Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов (стр. 5 )

3.1.8. При сборе и транспорте высоковязких парафинистых нефтей с высокой температурой застывания, в технологических схемах по схемам I - IV, следует предусматривать устьевые и путевые нагреватели.

3.1.9. Сбор и транспорт тяжелых, высоковязких, высокоэмульсионных нефтей при соответствующем технико-экономическом обосновании осуществляется по схеме VII (см. рис. 2), предусматривающей гидротранспорт газонасыщенной или дегазированной нефти.

3.1.10. Применение в технологических схемах процессов и устройств в соответствии с п. 2.1.3.3. обосновывается технико-экономическими расчетами.

3.1.11. Состав и размещение узлов учета продукции скважин по участкам месторождений, месторождениям, бригадам принимается в соответствии с выбранными схемами сбора и транспорта нефти, газа и воды месторождения, группы месторождений, нефтедобывающего района.

3.1.12. В соответствии с технологическими схемами (см. рис. 2) применяются следующие основные варианты размещения и состава узлов учета:

на отдельных средних месторождениях, участках крупных месторождений, обустраиваемых по схеме IV одной ДНС, предусматривается один узел учета с измерением транспортируемой на ЦПС газонасыщенной нефти, транспортируемого на ГПЗ газа и в систему ППД воды. В этом случае зона обслуживания бригады формируется в пределах скважин, работающих на эту ДНС;

при обустройстве группы месторождений по схемам I, II, III и IV узлы учета газонасыщенной нефти размещаются на объектах, где осуществляется разделение продукции скважин с дальнейшим насосным транспортом продукции (на ДНС или ЦПС) - схемы III, IV, узлы учета газа - на объектах, где осуществляется сепарация нефти (схемы II, III, IV), узлы учета пластовой сточной воды - на объектах, где осуществляется предварительное обезвоживание нефти (схема IV). В этом случае в зону обслуживания бригады входят несколько месторождений;

при обустройстве участков месторождений и месторождений, на которых размещаются центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды, а сбор и транспорт продукции скважин осуществляется по схемам I и II, узлы учета нефти, газа и воды размещаются в непосредственной близости от ЦПС на индивидуальных для каждой бригады технологических витках.

3.1.13. Сбор и транспорт газонасыщенных нефтей (сернистых, бессернистых, водных, безводных) осуществляется раздельно по индивидуальным схемам и при соответствующем технико-экономическом обосновании.

3.2. Предварительное разделение продукции скважин и подготовка нефти.

3.2.1. Выбор технологических схем процессов подготовки нефти следует осуществлять с учетом технологий и параметров подготовки к транспорту и переработке нефтяного газа и размещения ЦПС и ГПЗ в нефтедобывающем районе.

3.2.2. Выбор технологических схем подпроцессов и их сочетания следует производить в соответствии с табл. 2 в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин, требований, предъявляемых к продукции нефтедобывающих предприятий или района в целом на основании технологических и технико-экономических расчетов.

Таблица 2.

Плотность нефти, г/см3	Рекомендуемое сочетание процессов подготовки нефти
до 0,830	Предварительное обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация
0,831 - 0,870	Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация
0,871 - 0,940	Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация, регенерация тепла товарной нефти
более 0,940	Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, регенерация тепла товарной нефти, сепарация

3.2.3. При выборе вариантов схем с применением сырьевого насоса или без него должны учитываться следующие технико-экономические особенности.

3.2.3.1. Схемы без сырьевого насоса, как правило, могут применяться при величине давления на входе нефти на установку (первая или вторая ступень сепарации) более или равной 0,6 МПа.

3.2.3.2. При применении схем без сырьевого насоса количество газов низкого давления и содержание в них компонентов С3+В всегда выше, чем в схемах с сырьевым насосом.

3.2.3.3. ДНП товарной нефти при снижении упругости ее паров методом горячей сепарации при подготовке нефти на установке без сырьевого насоса всегда ниже, чем для варианта с сырьевым насосом.

