Общие и технологические принципы норм обустройства нефтяных месторождений

подготовки скважинной продукции»
Лекция 2. «Нормы технологического проектирования объектов сбора и

подготовки скважинной продукции»

Учебные вопросы:
Нормы технологического проектирования объектов сбора, внутрипромыслового транспорта и подготовки нефти, нефтяного газа и пластовой воды.
Внутрипромысловое обустройство на месторождении.
3. Сооружения технологического комплекса ЦПС.

систем обустройства нефтяных месторождений ВНТП-3-85 предусматриваются требования и положения, обязательные

при проектировании объектов, сооружений и технологических процессов обустройства систем:
сбора скважинной продукции;
внутрипромыслового транспорта;
подготовки: нефти, нефтяного газа и пластовых вод;
заводнения нефтяных пластов;
эксплуатации нефтяных скважин;
водоснабжения и канализации;
телемеханизации;
автоматизации и механизации производственных процессов;
электроснабжения;
связи и сигнализации;
теплоснабжения, отопления и вентиляции;
кондиционирования воздуха;
а также требования по охране:
труда и технике безопасности;
окружающей среды.

ресурсов и экономное расходование материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов;
широкое использование

современной вычислительной техники для разработки вариантов обустройства месторождений и выбора оптимального варианта, а также для оптимизации:
кустования скважин,
систем сбора, подготовки и транспорта нефти, нефтяного газа и воды,
общепромысловых инженерных коммуникаций,
транспортных схем и
схем организации текущих ремонтов;
применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспорта и учета нефти, нефтяного газа и пластовых вод на всем пути движения от скважин до потребителей;

сбора нефти и нефтяного газа до пунктов первой ступени сепарации

нефтяного газа или центральных пунктов сбора (ЦПС);
транспорт газонасыщенной нефти от ДНС или пунктов сбора (ПС) до ЦПС;
обезвоживание и обессоливание нефти в газонасыщенном состоянии с последующей ее сепарацией (при необходимости термической) на концевых ступенях;
комплексную автоматизацию и телемеханизацию технологического процесса сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтяного газа с безрезервуарным учетом и сдачей товарной нефти;
максимальное применение бескомпрессорного транспорта нефтяного газа первой ступени сепарации до потребителей:
ГПЗ или головных компрессорных станций и др.;
применение методов кустового строительства скважин при обуст­ройстве месторождения с оснащением их комплексом блочных установок, оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта скважин, замера дебита скважин, объемов закачиваемой воды, расхода электроэнергии, использования автоматизированных средств телемеханики и т.п.;

коррозии в трубопроводных системах при транспорте продукции скважин и реагентов-деэмульгаторов

при подготовке нефти;
осуществление коридорной объединенной прокладки промысловых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП, линий связи и телемеханики, автодорог и др.) при едином конструктивном решении и кооперации систем и объектов защиты трубопроводов, электро- и водоснабжения и т.д.;
применение в максимально возможных объемах блочного и блочно-комплектного оборудования и установок основного технологичес­кого назначения, блок-боксов и зданий станций катодной защиты (СКЗ) для объектов производственно-вспомогательного назначения;

центральных пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды с компоновкой

аппаратуры и оборудования в едином технологическом блоке закрытого и открытого исполнения, с этажным (ярусным) размещением технологического оборудования;
применение блочных автоматизированных компрессорных станций (КС) повышенной единичной мощности, наземного общестанционного технологического оборудования, в том числе установок осушки газа в блочно-комплектном исполнении;
применение индустриальных методов строительства объектов инфраструктуры с монтажом их из готовых объемных блоков и индустриальных заготовок;
использование неметаллических труб.

попадания в добываемую нефть, нефтяной газ и сточные воды кислорода

из атмосферы;
исключение возможности смешивания сероводородсодержащих нефтей, нефтяного газа и сточных вод с продукцией, не содержащей сероводород, до введения в практику обустройства эффективной защиты внутренней поверхности труб сплошными покрытиями, ингибиторами коррозии и расширения возможности применения коррозионно-стойких материалов;
снижение коррозийной агрессивности среды с помощью деаэраторов и других средств.

