Подготовка нефти ЦППС

Центральный пункт  сбора (ЦПС) 

Автоматизированная  система управления технологическими процессами центрального парка сбора  нефти  предназначена для контроля и управления технологическим процессом  и обеспечения обслуживающего персонала  оперативной и достоверной информацией. 

Характеристика объекта  автоматизации 

 В состав АСУТП  включены следующие технологические  объекты: 
 

- Насосная внутренней перекачки:

Манифольдная

Насосы перекачки  сырой нефти 

Насосы перекачки  товарной нефти 

Насосы перекачки  пластовой воды

Дренажные емкости 

- Сооружения подготовки  пластовой воды: 

Площадка отстойников  подтоварной воды V=200м3

Площадка буферных емкостей

Трубопровод газа на КСУ

Площадка буферных емкостей

Насосная уловленной нефти

КНС производственно-дождевых стоков V=25м3

Установка улавливания  легких фракций – 3шт. 

Структурная схема  

Обмен информацией  между контроллерами и ПЭВМ осуществляется по сети Ethernet. 

Функционирование  системы 

Основная часть  информации обрабатывается на первом уровне управления - контроллерами. В  ПЭВМ поступают готовые данные, которые  необходимо отображать на мнемосхемах, регистрировать и накапливать в  виде файлов. 

Функции обработки  информации:

ведение базы данных реального времени

формирование таблиц замеров параметров - двухчасовок, моточасов;

ведение предыстории  событий и сводки текущих событий;

регистрация данных по заданным группам параметров;

формирование трендов;

регистрация деятельности системы. 

 Данные, поступающие  на ПЭВМ, отображаются на экране  в виде мнемосхем, таблиц или  графиков (трендов). 

В системе предусмотрена  возможность просмотра информации с различной степенью детализации:

отображение данных, относящихся к отдельному объекту;       

предоставление мнемосхем  процесса заданной степени детализации;

предоставление одиночных  и групповых трендов параметров на заданном интервале времени;

отображение текущих  событий и аварий системы в  виде сводки;

предоставление предыстории  событий  за заданный интервал времени;

отображение двухчасовых  замеров параметров в виде таблиц;

предоставление монтажных  тестов сигналов контроллера. 

В случае отклонения параметров или состояний процесса от норм технологического регламента в системе предусмотрены несколько  видов сигнализации. 

Диалог с пользователями системы реализован в следующих  режимах:

просмотр информации;

смена режимов управления технологическим оборудованием;

управление технологическим  оборудованием: пуск/останов насосов, вентиляторов, открытие/закрытие задвижек, клапанов;

задание конфигурационных параметров управления оборудованием  и обработки информации: аварийных  порогов, уставок, коэффициентов и т.д.  

Пользователи АСУТП  имеют регламентированный доступ к  информации и управлению технологическим  процессом. 

Предусмотрены следующие  уровни доступа:

оператор;

мастер;

администратор. 

Для пользователя уровня "Оператор" разрешены просмотр технологической информации и управление оборудованием. 

Для пользователя уровня "Мастер", дополнительно к выше названным функциям, разрешен доступ к изменению конфигурационных параметров. 

Уровень доступа "Администратор" предусматривает полный доступ к  системе и используется персоналом, обслуживающим  ПО АСУТП для поиска и устранения неисправностей, а также  разработчиками при модификации  системы. 

Программа интерфейса оператора  разработана на основе ПО  фирмы WonderWare. 

Обмен информацией  между интерфейсом оператора  и  контроллером реализован на основе программного пакета RSLinx фирмы Rockwell Software . 

Программное обеспечение  фирмы Rockwell Software:

RSLogix5000

RSLogix500

RSLinx. 

Программное обеспечение  фирмы WonderWare.:

InTouch

IAS. 

К программному обеспечению  панели оператора относится:

Операционная система  PanelView;

Средства разработки, отладки и загрузки программного обеспечения. 

Программа интерфейса оператора  разработана на основе пакета RSViewME  фирмы Rockwell Software.

