Система сбора и подготовки нефти

Система также снабжена инжектором, соединенным с линией отбора газа из мультигидроциклона и с трубопроводом для откачки обезвоженной и обессоленной нефти,На чертеже представлена принципиальная технологическая схема системы подготовки нефти с сохранением легких углеводородов.Система состоит из скважины 1, автоматизированной замерной установки 2, сепаратора 3 первой ступени, узла 4 подачи реагента, аппарата 5 предварительного сброса воды, линии 6 для безнасосной работы системы, насоса 7, трубчатого подогревателя 8, мультигидроциклона 9, сепаратора 10, горячей ступени сепарации, электродегидратора 11, буферной емкости 12, насоса 13 откачки продукта, подающих трубопроводов 14, инжектора 15; позиционные обозначения: 16 - газ первой ступени сепарации, 17 - отбор газа с установки предварительного сброса воды, 18 - газ горячей ступени сепарации с уравнительной линией электродегидратора, 19 - вода на установку подготовки и очистки сточных вод, 20 - вода на смешение с продукцией скважин, 21 подача нефти в центральный сборный пункт.Система работает следующим образом.Добываемая из пластов продукции со скважин 1 под давлением на устье скважины 15 - 20 ати (1,5 - 2 МПа, температурой 20 С и с содержанием газа 80 нм/мз) поступает на автоматизированные групповые замерные установки 2 (например, Спутник - 40-Б), где производят автоматический замер продукции скважин. Далее в поток нефти с помощью дозаторов (например, насос РПН-30) подают через смеситель специальной конструкции (например, БашНИПИнефть) реагент-деэмульгатор (например, дисольван 4411) в количестве 40 - 50 г/т. В этот поток нефти подают воду с электродегидраторов, содержащую остаточное количество реагента-деэмульгатора и тепло, Под действием турбулентного режима движения потока в трубопроводе продукцию скважин интенсивно перемешивают с водой и реагентом, в результате чего производят доставку реагента-деэмульгатора на поверхность бронирующих оболочек отдельных капелек нефти и газа, вызывая разрушение этих оболочек, а значит и самой эмульсии и пены,Смесь продукции скважин поступает далее в сепаратор 3 первой ступени, где под давлением 7 ати (0,7 МПа) производят отделение газа от нефти. Этот газ направляют на газоперерабатывающие заводы. Нефть с остаточным содержанием газа 8 - 10 нм/м и оводненностью до 30%, температурой 25 - 30 С поступает в аппарат 5 предварительного сброса воды, где производят отделение воды от нефти и выделение остаточного газа под давлением 6 ати (0,6 МПа). Содержание воды в этом аппарате снижается до 11 -15%, а газа - до 7 - 8 нм/м . Выделившаяся вода отводится в систему водоподготовки и закачки в продуктивные пласты, а газ - на газоперерабатывающие заводы. Далее нефть под давлением устья скважин или насосом 7 (если давления недостаточно) направляют в трубчатые нагреватели 8, где производят ее нагрев до 40 - 60 С. Давление на выходе из этих нагревателей составляет 4 - 5 ати (0,4 - 0,5 МПа). Поток нагре той до 40 - 60 С газоводонефтяной эмульсии поступает в трехпродуктовый мультигидроциклон 9, в котором производят отделение наиболее тяжелой (минерализованной) воды от нефти и выделение легких легколетучих углеводородных компонентов (в том числе и растворенный в нефти газ). Отделившуюся воду в виде потока 19 подают в систему очистки и подготовки сточных вод, а легкие легколетучие компоненты собирают в сборник газонефтяной смеси мультигид роциклона. Глубоко дегазированную нефтьподают в электродегидратор 11, где производят глубокое обезвоживание и обессоливание нефти, Поток нефти с содержанием воды до 0,2 вес. % и солей до 40 мг/л собирают в буферную емкость 12.и насосом 13 подают в активное сопло инжектора 15, а камеры смешения последнего соединяют трубопроводом со сборником газонефтяной смеси мультигидроциклона, В результате эта смесь постоянно отсасывается инжектозп ром в системе трубопроводного транспорта.