Промышленность \ Добыча, хранение и транспортировка нефти и газа

Защита окружающей среды при до­быче, транспорте и хранении нефти и газа, страница 123

в)  емкости-шламонакопителя Е-2 для   сбора   и накопления
шлама с мультигидроциклонов;

г)   резервуара Р-3 для хранения кондиционной воды при ава­
рийных и ремонтных работах и откачку воды насосом Н-6 в блок
БДН и далее на кустовые насосные станции (КНС).

Применяемые схемы очистки воды рассмотрены выше (см. главу III, рис. 51).

2. При расстоянии на месторождениях до ЦПС, превышающих
указанные в табл. 48, •— технологические схемы с насосным транс­
портом газонасыщенной нефти и бескомпрессорным транспортом
газа первой ступени сепарации на ЦПС |(рис. 68).

Для первой схемы (см. рис. 68, а) характерно размещение на месторождении комплекса дожимной насосной станции (ДНС) с установкой предварительного сброса воды. Процесс осуществля­ется при давлении первой ступени сепарации в отстойниках О-1 с использованием естественной температуры продукции скважин. Некондиционная вода разгазируется в емкости Е-1, перекачива­ется на КНС и далее поступает в систему ППД. Загрязненная нефтяная эмульсия из отстойника 0-1 и некондиционная вода (при нарушении процесса предварительного сброса) подаются на прием насосов Н-1 и вместе с нефтью откачиваются на ЦПС.

При второй схеме (см. рис. 68, б) на месторождении разме­щается сепарационная установка с насосной откачкой нефти (типа СУН) и используется бескомпрессорный транспорт газа на ГПЗ.

3.

Для месторождений с добычей нефти 15—20% общей добы­
чи нефтедобывающего района (или отдаленных участков уникаль­
ных месторождений, разрабатываемых с поддержанием пласто­
вого давления и расположенных на расстоянии более 25 км от
ЦПС) —технологическую схему с использованием дожимных на­
сосных станций и установок предварительного сброса пластовой
воды (см. рис. 68, а). В зависимости от конкретных условий неф­
тедобывающих районов рекомендуется использовать   несколько
видоизмененные схемы комплекса (см. рис. 68).

По технологии предварительного сброса воды (рис. 69) в пер­вом варианте предусматривается подача в продукцию скважин

204-


Иа ЦПС

Вариант 1


Рис. 68. Технологический комплекс сооружений на месторождении.

Вариант: а—1; 6 — 2; С-1 — сепаратор I ступени сепарации; 0-1—отстойник предварительного обезвоживания; БО-1 — блок очистки; БОН — блок приема и откачки уловленной нефти;  Е-1 — емкость дегазатор;   Н-1 — насос   сырой   нефти;   СУН — блочная   сепара-

ционная установка с насосной откачкой; остальные обозначения см. рис. 67


перед ее поступлением в сепаратор С-1 реагента-деэмульгаторз и подтоварной воды, возвращаемой из аппаратов глубокого обез­воживания и обессоливания В3 и установок подготовки воды В5.

Вариант /

Рис. 69. Технологический комплекс установки подготовки нефти (предваритель­ный сброс воды).

С-1—сепаратор   I   ступени    сепарации;   С-2— сепаратор   II   ступени  сепарации;     Р-] — сырьевой  резервуар;   Н-1 — насос  сырьевой  нефти;   остальные  обозначения  см.  рис.   67

Вариант 1

Рис. 70. Технологический   комплекс   установки подготовки   нефти    (глубокое

обезвоживание).

П-1 — подогреватель; П-2 — печь трубчатая; О-2 — отстойник глубокого обезвоживания; С-2 — сепаратор II ступени сепарации; Т-1 — теплообменник; Н-5 — насос подачи воды после  установок  глубокого  обезвоживания  и  обессоливания;   остальные обозначения   см.

рис.   67

Окончательное разгазирование жидкости предусматривается в се­параторе С-2 второй ступени сепарации, где поддерживается не­обходимое давление для подачи газа на компрессорную станцию

206


установки подготовки газа. Из сепараторов С-2 жидкость после каплеобразователя поступает в сырьевые резервуары для отстоя и сброса основного балласта пластовой воды. Вода отбирается из нижней части резервуара и поступает на установку подготовки воды, а нефть из верхней части резервуара подается на прием сырьевых насосов установки подготовки воды.


гЧЦ

.С-2

|

L

в

Скачать файл