Системы совместного  сбора и транспорта нефти и  газа

1. развитие систем  совместного сбора и транспорта  нефти и газа 
 

 Автор: Administrator

16.03.2011 09:40  
 

Совместное движение нефти и газа по трубопроводам  неразрывно связано с равитием закрытой системы эксплуатации месторождений. Сначала оно осуществлялось только до сепарационно-замерных установок, расположенных на расстоянии 200—300 м от устья скважин. При этом после разделения и замера количеств нефти и газа движение их продолжалось раздельно по самостоятельным трубопроводным коммуникациям. Нефть самотеком направлялась в емкости сборных пунктов и далее насосами перекачивалась в сырьевые резервуары, а газ компрессорами подавался на газобензиновый завод. Соответствующие этим признакам нефтегазосборные системы получили название систем раздельного сбора и транспорта нефти и газа. Они характеризуются низким давлением в нефтегазосборных трубопроводах, многочисленностью промежуточных технологических объектов и, как следствие этого, большой металлоемкостью, нерациональным использованием избыточной энергии пласта и значительными потерями газа и легких фракций нефти. 
 
 
 

 В 1948 г. на  промыслах объединения Азнефть стала внедряться новая прогрессивная система сбора нефти и газа, предложенная инженерами Ф. Г. Бароняном и С. А. Везировым. Основой этой схемы является совместный сбор и транспорт продукции всех нефтяных скважин (насосных, компрессорных и фонтанных) до промыслового сборного пункта под повышенным давлением порядка (5—()) -10^ н/м2. По этой схеме протяженность выкидных линий и сборных коллекторов, по которым осуществляется совместный сбор и транспорт нефти и газа, составляет 2—3 км, а иногда на морских промыслах она достигает 7—8 км. Система нефтегазосбора Бароняна и Везирова по сравнению с раздельной системой сбора нефти и газа обеспечила значительное уменьшение потерь нефти и газа и сокращение расхода металла и денежных средств. 
 

Идея совместного  сбора и транспорта продукции  нефтяных скважин получила свое дальнейшее развитие в работах Грозненского нефтяного института и распространена на трубопроводы протяженностью, измеряемой десятками километров, и работающие под давлением, достигающим (60—70)-10^ н/м2. 
 
 
 

 В 1958 г. на  промыслах объединения Грознефть был осуществлен первый промышленный эксперимент по совместной перекачке нефти и газа по трубопроводу диаметром 0,075 м и длиной 18 км с замером всех необходимых параметров. После соответствующей обработки экспериментальных данных и изучения условий работы трубопроводов, проложенных по сильно пересеченной местности, совместный транспорт нефти и газа стал применяться на всех новых месторождениях объединения Грознефть не только по внутренним, но и по внешним магистралям. Диаметры трубопроводов, по которым осуществляется совместный транспорт нефти и газа, стали достигать 0.5 м, а их протяженность 20—40 км.  

На промыслах объединения  Казахстаннефть был осуществлен еще больший по своим масштабам эксперимент в условиях равнинной местности. Впервые в СССР нефть и газ транспортировались по одному трубопроводу диаметром 0,3 м на расстояние 100 км. Это открыло еще большие перспективы для развития совместного транспорта нефти и газа, в частности, в Западной Сибири (Тюмень), Казахстане (Мангышлак) и других районах. На базе совместного сбора и транспорта нефти и газа на большие расстояния научными и проектными организациями (ГНИ, Краснодарнефтепроект, Гипро-востокнефть, Татнефтепроект и др.) и НГДУ был модернизирован, разработан и внедрен ряд нефтегазосборных систем для различных условий добычи нефти, которые позволяют более рационально решать вопросы обустройства нефтяных промыслов. Появилась реальная возможность укрупнить и централизовать технологические объекты, увеличить число ступеней сепарации, более полно использовать естественную энергию пласта и т. д. Так, например, на всех новых месторождениях объединения Грознефть были внедрены  высоконапорные системы с централизованной многоступенчатой сепарацией нефти и газа на сборных пунктах, рассчитанных на обслуживание нефтяных скважин одного или нескольких месторождений данного нефтегазоносного района. За период с 1980 по 1970 г. внедрение этой системы позволило утилизировать почти     млрд. м3 газа на сумму 77 млн. руб. и совместно транспортировать более 64 млн. т нефти и свыше 18 млрд. м3 газа. 