3.2.4. С учетом требований п. 3.2.2 рекомендуется:

3.2.4.1. При подготовке особо вязких тяжелых нефтей при обводненности 70 % и более предусматривать предварительное обезвоживание в две ступени (см. рис. 3, схема VII). При этом первая ступень должна осуществляться при естественной температуре нефти (без нагрева) и без подачи деэмульгатора, что позволяет сбросить основную массу воды с низким содержанием мехпримесей и нефти.

3.2.4.2. На второй ступени для интенсификации процесса предварительного обезвоживания, при соответствующем обосновании, возможно использование подогрева продукции.

3.2.4.3. Подпроцесс глубокого обезвоживания и обессоливания в одну ступень (см. рис. 3, схемы I, II, III, IV) следует применять для месторождений со слабоминерализованными пластовыми водами и низкоэмульсионными нефтями.

3.2.4.4. Подпроцесс глубокого обезвоживания и обессоливания в две ступени (см. рис. 3, схемы V, VIII) следует применять для месторождений с высокоэмульсионными нефтями средней и высокой плотности. При этом первая ступень должна быть термохимической, вторая - электрической.

3.2.4.5. Для тяжелых и очень тяжелых нефтей, при соответствующем технико-экономическом обосновании, глубокое обезвоживание и обессоливание следует осуществлять в две электрические ступени (см. рис. 3, схемы VI, VII).

3.2.4.6. При малой минерализации пластовых вод возможно обессоливание нефти без использования пресной воды.

3.2.4.7. Необходимая глубина обессоливания нефти в каждом конкретном случае определяется требованиями потребителей.

3.2.4.8. Необходимость регенерации тепла товарной нефти обосновывается технико-экономическими расчетами.

3.2.4.9. Число ступеней сепарации в каждом отдельном случае принимается индивидуально.

3.2.5. Процесс снижения ДНП товарной нефти (стабилизация) на месторождениях должен являться обязательным элементом технологии промысловой подготовки нефти. Целью данного процесса должно быть обеспечение максимального выхода товарной нефти и предъявляемых к ней требований (ГОСТ 9965-76).

Получение целевого продукта в виде ШФЛУ при промысловой стабилизации нефти не должно являться обязательным условием.

В каждом конкретном случае, в зависимости от компонентного состава нефти, условий взаимного размещения объектов на месторождении (ЦПС, УСН, ГПЗ), условий сбора и сбыта широкой фракции должен решаться вопрос о целесообразности получения ШФЛУ при промысловой стабилизации нефти.

3.2.6. Выбор вариантов технологических схем снижения ДНП товарной нефти следует производить в соответствии с табл. 3, в которой рекомендации по применению схем определяются компонентным составом нефти, взаимным размещением объектов (ЦПС, ГПЗ, УСН), задачами процесса. В качестве ключевого компонента для выбора схем принято содержание пропана в пластовой нефти в %. При этом, варианты технологических схем (см. табл. 3, рис. 4) относятся:

с индексом «а» - к размещению УСН и ГПЗ на одной площадке, ЦПС и ГПЗ - на разных площадках;

с индексом «б» - к размещению УСН и ЦПС на одной площадке, ЦПС и ГПЗ, как на одной, так и на разных площадках.

Примечание: Варианты «а» и «б» технологических схем стабилизации нефти различаются составом сооружений, что обусловлено взаимным расположением ЦПС, ГПЗ, УСН.

Таблица 3.

Рекомендации по выбору вариантов технологических схем стабилизации нефти

Содержание пропана в пластовой нефти, мас. доли	ДНП товарной нефти до 500 мм рт. ст. (66650 Па)	ДНП товарной нефти 220 мм рт. ст. (66650 Па)
объекты стабилизации при ГПЗ (ЦПС и ГПЗ на разных площадках)	объекты стабилизации при ЦПС (ЦПС и ГПЗ на одной и разных площадках)	объекты стабилизации при ГПЗ (ЦПС и ГПЗ на разных площадках)	объекты стабилизации при ЦПС (ЦПС и ГПЗ на одной и разных площадках)
I а	II а	I б	II б	II а	III а	II б	III б
1
2
3
4

Примечание: - рекомендуемые схемы.