труб и сварных швов;
применение коррозионно-стойких материалов;
химическая нейтрализация агрессивной среды;
защита оборудования

антикоррозионными покрытиями;
применение ингибиторов коррозии.

нефти, нефтяного газа и пластовой воды должна обеспечивать:
оптимальную централизацию объектов

технологического комплекса подготовки, транспорта нефти и нефтяного газа на площадке центрального пункта сбора (ЦПС), на территории или в районе наиболее крупного месторождения;
надежную работу всех объектов промыслового обустройства;
возможность внедрения бригадной организации труда.
Допускается при обустройстве:
крупных месторождений и группы месторождений небольших по площади и рассредоточенных по территории нефтяного района децентрализованное размещение технологических объектов и сооружений (установок предварительного сброса (УПС), сепарационных установок, ДНС, компрессорных станций (КС) и т.д.).

сопоставления вариантов обустройства.
Соответствие основных параметров блочных и блочно-комплектных установок конкретным

условиям их работы должно определяться расчетом с учетом физико-химических свойств продукции нефтяных скважин.
При проектировании технологических установок различного назначения, компрессорных и насосных станций действующими нормами рекомендуется предусматривать:
применение высокоэффективных, тепло-ограждающих стеновых конструкций и остекления;
автоматическое регулирование расхода тепла с помощью средств автоматизации для пофасадного регулирования теплопотребления;
вторичное использование и утилизацию технологической тепловой энергии путем внедрения противоточных процессов;
использование тепла дымовых газов технологических печей, выхлопных газов газомоторных двигателей путем установки котлов-утилизаторов или другого тепло-улавливающего оборудования;
использование тепла, содержащегося в выбрасываемом воздухе вентиляционных систем, при температуре уходящего воздуха свыше 30 °С и объеме 50 000 м3/ч и выше.

охлаждения рекомендуется предусматривать, по возможности, безводные системы (использование воздуха или

другого охлаждающего агента), причем в циркуляционных системах охлаждения поток должен быть непрерывным.
При реконструкции, расширении и техническом перевооружении действующих комплексных сборных пунктов (КСП), дожимных насосных станций (ДНС) производительностью более 3 млн. т/год (по нефти), пунктов сбора (ПС) необходимо руководствоваться требованиями норм, предъявляемыми к центральным пунктам сбора (ЦПС).
Технологические трубопроводы промышленных площадок скважин, кусты скважин, замерные и сепарационные установки, ДНС, установки предварительного сброса воды (УПСВ), компрессорные станции (КС), установки подготовки газа (УПГ), блочные кустовые насосные станции (БКНС), кустовые насосные станции (КНС), ПС, ЦПС, установки то­варной нефти (УТН) и др. проектируются в соответствии с требованиями действующих норм*.

месторождения в соответствии с ВНТП-3-85, должны обеспечивать:
герметизированный сбор и внутрипромысловый

транспорт продукции скважин до ЦПС, включая бескомпрессорный транспорт нефтяного газа первой ступени сепарации:
до ЦПС, ГПЗ, на собственные нужды и другим потребителям;
замер продукции скважин;
сепарацию нефтяного газа от нефти;
учет суммарной добычи продукции скважин по бригадам и цехам;
использование концевых участков нефтесборных трубопроводов при подходе их к ЦПС и сепараторам для предварительной подготовки к разделению продукции скважин;
предварительное обезвоживание нефти, осуществляемое по качеству сбрасываемой пластовой воды;
подогрев продукции скважин при невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах.

проектов установок сепарации, дожимных насосных станций, установок подготовки нефти, предварительного

сброса воды и др. конкретным условиям работы при их привязке должно проверяться технологическим расчетом материального баланса по принятому режиму их работы, по результатам которого уточняются расходные показатели и правильность подбора каждого вида оборудования.
При проектировании трубопроводов (внеплощадочных) систем сбора и транспорта продукции скважин необходимо предусматривать сокращение тепловых потерь путем оптимального заглубления трубопроводов и применения эффективных теплоизоляционных материалов при наземной и надземной их прокладке.
Для отработки нагнетательных скважин на нефть (предусмотренной технологической схемой (проектом) разработки) необходимо предусматривать их подключение к замерным установкам.