При любой другой системе сбора и перекачки  такого количества нефтяного сырья  пришлось бы проложить значительно  больше трубопроводов и построить  компрессорные и насосные станции. 

Расчет экономической  эффективности применения высоконапорной системы на одном из месторождений  объединения Грознефть показал. что после внедрения этой системы себестоимость нефти снизилась на 2,5%, а газа на 30%. Аналогичные схемы внедрены на месторождениях Ставропольского края, Дагестана, Туркмении, Казахстана и других районов страны. 
 
 
 

 Существенно модернизирована  напорная герметизированная система  нефтегазосбора Гипровостокнефти. В последней модификации эта система нефтегазосбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до технологических установок по подготовке нефти и газа на расстояние до 100 км и более. 
 

За период с 1960 г. по сентябрь 1967 г. в объединении Куйбышевнефть было перекачано 40,7 млн. т газонасыщенной нефти и 48 млн. м3 растворенного в ней газа. Экономический эффект от перекачки газонасыщенной нефти составил 9,6 млн. руб. 

Кроме того, этой системой предусматривается использование  энергии пласта или напора, создаваемого глубинными насосами, для бескомпрессорного транспортирования газа первой ступени сепарации на большие расстояния. Продукция нефтяных скважин подается на групповые замерные установки, на которых периодически замеряются дебиты скважин. Далее эта продукция по одному трубопроводу подается в сепараторы первой ступени, сгруппированные на участковых сепарационных пунктах. После сепарации первой ступени газ за счет давления в сепараторе направляется к потребителям, а нефть с оставшимся растворенным газом — на централизованный сборный пункт. На этом пункте осуществляются окончательная двухступенчатая сепарация нефти и газа, подготовка нефти к сдаче потребителю, переработка газа всех ступеней сепарации и подготовка сточных вод к закачке в пласты. 

В результате многоступенчатой сепарации нефти и газа, применения высокопроизводительных гидроциклонных сепараторов, раздельного сбора  чистой и обводненной нефти, герметичного способа деэмульсации газонасыщенных нефтей и других прогрессивных технических и технологических решений достигнуто увеличение выработки бензина на 2 млн. т, уменьшение капитальных вложений на строительство сепарационных установок в 3—5 раз и значительное сокращение расходов на подготовку нефти. 

Большие работы в  области развития систем нефтегазосбора ведутся в Азербайджане, Татарин, Башкирии, Туркмении и в других нефтяных районах страны, где также доказана технико-экономическая целесообразность внедрения совместного транспорта нефти и газа на большие расстояния. 

Институтом Татнефтепроект показана эффективность развития совместного сбора и транспорта нефти и газа в условиях низких буферных давлений и механизированной добычи нефти, запроектирована для месторождений Татарин напорная нефтегазосборная система с применением дожимных насосно-компрессорных станций в двух вариантах: когда расстояние до газобензинового завода не превышает 30—40 км и когда оно может достигать 80—100 км. Принципиальной разницы между этими вариантами нет. Отличаются только давления в сепараторах первой ступени. В первом варианте эти давления составляют (4—5) *10-1 н/м2,  а во втором - (7— 10) • 10-1  н/м2. 

По этой схеме  продукция скважин при давлении на буфере (4— — 5)-10-1н/м2 сначала поступает на групповые автоматизированные замерные установки, и далее на дожимные насосно-компрессорные станции, рассчитанные на обслуживание от 18 до 24 скважин. Газонефтяная смесь насос-компрессорами подается в сепараторы первой ступени, расположенные на расстоянии 5—8 км от станции. Отделившийся газ под давлением сепаратора направляется на газобензиновый завод, а нефть, с оставшимся в ней газом, транспортируется по трубопроводу протяженностью 6—10 км на промысловый сборный пункт, где осуществляются вторая ступень сепарации и соответствующая подготовка нефти. Если давление на устьях скважин достаточно высокое, то их продукция поступает в сепараторы под собственным давлением. 

