2.4 Система сбора и подготовки скважинной продукции

Технологический процесс предварительного обезвоживания нефтей Лянторского месторождения осуществляется на установке ДНС-УПСВ по следующей схеме.Обводненная нефть с кустов скважин с содержанием воды до 96% под давлением до P = 0,8 Мпа и температуре 10 – 26 °C поступает в нефтегазосепараторы предварительной ступени сепарации С -1/1, С- 1/2 , V - 100 м³, где происходит первичное отделение газа под P = 0,4- 0,7 МПа. Частично дегазированная нефть из сепаратора поступает в нефтегазосепарароты ступени 1 сепарации С-2/1, С-2/2, V-100 м³, где происходит основное отделение жидкости от газа под давлением 0,4-0,7 Мпа.

Обводненная разгозированая нефть после сепаратора поступает в трехфазный сепаратор ХТ-1,2,3 для предварительного обезвоживания.

Нефтегазоводяная эмульсия поступает в 3-х фазной сепаратор через входные патрубки. Эмульсия попадает во входную секцию, где происходит первичное отделение газа от жидкости. Отделенный газ поднимается вверх, через экстрактор влаги, поступает к выпускному газовому фланцу. В экстракторе жидкость в газе коагулируется, сливается в нижнюю часть емкости. Газ проходит через клапан обратного давления, контролирующий рабочее давление газа.

Эмульсия, нефть и несвязанная вода проходят вниз вокруг стенок жаровой трубы. Несвязанная вода собирается на дне емкости в зоне отстоя. Нагревание эмульсии до 30-50°С вызывает быстрое коагулирование капель воды и разбивает эмульсию.

Нефть поднимается через отстойник, где за счет гравитации из нее выпадает вся оставшаяся вода. Оставшаяся эмульсия протекает через пластинчатую секцию. Она состоит из множества расположенных рефленых полипропиленовых пластин.

В условиях ламинарного потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластины, где скапливается нефть. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на полипропиленовых пластинах. Собравшаяся нефть поднимается на вверх к нефтяной фразе в форме больших шаров, вода оседает в нижней части емкости. Очищенная нефть поступает в сборную секцию, обезвоженная нефть с температурой 30-50°С и обводненностью до 10% проходит в поточный влагомер и турбинный расходомер.

Предварительно обезвоженная нефть из 3-х фазных сепараторов поступает в сепараторы ΙΙ ступени С -3/1, С-3/2.

После сепаратор ΙΙ ступени сепарации дегазированная и обезвоженная нефть поступает на прием насосных агрегатов внешней откачки нефти.

Нефтяной попутный газ выделившийся в сепараторах предварительной ступени С- 1/1, С- 1/2 из сепаратора Ι ступени С -2/1, С - 2/2 поступает в горизонтальные газосепараторы ГС -1 , ГС -2 для очистки от капельной жидкости.

Давление в газосепараторах ГС -1, ГС - 2 поддерживается в пределах давления 0,4 - 0,7 Мпа.

Газ после газосепаратор ГС -1, ГС- 2 пройдя узел учета газа, под собственным давлением по газопроводу направляется в газосборный коллектор на прием ГТЭС и компрессорных УВСИНГ.

Часть газа, выделившаяся в газосепараторах ГС -1, ГС -2 используется как альтернативный источник в качестве топлива для 3- х фазных сепараторов ХТ-1,2,3 и котельной.

Газ, используемый в качестве топлива и подаваемой на установку подготовки топливного газа в центробежный вертикальный газосепаратор ГС УПТГ, где происходит дополнительная очистка газа от капельной жидкости, поступает с выхода газа из газосепараторов.

Уловленная жидкость из газосепараторов ГС -1, ГС -2 протекает в сепараторы С - 2/1, С - 2/2.

Конденсат из вертикального сепаратора ГС УПТГ направляется в дренажную емкость ЕК — 3. При заполнении дренажной емкости ЕК — 5 конденсат откачивается при помощи вакуумной техники.

Газ, выделившийся в трехфазных сепараторах ХТ -1,2,3 поступает в сепараторы С -3/1, С -3/2.

Газ, выделившаяся в сепараторах С -3/1, С -3/2 и газ, поступивший из аппаратов ХТ -1,2,3 может отводится по двум направлениям:

• либо сбрасывается на факел аварийного сжигания газа;

• либо используется на собственные нужды.

При использовании в качестве топлива газ поступает в гаосепаратор ГС УПТГ. В случае срабатывания СППК газ по газопроводу подается на факел.