скважин должен быть непрерывным, круглосуточным, с расчетной продолжительностью технологического процесса

365 суток.
Трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы, газопроводы) таких систем по возможности должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципа коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями.
Дожимные насосные станции (ДНС) и сепарационные установки (СУ) с насосной откачкой при числе рабочих насосов:
до пяти, должны иметь — один резервный насос,
более пяти — два резервных насоса.

и воды должен предусматриваться, как правило, на ДНС с количеством

бригад не более четырех. Каждая бригада должна иметь самостоятельную технологическую линию по:
сепарации нефтяного газа,
предварительному сбросу воды, сепарации воды,
учету и транспорту продукции скважин,
до создания и внедрения других методов учета продукции, не требующих технологических линий для каждой бригады.
Сооружения по аварийному хранению продукции скважин (концевая сепарационная установка (КСУ), аварийные емкости (АЕ)) проектируются общими.

свободный дебит одного куста скважин должен приниматься не выше 4000

м3/сутки (по нефти), а газовый фактор - не более 200 м3/м3.
Устья скважин в кусте должны располагаться на одной прямой с расстоянием друг от друга не менее 5 м. Допускается размещение устьев скважин отдельными группами. Расстояние между группами (в заболоченной местности, например, для Западной Сибири,) не менее 15 м и не менее 20 м — при расположении устьев скважин на минеральных грунтах.
Количество скважин в группе не должно превышать 4-х.
В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте предусматриваются следующие технологические сооружения:
приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;
замерные установки;
технологические трубопроводы;
блоки для подачи реагентов - деэмульгаторов, ингибиторов и др.;

ремонтного агрегата;
фундаменты под станки-качалки;
станции управления ЭЦН и ШГН; 
трансформаторные подстанции;
площадки под

инвентарные приемные мостки;
емкость-сборник;
блок закачки воды в нагнетательные скважины и блоки водораспределительных гребенок.
Размещение сооружений на кусте скважин должно учитывать возможность применения третичных методов повышения нефтеотдачи и перевода скважин на механизированную добычу, когда такое решение предусматривается в технологической схеме разработки. Трубопроводы на кусте скважин должны проектироваться, как правило, подземно.
При ремонте скважин загрязненные стоки должны собираться в поддоны и емкости.

увязываться со схемой генерального плана месторождения. В качестве замерных установок

рекомендуется применять установки типа «Спутник», «Биус» и других модификаций.
Количество установок и их размещение должно определяться технико-экономическим расчетом. Соответствие паспортных данных замерных установок конкретным условиям работы должно проверяться расчетом с учетом физико-химических свойств продукции скважин.
На площадках замерных установок (ЗУ), при необходимости, должна предусматриваться установка блоков закачки реагентов — деэмульгаторов и ингибиторов коррозии.

трубопроводов сбора скважинной продукции для подготовки ее к сепарации с

созданием в конечных участках трубопроводов расслоенной структуры течения;
обеспечение оптимальных условий ввода продукции скважин в сепараторы с максимальным учетом структуры течения газожидкостной смеси в трубопроводе;
обеспечение благоприятных гидродинамических условий расслоения (сепарации) газоводонефтяной смеси в сепараторе;
использование технологических методов воздействия при сепарации газожидкостных смесей с аномальными физико-химическими свойствами;
блочность, агрегирование и унификация внешних и внутренних узлов сепарационных установок (СУ);
сепарация (отделение) капельной жидкости из потока нефтяного газа.

потока по сепараторам;
блок сепараторов;
узел предварительного отбора газа (УПОГ) (депульсатор);
выносной каплеуловитель;
факел

для аварийного сжигания нефтяного газа;
емкость-сборник. 
Количество ступеней и давление сепарации нефти в них, размещение сепарационных установок должно определяться с учетом:
энергетических возможностей нефтяной залежи,
физико-химических характеристик свойств добываемой нефти, конечного целевого использования углеводородного сырья (технологической схемы последующей подготовки и транспорта нефти и нефтяного газа до пунктов их потребления).

