2. Унифицированная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды института Гипровостокнефть и внииспТнефть.

Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды разработаны институтами Гипровостокнефть и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обощения последних достижений и научных исследований в этой области, выполненных институтами отрасли.

в связи с разнообразными условиями размещения и разработки мест-й, их энергетических возможностей, ф/х свойств продукции скв, а также особых условий отдельных нефтедобывающих районов возможно применение насосов для транспортирования газонасыщенной нефти и бескомпрессорного транспортирования газа 1ступени сепарации на центральный нефтесборный пункт. В этом случае комплекс сбора может иметь два варианта технологической схемы.

Вариант 1 предусматривает размещение на месторождении 1 ступени сепарации с ДНС, с предварительным обезвоживанием нефти. При этом процесс предварительного обезвоживания необходимо проводить при давлении 1 ступени сепарации. В процессе предварительного обезвоживания нефти необходимо обеспечивать такое качество сбрасываемой пластовой воды, которое удовлетворяло бы требованиям при закачке ее в трещиновато-пористые коллекторы (как наиболее распространенные).

Вариант2 предусматривает размещение на месторождении сепарационной установки с насосной откачкой без сброса воды.

1-скважина; 2-группо­вая замерная установка (спутник); 3- блок подачи реагента; 4-сепаратор I ступени; 5-емкость предваритель­ного сброса воды; 6-печь; 7- каплеобразователь; 8-отстойнойник; 9-смеситель; 10- электродегидра­тор;11-сепаратор горячей ступени; 12-насос; 13- установка подготовки газа; 14- узел учета товар­ной нефти; 15- узел качества; 16-резервуар товарной нефти; 17-резервуар некондиционной нефти; 18- резервуар пластовой воды; 19- узел замера расхода воды; 19 – узел замера расхода воды; 20 – блок дегазатора с насосом; 21- блок приема и откачки стоков; 22- емкость шламона­копитель; 23-мультигидроциклон; 24-блок приема и откачки уловленной нефти; 25-блок очистки; 26- блок подачи ингибитора; 27 – септик.При выборе варианта технологичекой схемы сбора учитывают:- энергетические возможности месторождения в основной период его разработки;-способ эксплуатации скв; -ф/х св-ва нефти и водонефтяной эмульсии; -рельеф местности, который характеризуется суммой геодезических подъемов на 1 км трассы.

3.Принципиальные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей института ТатНипИнефть и оао «Татнефть».

Принципиальные совмещенные схемы подготовки сернистых и девонских нефтей.

1- скважина; 2-реагент; 3-ГЗУ; 4- технологический трубопровод; 5-КДФ; 6- сепаратор-УПС; 7-насос; 8-линейный каплеобразователь; 9- УПС; 10-печь; 11-секционный каплеобразователь; 12,15-отстой­ник (электродегидратор); 13-пресная вода; 14-смеситель; 16-технологический резервуар (бу­лит); 27-гидрофобный фильтр; 28- трубный аппарат; 19-блок стабилизации.

Основными отличительными технологическими и техническими элементами являются:1. Подача демульгатора 2 на начальных участках сборных трубопроводов, разрушение эмуль­сии на 70-80% путем увеличения техно­логического времени до 120 и более минут и доведение размера глобул пластовой воды перед установками предварительного сброса пластовых вод (УПС) до 100-200 мкм.2. Монтаж перед УПС в условиях дожимной насосной станции (ДНС) или установки подго­товки нефти (УПН) концевых делителей фаз (КДФ) 5 для расслоения газированного потока эмульсии на нефть, газ и воду.3. Применение линейных и секционных каплеоб­разоватедей 8, 11 перед отстойниками 9, 12 и 15.

4. Безштуцерный ввод расслоенного потока в отстойные аппараты 9, 12, 15.

5. Возврат опресненной воды после отстойных аппаратов 15 на прием насоса

6. Возврат дренажной воды после аппаратов 12 на прием УПС перед КДФ 5.

7. Применение регулируемых смесителей 14 для подачи пресной воды 13.

8. Монтаж в аппаратах 9, 12, 15 внутренних лучевых распределительных устройств, исклю­чающих накопление стойких промежуточных слоев.

9. Монтаж на очистных сооружениях трубчатых аппаратов 16 позволяющих использовать для глубокой очистки воды поверхностные и флота­ционные эффекты.

10. Использование резервуаров 9 и 17 в качестве гидрофильных и гидрофобных фильтров путем монтажа соответствующих внутренних уст­ройств. 11. Порционный ввод пресной воды 13 (не менее чем в двух точках).

12. Использование трубопроводов между аппара­тами 15, 19 в качестве технологических для разрушения малодисперсной эмульсии.

13. Монтаж системы улавливания легких фрак­ций (УЛФ) в резервуарах 6, 9 и 19.

14. Рециркуляция газа второй ступени на I ступень сепарации.