Система нефтегазосбора, разработанная институтом Татнефтепроект, не нашла еще широкого практического осуществления из-за отсутствия экономически выгодных и надежных в работе насос-компрессорных установок. В настоящее время существует несколько разновидностей нагнетателей для газожидкостных смесей, которые находятся в стадии испытаний и доработок.

Институтом Татнефтепроект разработана еще одна высоконапорная система совместного сбора нефти и газа в однофазном (жидком) состоянии. По этой схеме все скважины оборудуются погружными бесштанговыми насосами, обеспечивающими напор выше давления насыщения нефти газом. Газонефтяная смесь из скважин в однофазном состоянии поступает в коллектор и транспортируется на конечный сборный пункт, где подвергается многоступенчатой сепарации. В сепараторах первой ступени обеспечивается получение практически сухого газа под давлением, достаточным для подачи его к потребителям. Эта система пока еще не нашла практического применения из-за недостаточного напора, создаваемого электропогружными насосами, и иногда из-за весьма высоких давлений насыщения.  

Были высказаны  соображения относительно возможности  внедрения бесколлекторной (лучевой) нефтегазосборной системы, в основе которой лежит совместный транспорт нефти и газа до относительно крупных сборных пунктов, рассчитанных на обслуживание до ста скважин. На этих пунктах должен проводиться практически весь комплекс промысловых процессов, обеспечивающих получение товарных продуктов, а отделившаяся вода может быть закачана в продуктивные пласты. В отношении этой системы было высказано в печати много суждений «за» и «против» ее внедрения. Отмечался большой расход металла на сооружение нефтегазосборной сети, недостаточное число ступеней сепарации, нерациональное использование земельных угодий и др. Указывалось, что для различных условий не может быть единой универсальной нефтегазосборной системы и поэтому более естественно говорить о типовых системах, учитывающих те или иные характерные особенности и условия эксплуатации различных нефтяных месторождений. Поэтому надо полагать, что новая бесколлекторная нефтегазосборная система может быть рекомендована для месторождений с благоприятными для этой системы условиями. Так, например, отмечается, что эта система наиболее полно отвечает условиям месторождений Западной Сибири. При этом предлагается не сооружать на сборных пунктах установки по подготовке нефти, газа и воды и оставить на них только первую ступень сепарации, замерные установки и насосное хозяйство для дальнейшего транспорта газонасыщенной нефти на центральные пункты сбора. Несмотря на дискуссионность отдельных положений, авторы бесколлекторной системы нефтегазосбора привели ряд чрезвычайно важных рекомендаций, которые могут быть реализованы при сооружении всех централизованных нефтегазосборных систем. Так, например, обустройство промыслов с использованием готовых технологических установок, полностью выполненных на заводах; очередность строительства объектов с наращиванием мощностей установок по этапам разработки месторождений; комбинация относительно крупных стационарных и мелких передвижных установок для покрытия пиковых нагрузок с последующей переброской передвижных установок на другие объекты; совмещение процессов сепарации и деэмульсации, раздельный сбор чистой и обводненной нефти п другие рациональные решения.

   2. особенности  высоконапорной системы совместного  сбора и транспорта нефти и  газа 
 

 Автор: Administrator

16.03.2011 09:40  

С 1956 г. на территории Чечено-Ингушской АССР был открыт ряд нефтяных месторождений в  меловых отложениях, которые характеризуются  большими пластовыми давлениями до 750 • 10" н/м2 и температурами до 170° С, а также высокими газовыми факторами, достигающими 650 м3 на 1 т нефти. Для обустройства необходимо было выбрать систему нефтегазосбора, обеспечивающую надежную герметизацию и минимальный расход металла и денежных средств. Особенно остро стояла задача сокращения потерь попутного нефтяного газа, сжигаемого в факелах в период разведки и освоения месторождений. Эту задачу можно было решить только на основе совместного транспорта нефти и газа на большие расстояния, используя резерв пропускной способности нефтепровода. 

