Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов (стр. 2 )

прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную обработку;

снижение давления насыщенных паров (ДНП) и содержания сероводорода в товарной нефти до нормальной величины.

Примечание: Степень подготовки нефти принимается в соответствии с требованиями ГОСТ 9965-76.

1.13. Технологический подкомплекс приема и учета товарной нефти должен обеспечивать:

поточное измерение количества товарной нефти;

определение качества товарной нефти.

1.14. Технологический подкомплекс сооружений очистки и подготовки сточных вод к использованию их в системе поддержания пластового давления должен обеспечивать:

очистку и доочистку пластово-сточных вод, включая их очистку от сероводорода, нефти и мехпримесей, их дегазацию;

откачку подготовленных пластово-сточных вод и систему ППД;

сбор и перекачку уловленной нефти;

сбор, обеззараживание, накопление и вывоз шлама для последующего его использования;

ингибирование воды при ее высокой коррозионной активности;

поточное измерение количества и качества подготовленных пластово-сточных вод.

1.15. Технологический подкомплекс сооружений подготовки газа к транспорту должен обеспечивать:

компримирование газов промежуточных и концевых ступеней сепарации, а также выделяющихся в аппаратах УПН до давления I ступени сепарации;

компримирование газов первой, промежуточных и концевых ступеней сепарации до давления, необходимого для транспорта (если Ртр > РI ст.);

при необходимости, отбор из газов I ступени и газов низкого давления части углеводородов с целью полного исключения или снижения количества выпадающего в газопроводах углеводородного конденсата;

утилизацию отобранных из газов жидких углеводородов и передачу их потребителям;

осушку (при необходимости) газов для предотвращения гидратообразования;

очистку газов от сероводорода и углекислого газа (полностью или частично) при подаче местным бытовым потребителям;

поточное измерение количества газа и конденсата, направляемых потребителям.

1.16. Унифицированные схемы допускают применение и иных технологических решений отдельных подпроцессов при обустройстве нефтегазодобывающих районов, обусловленных их спецификой. В каждом конкретном случае эти решения должны обосновываться технологическими и экономическими расчетами.

1.17. Рекомендуемые унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов предусматривают возможность адаптации к условиям разработки нефтяных месторождений, и использование при этом методов повышения нефтеотдачи, и соответствуют различным физико-химическим свойствам добываемой продукции.

2. УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СБОРА, ТРАНСПОРТА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ

2.1. Сбор и транспорт нефти, газа и воды.

2.1.1. Технологические схемы сбора и транспорта продукции скважин зависят от условий размещения и разработки месторождений, физико-химических свойств продукции скважин, рельефа местности, направлений транспорта нефти, газа и воды и др.

2.1.2. Технологические схемы сбора и транспорта продукции скважин должны рассматриваться с учетом обустройства отдельных нефтяных месторождений и нефтедобывающего района в целом на основе технико-экономических расчетов по минимуму приведенных затрат на строительство и эксплуатацию нефтепромысловых объектов.

2.1.3. В зависимости от конкретных условий нефтедобывающих районов, сбор и транспорт продукции скважин месторождения (группы месторождений) осуществляется по одному из следующих вариантов технологических схем (рис. 2).

Рис. 2. Унифицированные технологические схемы промыслового сбора, транспорта и учета продукции скважин.

ГЗУ - групповая замерная установка; С-1, 2, 3 - сепараторы; БЕ - буферная емкость; П-1 - печь трубчатая; Н-1 - насос подачи сырой нефти; Н-8 - насос подачи пресной воды; О-1 - отстойник предварительного обезвоживания; БО - блок-отстойник для очистки воды; БД - блок-дегазатор; УБУН - узел бригадного учета нефти; Р-1 - резервуар для приема нефти; Н-4 - насос подачи воды в систему ППД.

2.1.3.1. Технологическая схема I, предусматривающая сбор и транспорт продукции скважин на ЦПС без применения насосов за счет энергетических возможностей продуктивных пластов месторождений или установок механизированной добычи нефти.

По данной схеме на месторождении размещаются выкидные линии, замерные установки, нефтегазосборные коллекторы и, при необходимости, блоки дозирования реагента и ингибитора коррозии.

2.1.3.2. Технологическая схема II, предусматривающая размещение на месторождении сепарационной установки С-1. Газонасыщенная нефть под давлением сепарации направляется на ДНС или ЦПС, а газ - на ГПЗ.

2.1.3.3. Технологическая схема III, предусматривающая размещение на месторождении сепарационной установки С-1 с насосной откачкой.

Газонасыщенная нефть насосами транспортируется на ЦПС, а газ, под давлением сепарации, на ЦПС или ГПЗ.

