Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов (стр. 3 )

2.2.1.4. Блоки предварительного обезвоживания нефти вводятся в эксплуатацию, как правило, при обводненности поступающей продукции не менее 20 - 30 %.

2.2.1.5. При подготовке тяжелых нефтей на ступени предварительного обезвоживания допускается применение вертикальных стальных резервуаров.

2.2.1.6. Производительность узлов предварительного обезвоживания на ЦПС определяется в каждом конкретном случае на основе технико-экономических расчетов с учетом обеспечения предварительного обезвоживания на ДНС по качеству сбрасываемой воды.

2.3. Подготовка нефти.

2.3.1. Технологический подкомплекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечивать возможность проведения глубокого обезвоживания нефти, обессоливания нефти и снижения ДНП товарной нефти.

2.3.2. По процессам технологического подкомплекса подготовки нефти, с учетом конкретных условий нефтедобывающих районов, следует применять следующие технологические схемы (см. рис. 3).

2.3.2.1. По схемам I - III подача продукции скважин через все технологические блоки УПН осуществляется без применения насосов, за счет давления первой ступени сепарации.

2.3.2.2. По схемам IV - VIII в составе УПН для подачи продукции через все технологические блоки используются сырьевые насосы.

2.3.3. По технологическим процессам глубокого обезвоживания и обессоливания следует предусматривать обезвоживание нефти путем нагрева ее в печах и отстоя под давлением в отстойных аппаратах (схемы I - II, V, VIII). При соответствующем обосновании глубокое обезвоживание нефти можно осуществлять в аппаратах с обработкой эмульсии в электрическом поле (схемы III, IV, VI, VII) в одну или две ступени. В последнем случае целесообразно дренажную воду подавать со второй ступени на первую.

2.3.3.1. Для интенсификации процесса глубокого обезвоживания и увеличения производительности отстойной аппаратуры возможно использование каплеобразователя, электрокоалесцера с технико-экономическим обоснованием его применения.

2.3.3.2. При необходимости осуществления процесса подготовки нефти с температурой выше +40 °С глубокое обезвоживание нефти следует осуществлять с применением теплообменной аппаратуры, обеспечивающей утилизацию тепла товарной нефти (схема V).

2.3.3.3. Для проведения процесса обессоливания на выходе из отстойника глубокого обезвоживания перед электродегидратором должна подаваться деаэрированная вода в количестве 3 - 5 % и, при необходимости, реагент-деэмульгатор (схемы V - VIII).

2.3.3.4. При подготовке слабоминерализованной продукции обессоливание нефти может осуществляться в аппаратах глубокого обезвоживания (схемы I и II) без применения пресной воды.

2.3.3.5. Технологические схемы подготовки нефти предусматривают перед проведением процесса глубокого обезвоживания и обессоливания отбор газа в сепараторе С-3, одновременно выполняющего функцию промежуточной ступени сепарации (схемы II - III).

2.3.3.6. Снижение ДНП товарной нефти осуществляется на концевой (горячей) ступени сепарации С-5 и при проведении процесса стабилизации (рис. 4).

Рис. 4. Унифицированные технологические схемы снижения давления насыщенных паров и увеличение выхода товарной нефти.

Н-2 - насос подачи нефти; Т-1 - теплообменник; Н-6 - насос подачи ШФЛУ; П-2 - печь трубчатая; С-3 - сепаратор гор. ступени; Н-3 - насос откачки товарной нефти; К-1 - стабилизационная колонна; Н-7 - насос циркуляции гор. нефти; КС - компрессорная низкого давления; ВХ-1,2 - воздушный холодильник; С-4 - сепаратор газовый.

2.3.3.7. Сепараторы С-2, С-3, С-4, С-5 при объемном содержании выделившегося газа более 0,5 м3/м3 должны быть оборудованы устройствами предварительного отбора газа и выносными газосепараторами (каплеуловителями). С целью предотвращения выделения газа в отстойниках и электродегидраторах нефти сепарационные установки монтируются на постаментах.

2.3.4. По процессу стабилизации нефти (УСН) применяются следующие технологические схемы (см. рис. 4).

2.3.4.1. Стабилизация нефти методом горячей сепарации (нагрев до температуры 45 °С), (схема I, варианты а, б). Схемы позволяют получить стабильную нефть с ДНП-500 мм рт. ст. (66650 Па). Сепарация проводится при давлении 0,105 МПа. Газы горячей сепарации направляются на компрессорную станцию низкого давления.

2.3.4.2. Стабилизация нефти методом ректификации в отпарной колонне (схема II, варианты а, б). Схемы позволяют получить стабильную нефть с ДНП-500 и 200 мм рт. ст. (66650, 29330 Па соответственно) при давлении в ректификационной колонне 0,3 МПа и температуре в пределах 95 - 120 °С без получения целевой продукции в виде ШФЛУ.

2.3.4.3. Стабилизация нефти методом горячей сепарации при температуре до 45 °С с барботажем газом первой или второй ступеней сепарации. Данный вариант можно применять вместо схемы II при соответствующем технико-экономическом обосновании и с учетом вопросов сохранения нефти и нефтепродуктов, транспорта газа и его утилизации.

2.3.4.4. Стабилизация нефти методом ректификации паров горячей сепарации в укрепляющей колонне (схема III, варианты а, б). Схемы позволяют получить стабильную нефть с ДНП-220 мм рт. ст. (29330 Па) при давлении в ректификационной колонне 0,7 МПа, температуре 220 °С и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ).