Наибольшее количество газа накапливается за счет испарений и в камере Фишера электродегидратора. Успешная работа последнего осуществляется за счет постоянного отсоса газа из этой камеры инжектором 15, что 35 дает возможность увеличить производительность известной системы на 30%.Поток нагретой до 40 - 60 С (в нагревателе) газоводонефтяной эмульсии может быть разделен на две части, одна из которых идет через трехпродуктивный мультигидроциклон 9 и далее в соответствии с вышеизложенным. Другая часть подается в сепаратор 1 О горячей сепарации. Отделившиеся в этом сепараторе газы вместе с газами из электродегидратора 1 постоянно отсасыва ют инжектором 15, Поток нефти из сепаратора 10 смешивают с потоком нефти из трех- продуктового мультигидроциклона и подают в электродегидратор 11, где производят глубокое обезвоживание и обессоливание 50нефти. Движение этого потока нефти в дальнейшем совпадает с движением первого потока. Это дает возможность увеличить производительность существующей системы на 40%.ПоТок нагретой до 40 - 60 С в трубчатомнагревателе 8 газоводонефтяной эмульсии можно направить в трехпродуктивный мультигидроциклон 9, где производят отделение воды от нефти и выделение легких легколету969283 Формула изобретения Составитель В. Берзин Редактор Н. Кешеля Тех 41 ед И, Верес Корректор М. Коста Заказ 7383/6 Тирак 734 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж - 35, Раушская наб., д. 4/5 Филиал ППП Патент, г. Ужгород, ул. Проектная, 4чих углеводородных компонентов в одном технологическом аппарате. Отделившаяся вода в виде потока 19 воды поступает в систему водоочистки и закачки в продуктивные горизонты. Нефть поступает в газосепаратор 10, где производят дальнейшее отделение газов от нефти. Дегазированная нефть поступает в электродегидратор 11, где производят ее глубокое обессоливание и обезвоживание. Такую нефть собирают в буферную емкость 12 и насосом 13 подают в качестве активного агента в инжектор 15. Последний отсасывает газы с помощью линии, подсоединенной к камере смешения инжектора из сборника газонефтяной смеси трехпродуктивный мультигидроциклона и из газосепаратора 10, а также из камеры Фишера электродегидратора. Это дает возможность углубить процесс дегазации нефти. Содержание газа на выходе из буферной емкости 12 не превышает 1,2 - 1,5 нм/м нефти.Предлагаемая система сепарации позволяет осуществить подготовку нефти с сохранением легких наиболее ценных углеводородов, увеличить производительность существующих установок подготовки нефти, улучшить качество нефти вследствие отделения воды и механических примесей от нефти в процессе дегазации в мультигидроциклоне. Все это приводит к интенсификации процесса сбора и подготовки нефти. 1. Система сбора и подготовки нефти,включающая скважины, автоматизированные групповые за мерные установки, узелподачи реагента, сепаратор первой ступенисепарации с отбором газа, аппарат предварительного сброса воды с отбором газа, нагреватель, узел горячей сепарации, электродегидратор, газовая линия которого соединена с газовой линией узла горячей сепарации, трубопровод рециркуляции отделившейся воды, буферную емкость и трубопровод для откачки обезвоженной обессоленнойнефти на центральный сборный пункт, отличающаяся тем, что, с целью подготовкинефти с сохранением легких углеводородови интенсификации процессов отделения газа от нефти, система снабжена мультигидроциклоном с линией отбора газа, разме 15 щенным между нагревателем и электродегидратором и соединенным с узлом горячейсепарации.2. Система по п. 1, отличающаяся тем,что мультигидроциклон и узел горячей сепа 20рации соединены последовательно.3. Система по п, 1, отличающаяся тем,что мультигидроциклон и узел горячей сепарации соединены параллельно.4. Система по п. 1, отличающаяся тем,что она снабжена инжектором, соединенным25 с линией отбора газа из мультигидроциклона и с трубопроводом для откачки обезвоженной и обессоленной нефти.Источники информации,принятые во внимание при экспертизе301. Добыча, сбор и подготовка нефти игаза на месторождениях Западной Сибири.Труды СибНИИНП, вып.1, Тюмень, 1978,с, 81 - 85 (прототип).