Установки предварительного сброса воды типа УПС

Разработаны ТатНИИНефтемашем совместно с СПКБ Нефтехимавтоматикой и имеют несколько модификаций: УПС-2000/6; УПС-3000/6 и УПС-10000/6произ­водительностью соответственно 2000, 3000 и 10000 т/сут. Установка УПС-2000/6состоит из одного моноблока, включающего газосепаратор, смонтированный на технологической ёмкости, которая разделена глухой сферической перегородкой на два отсека: приёмный и водоотделительный. Приёмный разделён на два отсека про­дольной перегородкой, в которой предусмотрена щель для измерения количества поступающей на установку продукции. Для успокоения жидкости в одном из от­секов расположены две перегородки (рис.2.26).

A - A

Б - Б

Эмульсия

Газ

Дренаж

Вода

Вода

Нефтьь

Газ

Нефтьь

A

A

Б

Б

Рис. 2.26. Схема установки УПС-2000/6:

1, 5, 6, 7, 12 – перегородки; 2 – вертикальная труба; 3 – распределительный козырек;

4 – распре­делитель; 8, 10 – щели; 9 – сферическая перегородка;

11 – регулятор перепада давления; 13, 15 – регуляторы уровня;

14 – трубка гидростатического регулирования уровня

Жидкость в промывочный отсек поступает через перфорированный распре­делитель, выполненный в виде настила, далее через перегородки перетекает в отсек отстоя, в котором уровень раздела сред вода – нефть поддерживается трубкой гид­ростатического регулирования уровня. Часть водоотделительного отсека разделена перегородками на водосборную камеру и нефтяной отсек. Отстоявшаяся эмульсия и отделившаяся вода через регуляторы уровня направляются соответственно на кон­цевую ступень сепарации и очистные сооружения. Отсепарированный газ, проходя через брызгоуловитель из колец Рашига поступает в газовый коллектор.

Имеется модернизированный вариант установок УПС-2000/6и УПС-3000/6,которые в настоящее время выпускаются как установки УПС-3000/6М (16М)иУПС-6300(16М)(рис.2.27).

Эмульсия

Газ

Жидкость

Горячая вода

Вода

Вода

Нефть

Нефть

Газ

Газ

А

Б

Рис.2.27. Технологическая схема установок УПС-3000/6М и УПС-6300/6М:

1 – сопло; 2 – нефтеразливная полка; 3 – каплеотбойник; 4 – регулятор давления;

5 – шту­церы выхода нефти; 6 – перфорированный трубопровод; 7 – входной распределитель;

8 – каплеобразователь; 9 – регулятор уровня; А и Б – отсеки

Установки спроектированы по одной технологической схеме, конструкции их подобны и имеют унифицированную систему КИП и автоматики.

Различие состоит в объёмах технологических ёмкостей и диаметрах услов­ных проходов запорно-регулирующей арматуры. Продукция скважин поступает в сепарационный отсек А по соплу и нефтеразливной полке, на которой основной объём газа отделяется от жидкой фазы. Отделившийся газ через регулятор уровня отводится в отсек Б, откуда через каплеотбойник и регулятор давления – в газовый коллектор. Водонефтяная эмульсия из отсека А поступает в отсек Б через входной распределитель под действием перепада давления. Допустимый перепад давления между отсеками А и Б не более 0,2 МПа (в зависимости от длины петли каплеобразователя между отсеками). Для интенсификации процесса отделения воды из эмуль­сии продукция скважин предварительно смешивается с горячей водой, поступаю­щей с установок термохимической подготовки нефти и содержащей остаточный деэмульгатор. Трубопровод-каплеобразователь между отсеками А и Б изготавливают в виде петли определённой длины в зависимости от требуемого времени контакта эмульсии и горячей дренажной воды. Иногда допускается работа установок без каплеобразователя при условии подачи горячей воды с установок подготовки нефти за 200-300 м до входа в технологическую ёмкость. Отстоявшаяся вода отводится из аппарата через перфорированный трубопровод. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцер на днище, который связан с перфорированной тру­бой, расположенной в верхней части ёмкости. При работе в режиме полного запол­нения (при незначительных газовых факторах) предварительно обезвоженную нефть отводят через верхний штуцер, связанный с перфорированной трубой, а штуцер на днище глушат. Система контроля и управления осуществляет регулирование уров­ней нефть – газ; нефть – вода; давления в технологической ёмкости; сигнализацию предельных (аварийных) значений давления и уровня нефти; отключение установки по достижении аварийных уровня и давления в ёмкости; измерение давления и температуры. При параллельной работе допускается не более двух установок. Технологические характеристики установок представлены в табл. 2.1.