установка для подготовки газоконденсатной смеси к транспорту, содержащая линию подачи пластовой смеси, соединенную с входом сепаратора первой ступени, выход по газу которого соединен через первый теплообменник с входом сепаратора второй ступени, выход по газу которого соединен через расширительное устройство с входом сепаратора третьей ступени, выход по конденсату которого соединен с линией отвода конденсата и с линией подачи конденсата на первую ступень сепарации, отличающаяся тем, что линия подачи конденсата соединена со смесительным устройством, установленным на линии подачи пластовой смеси, а на линии подачи конденсата установлен второй теплообменник.

4. Установка по п.3, отличающаяся тем, что смесительное устройство представляет собой статический смеситель.

5. Установка по п.4, отличающаяся тем, что статический смеситель выполнен с возможностью подачи в него ингибитора парафиноотложения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. .

Изобретение относится к способу хранения диоксида углерода (CO2) в пористом и проницаемом подземном пласте - коллекторе-резервуаре) и, в частности, к способу закачивания CO2 в коллектор углеводородов для его хранения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при промысловой подготовке сырой нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при сепарации нефтяной эмульсии, обладающей высокой пенообразующей и стабилизирующей способностью.

Изобретение относится к области подготовки товарной нефти и может быть использовано на производствах нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей промышленности для создания аппаратов сверхвысокочастотной (СВЧ) обработки водонефтяных смесей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения продукции нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обезвоживании нефти. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при утилизации попутного сероводородсодержащего нефтяного газа. .

Изобретение относится к области добычи, сбора и подготовки низконапорных газов с последующей подачей их потребителю. .

Устройство для отделения и собирания жидкости, захваченной в газе из резервуара, которое присоединено к технологическому оборудованию (14, 15) для газа. Причем указанный газ подается в технологическое оборудование из устройства по впускной трубе (24) к технологическому оборудованию. Собираемая жидкость удаляется периодически из устройства по трубе (7) выпуска жидкости. Устройство образуется из сепаратора (1) жидкости и сборника (2) жидкости, которые являются двумя отдельными камерами. Камеры соединены друг с другом клапаном (3), и для дренирования собираемой жидкости сборник (2) жидкости соединен с выпускной трубой (19) от технологического оборудования промежуточным клапаном (6). Причем дренирование происходит с помощью сжатого газа, который через промежуточный клапан (6) подается из технологического оборудования. Альтернативно, подается от участка побережья или платформы, из газовой трубы или трубы газового потока скважины на морском дне или подобного. 28 з.п. ф-лы, 5 табл., 12 ил.