Применяя совместный транспорт нефти и газа за счет рационального использования пластовой  энергии, можно избежать строительства  насосных и компрессорных станций  и иметь ряд технико-экономических  преимуществ. Возможность совместного  транспорта нефти и газа на большие  расстояния была подтверждена соответствующими исследованиями движения газонефтяных смесей по трубопроводам. На основе этих исследований были разработаны высоконапорные нефтегазосборные системы, основными  принципами которых являются: 1) совместный транспорт нефти и газа на большие  расстояния, измеряемые десятками километров, под давлением, достигающим (60—70)-10-1 н/м2; 2) концентрация сепарационных установок и других технологических объектов на крупных централизованных пунктах, сооружаемых для одного или группы месторождений данного нефтяного района; 3) многоступенчатая сепарация. 

Рис.4. Высоконапорная система сбора нефти и газа с централизованной одноступенчатой  сепарацией на отдельных месторождениях и окончательной сепарацией на центральном  сборном пункте 

На рис.4 приведен один из вариантов  нефтегазосборных систем, в основу которых положен  совместный транспорт нефти и  газа на большие расстояния. Эти  системы до пунктов сепарации  не отличаются друг от друга. На месторождении  сооружаются только замерные установки, число и расположение которых  выбираются на основании анализа  конкретных условий. Продукция скважин, минуя замерную установку, направляется в сборный коллектор и транспортируется за счет пластовой энергии на централизованную сепарационную установку. По первому  варианту на централизованной установке  предусматривается четырех- или  трехступенчатая сепарация с  давлениями ступеней 55-10-1, 40-10-1, 16-10-1 и 1-10-1 н/м2. Сепарационная установка территориально совмещена с установкой подготовки нефти ДЭУ, товарным парком НП и в отдельных случаях с газобензиновым заводом ГБЗ. Газ из сепараторов первой ступени после охлаждения направляется в газопровод и транспортируется до мест потребления под собственным давлением, а газ последующих ступеней сепарации направляется нa ГБЗ для переработки. По второму варианту высопонапорной нефтегазосборной системы (рис.1) на каждом месторождении сооружается централизованная сепарационная установка, на которой осуществляется одноступенчатая сепарация высокого давления до 60 –10-1 н/м2.  

Отделившийся сепараторах газ охлаждается для извлечения из него конденсата. А затем поступает в газопровод для реализации, а нефть с оставшимся в ней газом под давлением сепарации транспортируется на внешний сборный пункт, рассчитанный на обслуживание нескольких месторождений. На этом пункте происходит окончательная сепарация нефти и газа и соответствующая их обработка.

 В зависимости  от местных условий (содержание  воды, наличие парафина, запас пластовой  энергии и др.) принципиальная  схема совместного сбора и  транспорта нефти и газа может  приобретать свои характерные  особенности. Так, например, могут  изменяться: давление ступеней сепарации  и их число; характер сбора  чистой и обводненной нефти  (совместный или раздельный); способ  деэмульсации; методы борьбы с отложениями парафина и солей и др. Изучение этих особенностей применительно к различным районам нашей страны и, в частности, к месторождениям Западной Сибири и Казахстана, т. е. при самых разнообразных географических, климатических и других условиях, будет способствовать дальнейшему развитию совместного сбора и транспорта нефти и газа. 
 

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция  не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). 

 Пластовая вода - это сильно минерализованная  среда с содержанием солей  до 300 г/л. Содержание пластовой  воды в нефти может достигать  80%. Минеральная вода вызывает  повышенное коррозионное разрушение  труб, резервуаров; твердые частицы,  поступающие с потоком нефти  из скважины, вызывают износ трубопроводов  и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье  и топливо. 

