Унифицированные системы сбора и подготовки нефти, газа и воды предусматривают:
– полную герметизацию процессов сбора и транспортирования нефти, газа и воды;
– разделение на блоке сбора (см. рис. 8) в оборудовании «Спутников» продукции скважин (на газ и жидкость) измерение их количества по каждой подключенной скважине;
– совместное или раздельное после «Спутника» транспортирование обводненной и необводненной нефти я газа.
– использование нефтесборных коллекторов для подготовки продукции скважин к дальнейшей се обработке,
– качественная сепарация газа от нефти;
– подготовка товарной нефти (обезвоживание и обессоливание)
– подготовка сточных вод до нужных кондиций и передача их в систему ППД (поддержание пластового
давления);
Указанный технологический комплекс располагается, как правило, на НДС.
Основной вариант унифицированной технологической схемы ЦПС процессов и включает следующие сооружения: блок дозировки реагента для разрушения эмульсии в сборном коллекторе (БР); сепаратор 1-й ступени (С-1); отстойник предварительного обезвоживания (0-1); печь для нагрева эмульсии (П1); каплеобразовагель (К-1); отстойник глубокого обезвоживания (0-2): смеситель (С) для перемешивания пресной воды (В) с обезвоженной нефтью для ее предварительного обессоливания; электродегидратор (Э-1) для глубокого обессоливанищ; сепаратор третьей ступени (С-3), резервуары для приема товарной нефти (Р-1); насосы для откачки товарной нефти (НЗ); автомат по измерению качества и количества нефти (А ),
На площадке ЦПС располагается также установка подготовки сточной воды (УПВ), 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 для шламонакопителя (Е-2); блок приема и откачки стоков (БОС) буферной емкости (Е-1) для разгазирования нефти, поступившей вместе со сточной водой из элекгродегидратора (Э-1): блок откачки воды (БДВ); узел замера расхода воды (У 3 р); резервуар пластовой воды (Р-2) и насос откачки чистой воды (Н5).
Трубопроводы, приведенные на схеме, имеют следующие обозначения: Н1— нефть после I -й ступени сепарации, НЗ-нефть обезвоженная. Н4- нефть обессоленная, Н$ нефть после ступени горячей сепарации, Н6— некондиционная нефть, Н7 -— товарная нефть, Г- газ на свечу, Г1— газ 1-й ступени сепарации. ГЗ — газ 3-й ступени сепарации, Г4 — газ из аппаратов подготовки нефти. 5- вода пресная, В1 — очищенная вода после ЦПВ, В2- вода после предварительного обезвоживания, ВЗ- вода после аппаратов глубокого обезвоживания и обссоливания, В5-загрязненные сточные воды на очистку. Ш— шламопровод
Преимущества рассмотренных герметизированных систем сбора нефти, газа и воды следующие:
1 полное устранение потерь легких фракций нефти, доходящих до 3 % от объемов добычи нефти в негерметизированных системах
2 значительное уменьшение возможности образования и отложения парафина на стенках труб;
3 снижение металлоемкости системы;
4 сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы;
5 возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля за качеством товарной нефти;
6 возможность в некоторых случаях транспортировки нефти, газа и воды по всей площади месторождения за счет давлений на устьях скважин.
Однако указанные системы сбора и подготовки нефти имеют и некоторые недостатки, основные из которых невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам, увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при насосной эксплуатации скважин.