установки.
Сепарационные установки одной ступени сепарации должны компоноваться, как правило, из

однотипных аппаратов.
Производительность сепараторов по жидкости и нефтяному газу должна обосновываться расчетом. При выборе сепараторов для нефтей, склонных к пенообразованию, расчет их выполняется по рекомендациям научно-исследовательских организаций.
Производительность и давление насосов сепарационных установок типа УБСН проверяется расчетным путем по условиям совместной работы насоса и трубопровода.

скважин входят:
выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции добывающих скважин до

замерных установок;
нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы), обеспечивающие сбор продукции добывающих скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти (ДНС или ЦПС);
нефтепроводы для транспорта обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;
нефтепроводы для транспорта товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти;
газопроводы для транспорта нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд промышленных предприятий;
газопроводы для транспорта нефтяного газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.

выполняться на базе данных технологической схемы (проекта) разработки месторождения и

другой технологической проектной документации на разработку месторождения, а также научных рекомендаций по рео­логическим и физико-химическим свойствам нефти, нефтяного газа и воды, выдаваемых проектной организации до начала проектирования.

Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться:
на максимальную добычу жидкости, принимаемую по данным технологической схемы (проекта) разработки, и эффективную вязкость, соответствующую обводненности скважинной продукции на этот период;
на максимальную эффективную динамическую вязкость и соответствующую ей добычу жидкости.
 
По результатам расчетов принимается ближайший в сторону увеличения внутренний диаметр трубы по ГОСТ или ТУ.

жидкости в однофазном состоянии следует производить по формуле Дарси-Вейсбаха.
Минимальный условный

диаметр выкидного трубопровода от добывающей скважины следует принимать не менее 80 мм.
Проектирование выкидных трубопроводов диаметром 100 мм и выше должно обосновываться технико-экономическими расчетами в каждом конкретном случае с учетом специфических условий их прокладки и физико-химических свойств транспортируемой нефти (жидкости).
При проектировании выкидных трубопроводов для нефтей, отлагающих парафин, следует предусматривать одно из следующих мероприятий:
покрытие внутренних поверхностей (стекло, эмаль, лаки и др.);
механическую очистку внутренних стенок трубопроводов от парафина путем запуска шаровых резиновых разделителей;
ввод растворителей;
пропарку и другие мероприятия.

нефти с температурой застывания выше минимальной температуры грунта на глубине

укладки трубопровода следует предусматривать специальные инженерные решения, например:
путевой подогрев,
ввод деэмульгаторов,
смешение с маловязкими нефтями,
газонасыщение и т.д. 
Выкидные трубопроводы от добывающих скважин должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципов коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями.

нефтяных газов (соответственно обводненных и безводных скважин, сернистых и бессернистых

пластовых нефтей) и однотипных пластовых нефтей в каждом случае должен проектироваться на основании технико-экономических обоснований с учетом:
целевого назначения использования нефти и нефтяного газа,
возможности осуществления технологических процессов совместной подготовки разносортных нефтей, нефтяного газа и добываемой воды,
магистрального их транспорта до потребителей.
В любом случае испытательное давление в трубопроводе не должно превышать заводское испытательное давление для труб и арматуры.

транспорте газожидкостных смесей следует предусматривать:
формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз

и выделение пластовой воды;
ввод ингибиторов коррозии;
внутреннее защитное покрытие труб.
Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии должны предусматриваться изоляционное покрытие и электрохимическая защита.
Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих нефтяной газ, должны предусматриваться конденсато-сборники с размещением их в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода.
Суммарный объем конденсато-сборников следует предусматривать на прием конденсата, образовавшегося в течение двух суток на расчетном участке его выпадения с периодическим удалением в герметичные передвижные емкости, а при наличии конденсатопровода или нефтесборного трубопровода - автоматизированную продувку или откачку конденсата в трубопроводы.