 Технически и  экономически целесообразно нефть  перед подачей в магистральный  нефтепровод подвергать специальной  подготовке с целью ее обессоливания,  обезвоживания, дегазации, удаления  твердых частиц. 

 На нефтяных  промыслах чаще всего используют  централизованную схему сбора  и подготовки нефти (рис.4.1). Сбор  продукции производят от группы  скважин на автоматизированные  групповые замерные установки  (АГЗУ). От каждой скважины по  индивидуальному трубопроводу на  АГЗУ поступает нефть вместе  с газом и пластовой водой.  На АГЗУ производят учет точного  количества поступающей от каждой  скважины нефти, а также первичную  сепарацию для частичного отделения  пластовой воды, нефтяного газа  и механических примесей с  направлением отделенного газа  по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий  завод). Частично обезвоженная и  частично дегазированная нефть  поступает по сборному коллектору  на центральный пункт сбора  (ЦПС). Обычно на одном нефтяном  месторождении устраивают один  ЦПС. Но в ряде случаев один  ЦПС устраивают на несколько  месторождений с размещением  его на более крупном месторождении.  В этом случае на отдельных  месторождениях могут сооружаться  комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка  нефти. На ЦПС сосредоточены  установки по подготовке нефти  и воды. На установке по подготовке  нефти осуществляют в комплексе  все технологические операции  по ее подготовке. Комплект этого  оборудования называется УКПН - установка  по комплексной подготовке нефти. 

 Рис. 4.1. Схема  сбора и подготовки продукции  скважин на нефтяном промысле: 

1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые  замерные установки (АГЗУ); 3 - дожимная  насосная станция (ДНС); 4 - установка  очистки пластовой воды; 5 - установка  подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк 

 Обезвоженная, обессоленная  и дегазированная нефть после  завершения окончательного контроля  поступает в резервуары товарной  нефти и затем на головную  насосную станцию магистрального  нефтепровода. 

 УКПН представляет собой небольшой завод по первичной (промысловой) подготовке нефти (т.е. дегазация, обезвоживание, обессоливание, стабилизация). В сырую нефть (рис. 4.2), поступающую по линии I, подается деэмульгатор (по линии II). Насосом 1 нефть направляется в теплообменник 2, в котором нагревается до 50 ¸ 60°С горячей стабильной нефтью, поступающей по линии III, после стабилизационной колонны 8, Подогретая нефть в отстойнике первой ступени обезвоживания 3 частично отделяется от воды и проходит через смеситель 4, где смешивается с пресной водой, поступающей по линии V, для отмывки солей, и направляется в отстойник второй ступени 5 и по линии VI  в электродегидратор 6. Отделенная вода отводится по линиям IY. При необходимости улучшения степени обессоливания применяют несколько смесителей, отстойников и электродегидраторов, включенных последовательно. Обессоленная нефть насосом 14 направляется в отпарную часть стабилизационной колонны 8 через теплообменник 7. Нагрев нефти в теплообменнике 7 до 150¸1600С осуществляется за счет тепла стабильной нефти, поступающей непосредственно снизу стабилизационной колонны 8, В стабилизационной колонне происходит отделение легких фракций нефти, которые конденсируются и передаются на ГПЗ. В нижней (отпарной) и верхней частях стабилизационной колонны установлены тарелочные устройства, которые способствуют более полному отделению легких фракций. Внизу отпарной части стабилизационной колонны поддерживается более высокая температура (до 2400С), чем температура нефти, поступающей вверх отпарной части. Температура поддерживается циркуляцией стабильной нефти из нижней части стабилизационной колонны через печь 13. Циркуляция стабильной нефти осуществляется насосом 12 по линии X. В печи 13 может также подогреваться часть нестабильной нефти, которая затем подается вверх отпарной колонны по линии XI. В результате нагрева из нефти интенсивно испаряются легкие фракции, которые поступают в верхнюю часть стабилизационной колонны, где на тарелках происходит более четкое разделение на легкие и тяжелые углеводороды. Пары легких углеводородов и газ по линии VII из стабилизационной колонны поступают в конденсатор-холодильник 9, где они охлаждаются до 30°С, основная их часть конденсируется и накапливается в емкости орошения 10. Газ и несконденсировавшиеся пары направляются по линии VIII на горелки печи 13. Конденсат (широкая фракция легких углеводородов) насосом 11 и перекачивается в емкости хранения, а часть по линии IX направляется вверх стабилизационной колонны на орошение. Часто для перемещения нефти от АГЗУ до ЦПС применяют ДНС - дожимную насосную станцию, т.к. пластового давления оказывается недостаточно. На ЦПС расположены также установки по подготовке воды - УПВ, на которой вода, отделенная на УКПН от нефти, подвергается очистке от частиц механических примесей, окислов железа и т.д. и направляется в систему поддержания пластового давления (ППД). В системе ППД подготовленная вода с помощью кустовых насосных станций (КНС) под большим давлением (до 20¸25 МПа) через систему трубопроводов-водоводов подается к нагнетательным (инжекционным) скважинам и затем в продуктивные пласты. 

