II и III ступени сепарации нефти (осуществляют на цпс);

укрупнение пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды, обслуживающих группу промыслов, расположенных в радиусе 50—100 км.

Из-за сложности транспортирования на большие "расстояния жирных газов второй и третьей ступеней сепарации и продуктов стабилизации нефти предлагается на одной площадке с ЦПС строить газобензиновый завод.

При напорной схеме института Гипровостокнефть давление на устье скважин должно быть достаточным для обеспечения двух- или трехступенчатой сепарации нефти. Первая ступень сепарации осуществляется на групповых замерно-еепарацион-ных установках при давлении 0,6—0,8 МПа, т. е. давлении, достаточном

Для бесперебойной подачи газа потребителю или газоперерабатывающие заводы. Затем нефть из сепараторов первой ступени вместе с частью растворенного в ней газа транспортируется до центрального сборного пункта, товарного парка или цельных промысловых сооружений, где осуществляется. Репарация второй и третей, (если требуется) ступени. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти. Газа и воды нефтедобывающих районов.

месторождения разработаны и в настоящее время являются обязательным руководящим документом унифицированные тех-шлогические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов.

В основу этих схем положено совмещение в системе нефте-газосбора гидродинамических и геофизических лля подготовки продукции скважин нефть, газ и вода), для ее разделения на фазы в специальном оборудовании повышенной производительности, при максимальном концентрировании основ­ного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на цент­ральных нефтесборных пунктах.

При проектировании обустройства нефтедобывающего пред­приятия унифицированная технологическая схема предусматривают герметизацию процессов сбора и транспортирования

нефти, газа и воды;

изменение продукции по каждой подключенной скважине;

совместное или раздельное после «Спутника» транспортиро­вание обводненной и необводненной нефти и газа; _rtTrtDvn

использование нефтесборных коллекторов для подготовки продукции скважин к дальнейшей обработке;

сепарацию газа от нефти;

подготовку товарной нефти (обезвоживание и обессоли-вание);

подготовку сточных вод до нужных кондиции и передачу их в систему ППД (поддержания пластового давления);

поточные измерения количества и качества товарной нефти и передачу ее управлениям магистральными нефтепроводами.

Указанный технологический комплекс располагается, как правило, на ЦПС.

Основной вариант унифицированной технологической схемы ЦПС представляет собой комплекс сооружений для последова­тельного проведения непрерывных взаимозависимых технологи­ческих процессов и включает следующие сооружения: блок до­зировки реагента для разрушения эмульсии в сборном коллек­торе БР; сепаратор первой ступени С А; отстойник предвари­тельного обезвоживания 0-1; печь для нагрева эмульсии П\\ каплеобразователь /С-1; отстойник глубокого обезвоживания 0-2; смеситель С для перемешивания пресной воды с обезво­женной нефтью для ее предварительного обессоливания; элек-тродегидратор 3-1 для глубокого обессоливания; горячий сепа­ратор третьей ступени С-3, резервуары для приема товарной нефти РА; насосы для откачки товарной нефти Я₃; автомат по измерению качества и количества нефти А.

На площадке ЦПС располагается также установка подго­товки сточной воды, включающая следующие сооружения: блок очистки БО—обычно сырьевой резервуар; блок приема и откач­ки уловленной нефти БОН; мультигидроциклон МГЦ для отде­ления от сточной (дождевой) воды механических примесей; емкости шламонакопителя Е-2; блок приема и откачки стоков БОС буферной емкости ЕА для разгазирования нефти, посту­пившей вместе со сточной водой из аппаратов УПН; резервуар пластовой воды Р-2 и насос откачки чистой воды #5-

На схеме приведены следующие трубопроводы: Hi— нефть после первой ступени сепарации; Нг_ нефть обезвоженная; Hi — нефть обессоленная; #5 — нефть после горячей сепарации;

Н6 — некондиционная нефть; Н?-товарная нефть; Г—газ на свечу; Л — газ первой ступени сепарации; Г_{3 — газ} третьей сту­пени сепарации; Д — газ из аппаратов подготовки нефти; В — вода пресная; В— очищенная вода после ЦПС; В2 _{— вода} п_ос­ ле предварительного обезвоживания; 5_{3 — вода} после аппара­тов глубокого обезвоживания и обессоливания; В$ — загрязнен­ные сточные воды на очистку; Ш— шламопровод.

Преимущества рассмотренных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды следующие:

полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих в негерметизированных системах до 3 % от объемов добычи нефти;

значительное уменьшение возможности образования и отло­жения парафина на стенках труб; снижение металлоемкости системы;

сокращение эксплуатационных затрат на обслуживание сис­темы;

возможность полной автоматизации сбора, подготовки и кон­троля за качеством товарной нефти;

возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счет давления на устьях скважин

Однако указанные системы сбора и подготовки нефти име­ют и некоторые недостатки, к основным из которых относятся невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдель­ным скважинам, увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при насосной эксплуатации скважин, преждевременное прекращение фонтанирования сква­жин при поддержании высокого давления на устье.