добываемой продукции включает:
первую ступень сепарации нефти;
предварительный сброс воды (при необходимости);
нагрев

продукции скважин (при необходимости);
транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;
бескомпрессорный (как правило) транспорт нефтяного газа первой ступени на ЦПС, ГПЗ и др.;
транспорт, при наличии предварительного сброса, подготовленной пластовой воды в систему ППД;
бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;
закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

вспомогательные блоки сооружений:
предварительного отбора газа;
сепарации нефти;
насосной (с буферной емкостью —

объем буферной емкости ДНС принимается из расчета пребывания в ней жидкости до 10 минут);
предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
аварийных емкостей;
замера нефти, нефтяного газа, добываемой воды;
компрессорная воздуха для питания приборов КиА;
нагрева (при необходимости) продукции скважин;
реагентного хозяйства для закачки ПАВ перед первой ступенью сепарации;
закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;
емкость дренажная подземная.

основе данных материального баланса.
Мощность ДНС должна рассчитываться по году максимальной

добычи нефти и году максимальной добычи жидкости (по данным технологической схемы разработки) из скважин, подключенных к ДНС.

и оборудования для проведения основных технологических процессов в едином технологическом

блоке;
сепарацию нефти с предварительным отбором нефтяного газа;
этажное расположение оборудования;
учет нефти, газа и воды по бригадам;
технологические процессы предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первой ступени сепарации и, как правило, осуществление процесса при естественной температуре поступающего на ДНС сырья;
получение из аппаратов отделяемой воды с качеством, обеспечивающим закачку ее в продуктивные пласты без дополнительной подготовки.

на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей должен обеспечивать в

течение 2-х часов прием максимального объема жидкости, рассчитываемого по среднему максимальному дебиту скважин, подключенных к ДНС.
При количестве на ДНС более 6-ти горизонтальных емкостей номинальным единичным объемом 200 м3 в качестве аварийных следует предусматривать резервуары типа РВС с единичным объемом каждого не более 3000 м3. При этом необходимо предусматривать концевую сепарационную установку с горизонтальным сепаратором, расчетная производительность которой должна обеспечивать сепарацию максимального объема жидкости, поступившей на ДНС.
Высота постамента под концевую сепарационную установку должна обеспечивать самотечный слив разгазированной нефти в резервуары.
Производительность проектируемых ДНС по выходу жидкости после сброса воды не должна превышать Змлн т /год.

труднодоступных местах, в районах вечной мерзлоты, пустынях:
суммарный объем аварийных резервуаров

типа РВС должен приниматься из расчета 8—12-часового запаса поступающей жидкости.
Количество РВС и их номинальный единичный объем определяются технико-экономическими расчетами.
Высота расположения буферной емкости насоса должна определяться с учетом разности геодезических отметок нижней образующей емкости и приемного патрубка насоса, потерь давления в трубопроводе и кавитационного запаса насоса.
Приёмный коллектор между буферной емкостью и насосами ДНС следует проектировать с уклоном в сторону насосов, без изгибов трубопроводов в вертикальной плоскости.

одного крупного или нескольких сравнительно мелких месторождений, представляет собой технологический

комплекс сооружений, которые обеспечивают непрерывность взаимозависимых технологических процессов по:
приему продукции скважин,
подготовке продукции до товарных кондиций,
транспорту нефти, нефтяного газа и воды.
Как правило, на ЦПС предусматривается использование энергетических возможностей продуктивных пластов месторождения или скважинных насосов и насосов ДНС с максимальным КПД. Целесообразность размещения всего комплекса сооружений по подготовке нефти на ЦПС или части их на месторождении (сепарационные установки, установка предварительного сброса воды (УПСВ), ДНС и др.) в каждом конкретном случае обосновывается технико-экономическими расчетами.

и предварительную сепарацию (разделение) поступающей продукции скважин с промыслов;
прием и

учет продукции, поступающей от ближайших скважин;
подготовку нефти;
подготовку и утилизацию пластовой и производственно-дождевых вод;
прием и учет товарной нефти;
прием и подготовку нефтяного газа к транспорту;
перекачку товарной нефти на сооружения магистрального транспорта.