Изобретение относится к разделению твердых материалов с помощью жидкостей, а именно к промывке гранулированных, порошкообразных или кусковых материалов, и может найти применение для первичного обогащения и дообогащения полезных ископаемых в условиях добычного полигона при скважинной гидродобыче. Способ получения и использования продуктов скважинной гидродобычи включает бурение добычных скважин, гидромониторное разрушение массива горных пород в залежи полезного ископаемого, гидроподъем по скважине на дневную поверхность материала горных пород, гидротранспортирование материала горных пород и выдачу его в виде вертикального веерообразного потока пульпы на карту намыва, улавливание из потока пульпы тяжелой рудосодержащей фракции, сток гидросмеси песка и глины по дренажному каналу в пруд-отстойник, осветление воды в пруде-отстойнике, возврат осветленной воды в оборотную схему водоснабжения добычных скважин. После гравитационного разделения на карте намыва фракций горных пород, турбулентный поток гидросмеси песка и глины по спиральной траектории со стоковой части карты намыва подается самотеком тангенциально в гидроциклон, где песок осаждается в зумпф-накопитель, откуда он откачивается насосом. Водоглиняная смесь подается самотеком в коагуляционную емкость, где под воздействием сил гравитации, физического поля и химического реагента происходит ускоренное осаждение глины в зумпф-накопитель, откуда она откачивается насосом. Осветленная вода подается самотеком в оборотную схему водоснабжения добычных скважин. Выделенная фракция песка подается на забой добычных скважин в качестве абразивного компонента мониторной струи и используется для разупрочнения и дезинтеграции крепких горных пород. Выделенная фракция глины используется в бурении добычных скважин в составе буровых и тампонажных растворов. Способ осуществляют с помощью устройства, включающего добычную скважину, транспортный пульпопровод, карту намыва, улавливатель тяжелой рудосодержащей фракции, систему транспортировки гидросмеси песка и глины. Содержит гидроциклон и коагуляционную емкость, выполненные в земле, рядом с боковым бортом карты намыва. Стенка торцевого борта стоковой части карты намыва выполнена в форме раскрывающейся ветви спирали, центр которой совпадает с центром гидроциклона. Технический результат - повышение эффективности первичного обогащения полезных ископаемых на добычном полигоне при скважинной гидродобыче. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин. Способ включает подачу добытой продукции скважин по колонне насосно-компрессорных труб к устью скважины, поступление продукции скважин в газожидкостный сепаратор, деление в нем продукции скважин на газовую и жидкую фазы. Отвод из газожидкостного сепаратора газовой и жидкой фаз по газовой и жидкостной линиям соответственно. Измерение количества нефтяного газа в газовой линии и измерение количества жидкости в жидкостной линии. Определяют химический состав газа, массовые или объемные доли входящих в него компонентов и вычисляют его молярную массу. Полость, образованная внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб от устья скважины до динамического уровня жидкости в скважине, используется как газовый сепаратор, в этой полости собирается часть газа и создается давление газа, достаточное для отвода его по газовому патрубку в газовую линию и/или нефтегазопровод. В газовом патрубке производится измерение количества нефтяного газа и/или его температуры и давления. В жидкостной линии производится измерение количества остаточного свободного нефтяного газа и/или измерение количества растворенного газа. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке и транспорте нефти и газа и использовании попутного нефтяного газа. Обеспечивает возможность рационального использования газа и сокращение затрат на его транспортировку. Сущность изобретения: способ включает разделение продукции скважин на воду, нефть и газ, смешение нефти и газа и их совместную транспортировку. Согласно изобретению продукцию скважин подают в путевые подогреватели для ее нагрева до температуры 30-45°C. Затем эту продукцию разделяют. После разделения продукции скважин часть газа подают в трубопровод транспортировки нефти в условиях, исключающих принудительное смешение с нефтью, и транспортируют совместно с нефтью до нового потребителя газа. При этом из отделившегося и свободного газа отделяют газовый конденсат при давлении 0,03-0,20 МПа, а в путевых подогревателях используют часть этого газа в качестве топливного газа. Перед каждым новым потребителем эти операции повторяют. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке газа. Сепаратор включает цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой с осевым каналом и днищем с дренажным патрубком. Внутренняя поверхность корпуса выполнена ступенчатой по его высоте. При этом внутренний диаметр нижней части корпуса превышает внутренний диаметр его верхней части. Внутри корпуса соосно размещены кожух, фильтрующий элемент в виде полого цилиндра, центратор, конусная втулка и опорная шайба. К нижней части кожуха присоединена конусная втулка, а центратор установлен внутри нее. Верхний и нижний торцы фильтрующего элемента взаимодействуют соответственно с конусной втулкой и опорной шайбой. Центратор и опорная шайба связаны между собой с помощью стяжной шпильки с гайками. Основная цилиндрическая спираль размещена в кольцевом пространстве, которое образовано внутренней поверхностью корпуса и наружной поверхностью кожуха. Дополнительная спираль - в кольцевом пространстве, которое образовано наружной поверхностью фильтрующего элемента и внутренней поверхностью кожуха. В поперечном сечении витки обеих спиралей могут иметь форму круга, эллипса или параллелограмма. При этом направление их навивки совпадает с направлением перемещения потока газа внутри корпуса. Шаги навивки спиралей должны выбираться с учетом того, что площадь проходного сечения между смежными витками основной спирали должна быть меньше или равна площади поперечного сечения входного патрубка в месте его присоединения к корпусу, но при этом больше площади проходного сечения между смежными витками дополнительной спирали. Технический результат заключается в создании надежного в работе и удобного в эксплуатации сепаратора, способного эффективно очищать природный газ от частиц капельной жидкости и механических примесей. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе его подготовки к утилизации или транспортировке. Сепаратор содержит цилиндрический корпус с тангенциальным входным и выходным патрубками, крышкой и днищем с осевыми каналами, дренажную трубу, размещенную в осевом канале днища. Внутри корпуса соосно размещены кожух, фильтрующий элемент в виде полого цилиндра, центратор, втулка и опорная шайба. Втулка присоединена к крышке, а центратор установлен внутри втулки. Верхний и нижний торцы фильтрующего элемента взаимодействуют соответственно со втулкой и опорной шайбой. Центратор и опорная шайба связаны между собой с помощью стяжной шпильки с гайками. Основная цилиндрическая спираль размещена в кольцевом пространстве, которое образовано внутренней поверхностью корпуса и наружной поверхностью кожуха, а дополнительная - в кольцевом пространстве, которое образовано наружной поверхностью фильтрующего элемента и внутренней поверхностью кожуха. Направление навивки основной спирали совпадает с направлением перемещения потока газа внутри корпуса и противоположно направлению навивки дополнительной спирали. Шаги навивки спиралей должны выбираться с учетом того, что площадь проходного сечения между смежными витками основной спирали должна быть меньше или равна площади поперечного сечения входного патрубка в месте его присоединения к корпусу, но при этом больше площади проходного сечения между смежными витками дополнительной спирали. Техническим результатом является повышение эффективности очистки природного газа от частиц капельной жидкости и механических примесей и повышение надежности работы сепаратора. 1 з.п. ф-лы, 2 ил