2.4. Прием и учет нефти.

2.4.1. По технологическому подкомплексу приема и учета товарной нефти применяются следующие схемы (см. рис. 3). Нефть, прошедшая цикл подготовки, минуя резервуар Р-3, работающий как аварийный, поступает на прием насосов Н-3 (схемы I - VIII).

От насосов Н-3 кондиционная нефть направляется на узел учета товарной нефти, а некондиционная нефть возвращается на повторную обработку.

2.5. Подготовка пластовых и промышленно-дождевых сточных вод.

2.5.1. Сточные воды центрального пункта сбора, как правило, должны использоваться в системе поддержания пластового давления.

2.5.2. В соответствии с п. 2.2.1.4. при обводненности нефти менее 20 - 30 % необходимо предусматривать очистку всего объема пластовых сточных вод. При большой обводненности требуемое качество воды должно достигаться применением технологии совместной подготовки нефти и воды.

2.5.3. Технологические схемы установки подготовки пластовых сточных вод (УПВ) предусматривают их очистку от нефтепродуктов, мехпримесей и сероводорода.

2.5.4. Охрана окружающей среды должна достигаться полной герметизацией процессов, в том числе утилизацией газа и вывозом шлама.

2.5.5. В зависимости от конкретных условий нефтедобывающих районов допускается применение различных технологических схем очистки (доочистки) пластовых сточных вод при неизменных технологических схемах вспомогательных процессов подготовки воды.

2.5.6. Очистку пластовых сточных вод от нефтепродуктов и мехпримесей следует предусматривать по одному из вариантов технологических схем (рис. 5).

Рис. 5. Унифицированные технологические схемы подготовки сточных вод.

БО - блок-отстойник; БД - блок-дегазатор; БОН - блок откачки уловленной нефти; БОШ - блок откачки шлама; Р-2 - резервуар пластовой воды; Р-3 - резервуар-отстойник; БИ - блок ингибитора коррозии; Ф - флотатор; Е-2 - емкость - шламонакопитель; Н-4 - насос подачи воды в ППД; СМ - смеситель; Н-4а - насос подачи очищенной воды; КФ - коалесцирующий фильтр; ГЦ - гидроциклон; Д-1 - десорбер; УЗР - узел замера расхода воды; С - аппарат смешения газа и воды.

2.5.6.1. Технологические схемы, основанные на отстойном принципе, с использованием отстойников, работающих под давлением (схема I) и резервуаров с гидрофобным фильтром, полых, с двухлучевым распределением потоков, УРПЖ и др. (схема II).

2.5.6.2. Технологические схемы, предусматривающие очистку воды последовательно в две ступени, в блоке напорного отстойника и коалесцирующем фильтре (схема III).

2.5.6.3. Технологическая схема, предусматривающая очистку пластовых сточных вод от сероводорода методом его отдувки бессернистым газом в колонне-десорбере (схема IV).

2.5.7. Для интенсификации очистки и повышения качества очищенных пластовых вод следует применять флотацию как с использованием газа, растворенного в пластовых водах, так и с дополнительной подачей нефтяного газа с одной из ступеней сепарации процесса предварительного разделения продукции скважин (схема V).

2.5.8. Учитывая требования п. 2.5.2, производительность аппаратов очистки БО (схемы I, III, IV), Р-3 (схема II) должна приниматься исходя из 20 - 30 % обводненности поступающей на подготовку нефти. Производительность аппаратов очистки КФ (схема III), Д-1 (схема IV) должна приниматься по максимальному объему пластовых вод.

2.5.9. В соответствии с п. 2.5.5. на объектах очистки сточных вод должны предусматриваться следующие вспомогательные процессы (см. рис. 5).

2.5.9.1. Дегазация воды в блоке-догазаторе и откачка ее насосом Н-4 через узел измерения УЗР в систему ППД.

2.5.9.2. Прием нефти, уловленной во всех аппаратах блоков очистки воды, в блок уловленной нефти БОН и откачка ее на установку подготовки нефти.

2.5.9.3. Сбор и накопление шлама с гидроциклона и дренаж осадка из других аппаратов блоков подготовки нефти и воды в шламонакопителе В-2.

2.5.9.4. Хранение кондиционной воды в резервуаре Р-2 при аварийных и профилактических ремонтных работах в системе поддержания пластового давления, а также откачка ее насосом Н-4 через узел измерения УЗР в систему поддержания пластового давления.

2.5.9.5. Прием стоков из шламонакопителя в блок откачки стоков БОШ и подача их в гидроциклон.

2.5.10. Подготовку несовместимых по химическому составу пластовых сточных вод следует осуществлять раздельно.

2.5.11. Сбор, очистку и использование промышленно-дождевых стоков необходимо осуществлять по индивидуальным технологиям.

2.5.12. Технологические схемы очистки промышленно-дождевых стоков в каждом конкретном случае принимаются на основе имеющегося опыта и технико-экономической оценки с учетом их количества.

2.5.12.1. Сбор промышленно-дождевых стоков и их очистку следует осуществлять по одному из вариантов схем подготовки пластовых сточных вод с возможным последующим использованием их в системе поддержания платового давления совместно с поверхностными пресными водами или закачкой в поглощающие горизонты.