 Рассмотрим основные  принципы технологических процессов  промысловой подготовки нефти  и воды. Продукция нефтяных скважин прежде всего подвергается процессу сепарации (отделению от нефти газа, а также воды). Сепарацию нефти выполняют в специальных агрегатах-сепараторах, которые бывают вертикальными и горизонтальными. Вертикальный сепаратор (рис. 4.3) состоит из четырех секций. 

 Рис. 4.2. Технологическая  схема УКПН: 

 1 - насос; 2 - теплообменник; 3 - отстойник (ступень обезвоживания); 4 - смеситель (с чистой водой); 5 - отстойник (1 ступени); 6 - электродегитратор; 7 - теплообменник (150 - 1600С); 8 - стабилизированная колонна (отпарная); 9 - холодильный конденсатор (до 300С); 10 - емкость орошения; 11, 12 - насос;   13 - печь; 14 - насос 

 Рис. 4.3. Вертикальный  сепаратор: 

I - основная сепарационная  секция; II ‑ осадительная секция; 

III - секция сбора  нефти; IV ‑ секция каплеудаления. 

1 - патрубок ввода  газожидкой смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления "до себя" на линии отвода; 4 - жалюзный каплеуловитель; 5 ‑ предохранительный клапан; 6 ‑ наклонные полки; 7 - поплавок; 8 ‑ регулятор уровня и линии отвода нефти; 9 - линия сбора шлама;    10 ‑ перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба 

 Рис. 4.4. Горизонтальный  сепаратор с предварительным  отбором газа: 

1 - входной трубопровод; 2 - вилка для предварительного  отбора газа; 3 - каплеуловитель (сепаратор газа); 4 - жалюзийные насадки; 5 - газопровод с регулятором давления "до себя"; 6 ‑ предохранительный клапан; 7 - корпус сепаратора; 8 - поплавок; 9 - пеногасители; 10 ‑ наклонные полки 

 Секция 1 - это  секция интенсивного выделения  газа из нефти. Газоводонефтяная смесь под большим давлением поступает в рабочее пространство сепаратора с увеличенным объемом. За счет резкого снижения скорости потока вода и газ отделяются от нефти и поступают: вода в нижние секции, а газ удаляется из сепаратора через верхний патрубок. Повышенный эффект сепарации обеспечивается при тангенциальном подводе газа в сепаратор. В этом случае поток газоводонефтяной смеси попадает в рабочее пространство цилиндрического корпуса сепаратора по касательной и перемещается путем вращения по стенкам корпуса, что создает оптимальные условия для отделения воды и газа, затем нефть поступает в секцию II сепаратора, где стекает под действием тяжести вниз по наклонным полкам тонким слоем. Это создает лучшие условия для выделения газа из нефти за счет снижения толщины ее слоя и увеличения времени пребывания смеси в секции II. После секции II нефть попадает в секцию III - сбора нефти. Секция IV - каплеудаления предназначена для улавливания капель жидкости, увлекаемых выходящим потоком газа.