2.1.3.4. Технологическая схема IV, предусматривающая размещение на месторождении ДНС с блоками предварительного обезвоживания нефти. Процесс предварительного обезвоживания нефти должен проводиться при давлении первой ступени сепарации в отстойниках О-1 при температурах, обеспечивающих химическое деэмульгирование нефтяных эмульсий. В процессе предварительного обезвоживания нефти должно обеспечиваться получение сточной воды с качеством, которое удовлетворяет требованиям при закачке сточной воды в трещинно-поровые коллекторы. При использовании сточных вод для заводнения коллекторов других типов отделившаяся в отстойниках О-1 вода должна подвергаться доочистке в блочном отстойнике БО и разгазированию в блоке-дегазаторе БД, а затем откачиваться в систему ППД. При высокой производительности объектов предусматривается очистка воды в резервуарах.

Загрязненный нефтеэмульсионный слой из отстойника О-1 и уловленная в отстойнике БО нефть откачиваются на прием насосов Н-1 и вместе с предварительно обезвоженной нефтью транспортируются на ЦПС.

Блоки дегазатора БД могут размещаться как в составе ДНС, так и блочной кустовой насосной станции (БКНС).

В необходимых случаях в составе ДНС с предварительным обезвоживанием нефти следует применять нагреватели П-1 (схемы V, VI) с использованием насоса или промежуточной ступени сепарации С-3.

2.1.3.5. Технологическая схема VII предусматривает гидротранспорт нефти или нефтяной эмульсии. Нефть (нефтяная эмульсия) после сепарации направляется в буферную емкость БЕ-1, откуда насосом Н-1 подается в специальное устройство (оголовок) и транспортируется водой на ЦПС. Вода в оголовок подается насосом Н-8 из буферной емкости БЕ-2.

2.1.3.6. В подкомплексе сооружений на месторождение, при соответствующем технико-экономическом обосновании, допускается проведение процесса подготовки газа к транспорту и использованию (осушка, очистка от сероводорода, компримирование и частичное отбензинивание). Унифицированные схемы объектов подготовки газа приведены в разд. 2.6.

2.1.3.7. В составе нефтепромысловых объектов должны предусматриваться узлы бригадного учета нефти. Состав узлов бригадного учета нефти (измерение нефти, газа, воды) зависит в каждом конкретном случае от принятой технологической схемы сбора.

2.1.3.8. Размещение узлов бригадного учета нефти должно определяться энергетическими возможностями месторождений.

При сборе и транспорте продукции скважин по схемам I, II, III, VII (см. рис. 2) узлы бригадного учета нефти, газа и воды следует размещать с учетом принятой для данного нефтедобывающего района или месторождения технологической схемы сбора и транспорта.

2.1.3.9. В зависимости от физико-химических свойств продукции скважин и ее газосодержания в унифицированных схемах следует применять:

устьевые подогреватели продукции скважин;

блоки дозирования реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов коррозии;

устройства предварительного отбора газа и воды;

выносные газосепараторы (каплеуловители);

устройства, интенсифицирующие процессы сепарации нефти и подготовки воды;

каплеобразователи;

камеры запуска и приема очистных устройств;

свечи для рассеивания газа, факелы для сжигания газа, в том числе с постоянно горящими дежурными горелками.

2.2. Предварительное разделение продукции скважин.

2.2.1. Технологический подкомплекс сооружений предварительного разделения продукции скважин должен предусматривать предварительное обезвоживание нефти в одну ступень с использованием отстойников, работающих под давлением без отбора газа (рис. 3. схемы I - III).

Для интенсификации процесса обезвоживания в начале технологического процесса, перед сепаратором первой ступени подается реагент-деэмульгатор и вода от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания. Сепаратор С-2 (схемы IV - VIII) требуется, как правило, если на ЦПС не вся продукция проходит первую ступень сепарации, или I ступень сепарации и подкомплекс подготовки нефти разделены территориально.

Рис. 3. Унифицированные технологические схемы подготовки нефти.

УПС - установка предварительного отбора; С-1-4 - сепараторы 1 - 4 ступеней сепарации; О-1 - отстойник предварительного обезвоживания; О-2 - отстойник II ступени обезвоживания; О-3 - отстойник глубокого обезвоживания; Э-1 - электродегидратор глубокого обезвоживания и обессоливания; Э-2 - электродегидратор обессоливания; Т-1 - теплообменник «нефть - нефть»; П-1 - печь трубчатая; Н-1 - насос подачи сырой нефти; Н-3 - насос откачки товарной нефти; Н-5 - насос подкачки возвратной воды; а - анализатор качества нефти, воды; Р-1 - резервуар для приема нефти; УТН - учет товарной нефти; БР - блок дозирования химреагента.

2.2.1.1. В процессе обезвоживания высокообводненных тяжелых и высоковязких эмульсий предварительное разделение продукции скважин осуществляется по схеме VII в две ступени.

2.2.1.2. При подготовке тяжелых и вязких парафинистых нефтей в процессе предварительного обезвоживания для подогрева нефти следует использовать нагреватели (схема VIII).

2.2.1.3. В процессе предварительного обезвоживания должно обеспечиваться качество сбрасываемой воды, необходимое для ее использования в системе ППД.