10.3. Дожимные насосные станции

Технологический комплекс сооружений ДНС должен обеспечивать:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительное обезвоживание нефти при необходимости;

3) нагрев при необходимости продукции скважин;

4) транспорт газонасыщенной нефти до центрального пункта;

5) бескомпрессорный транспорт газа первой ступени сепарации;

6) транспорт подготовленной воды в систему поддержания пластового давления (при наличии процесса предварительного сброса воды);

7) закачку ингибиторов коррозии и деэмульгаторов.

В состав ДНС должны входить:

1) блок предварительного отбора газа;

2) блок сепарации нефти;

3) блок насосной (с буферной ёмкостью);

4) блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;

5) блок аварийных ёмкостей;

6) блок замера нефти, газа и воды;

7) блок компрессорной воздуха для питания приборов контроля и автоматики;

8) блок нагрева продукции скважин (при необходимости);

9) блок реагентного хозяйства для закачки деэмульгатора перед первой ступенью сепарации;

10) блок закачки ингибиторов в нефтепроводы и газопроводы;

11) ёмкость дренажная подземная.

При проектировании ДНС необходимо предусматривать следующие требования.

1. Одна технологическая линия.

2. Мощность ДНС рассчитывается по году максимальной добычи нефти.

3. Производительность ДНС по выходу жидкости после предварительного сброса воды не должна превышать 3 млн. т в год.

4. Компоновка оборудования для основных технологических операций в едином технологическом блоке с этажным расположением оборудования.

5. Сепарация нефти с предварительным отбором газа.

6. Предварительное обезвоживание и очистка пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первой ступени сепарации и по возможности при температуре поступающего сырья.

7. Для Западной Сибири допускается наличие аварийных горизонтальных ёмкостей с объёмом до 8-12-часового поступления сырья. При количестве более шести горизонтальных ёмкостей с объёмом 200 м³ каждая в качестве аварийных использовать резервуары типа РВС с объёмом не более 3000 м³ каждый.

8. Концевая сепарационная установка с горизонтальным сепаратором на постаменте для самотечного слива в РВС.

9. При числе рабочих насосов до пяти иметь один резервный, а при числе рабочих насосов более пяти – два резервных насоса.

10.4. Центральный пункт подготовки нефти

Центральный пункт подготовки нефти должен обеспечить следующие технологические операции.

1. Приём и предварительное разделение поступающей продукции.

2. Приём и учёт продукции от ближайших скважин.

3. Подготовку нефти.

4. Подготовку и утилизацию пластовой воды.

5. Приём и учёт товарной нефти.

6. Подачу товарной нефти на сооружения магистрального транспорта.

7. Приём и подготовку газа к транспорту.

При проектировании центрального пункта необходимо соблюдать следующие требования.

1. При мощности ЦППН 6 млн. т в год и более по товарной нефти предусматриваются самостоятельные технологические линии по 3 млн. т в год товарной нефти. При этом объекты подсобно-вспомогательного назначения проектируются общими на суммарную мощность.

2. Технологические расчёты и выбор оборудования одной установки подготовки нефти должны производиться на основе данных материального баланса с учётом резерва мощности установки до 20%, включая резерв мощности для повторной подготовки некондиционной нефти.

3. Общая мощность всех технологических линий должна обеспечить 70% расчётной мощности ЦППН при аварийной остановке одной технологической линии с учётом резерва мощности для повторной подготовки некондиционной нефти.

4. При трёх технологических линиях и более коэффициент 0,7 в расчётах не учитывается, а ёмкостная аппаратура устанавливается без резерва.

5. ЦППН и УПН проектируются из расчёта работы 350 суток (8400 часов) в году.

6. Мощность ЦППН или УПН определяется по товарной нефти.

7. Поступающая продукция должна подаваться через все аппараты за счёт максимального использования энергетических возможностей пласта или насосов механизированной добычи, ДНС.

8. Оборудование должно располагаться в едином технологическом узле с этажной компоновкой аппаратов.

9. Выбирать аппараты, в которых производится совместная подготовка нефти и воды.

10. Выбирать ёмкостную аппаратуру с большой единичной мощностью.

11. Теплообменная аппаратура установок подготовки нефти должна иметь резерв на случай отключения одного из аппаратов в связи с текущим ремонтом.

12. Допускается принимать вместо одной печи две, но суммарная их мощность не должна превышать в 1,5 раза расчётную мощность.

13. При количестве печей три и более необходимо предусматривать резерв мощности на случай выхода из стоя одной из печи.

14. При числе рабочих насосов (компрессоров) от одного до пяти предусматривать один резервный насос (компрессор).

15. Для насосов (компрессоров), работающих периодически, резерв не предусматривается.

16. Объём аварийной (дренажной) ёмкости должен составлять не менее 30% от суммарного объёма продукта, находящегося в оборудовании, но не менее объёма наибольшего аппарата.

17. Сброс некондиционной нефти с УПН следует предусматривать в сырьевые резервуары.

18. Запас сырья в резервуарном парке и объём товарной нефти в товарном парке должен быть суточный.

19. Высота факельного ствола должна быть не менее 20 метров, а если газы содержат сероводород – не менее 30 метров.