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод. Способ включает в себя процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа. При этом начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод. Остаточное содержание газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле: Г = ∑ i = 1 n ( Г i ⋅ Q i ) − Q г ∑ i = 1 n Q i где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины; Qi - дебит по жидкости i-ой скважины; n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод; Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом является обеспечение равномерного поступления продукции скважин на установку подготовки нефти и предотвращение сбоев её работы. Способ включает подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из эмульсии в аппарате и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание эмульсии и откачку нефти потребителю. После аппарата предварительного сброса воды перед подачей в буферные сепарационные емкости эмульсию подают в коллектор, где производят частичное отделение газа. При этом за счет коллектора образуют гидрозатвор на пути эмульсии из аппарата предварительного сброса воды в буферные сепарационные емкости. Трубопроводы для отвода жидкости и газа из буферных сепарационных емкостей выполняют обеспечивающими равенство гидравлических сопротивлений в трубопроводах. Буферные сепарационные емкости заполняют на 40-60% по объему и располагают на самой большой высоте всего технологического процесса. После буферных сепарационных емкостей перед нагревом эмульсию подают в вертикальный резервуар и производят выдержку и сепарацию эмульсии в вертикальном резервуаре. При увеличении давления в коллекторе часть водонефтяной эмульсии направляют из коллектора в дополнительную емкость. При снижении давления в коллекторе водонефтяную эмульсию из дополнительной емкости направляют на вход аппарата предварительного сброса воды. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подготовке нефти в условиях нефтепромысла. Техническим результатом является повышение эффективности разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду на ступени предварительного обезвоживания и увеличения количества сепарируемого попутного нефтяного газа. Способ включает подачу нефтяной эмульсии в аппарат предварительного сброса воды, отделение части воды из нефтяной эмульсии в аппарате предварительного сброса воды и сброс части воды на очистные сооружения, дальнейшую подачу нефтяной эмульсии в буферные сепарационные емкости, сепарацию газа и воды из нефтяной эмульсии в буферных сепарационных емкостях, нагрев нефтяной эмульсии, горячее обезвоживание и обессоливание нефтяной эмульсии и откачку нефти потребителю. Уровень жидкости в буферной сепарационной емкости поддерживают в пределах от 40 до 60% ее высоты. Нефтяную эмульсию вводят в буферную сепарационную емкость на уровне 50%-ного заполнения жидкостью, равномерно распределяют по поверхности жидкости по всей длине емкости, а подготовленную нефть полностью направляют потребителю. 1 ил.

Изобретение относится к способу и устройству для сепарирования жидкости от газа в притоке скважины при сжатии притока скважины. Техническим результатом изобретения является предотвращение поступлений в компрессор жидкости в слишком больших концентрациях и имеющей слишком большой размер капель. Способ сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии с использованием сепаратора жидкости, имеющего впускную трубу для притока скважины, выпускную трубу для газа и выпускную трубу для жидкости, заключается в выполнении впуска притока скважины в сепаратор жидкости с помощью одной впускной трубы, заканчивающейся внутри сепаратора жидкости, подаче сепарированной жидкости из сепаратора жидкости через выпускную трубу для жидкости в газ из выпускной трубы для газа в точке смешивания, расположенной по потоку ниже сепаратора жидкости и по потоку выше компрессора, и удержании сепарированной жидкости в сепараторе в течение периода задержки в случае больших скоплений жидкости, таких как приливы и пробки, в притоке скважины в сепаратор жидкости, для исключения слишком большого содержания жидкости в газе, подаваемом в компрессор, распылении сепарированной жидкости по потоку выше впуска в компрессор или на впуске в компрессор. Устройство для сепарирования жидкости из газа в притоке скважины при его сжатии содержит сепаратор жидкости, имеющий впускную трубу для притока скважины, выпускную трубу для газа и выпускную трубу для жидкости, точку смешивания, расположенную по потоку ниже сепаратора жидкости и по потоку выше компрессора и обеспечивающую подачу сепарированной жидкости из выпускной трубы для жидкости сепаратора жидкости в газ из выпускной трубы для газа, и, по меньшей мере, одну форсунку для распыления жидкости, размещенную по потоку выше компрессора. При этом размещение форсунки выбрано из одного из следующего: форсунка для распыления жидкости размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания, и вторая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания; форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания, и вторая форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания; первая форсунка размещена в выпускной трубе для жидкости по потоку выше точки смешивания, вторая форсунка размещена в выпускной трубе для газа по потоку выше точки смешивания, и третья форсунка размещена во впускной трубе компрессора по потоку ниже точки смешивания. 2 н. и 35 з.п. ф-лы, 11 ил., 4 табл.
Наверх