Принципиальная схема внутрипромысловой сети сборных трубопроводов

Система сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождение «Одопту-море»

Система сбора скважинной продукции

Южный куст Добываемая продукция от скважин по индивидуальным шлейфам подается на измерительные установки типа Мера 40−14−400, где производится замер дебита жидкости каждой скважины и замер дебита газа. Проектом разработки установлено подключение существующих скважин на проектируемые измерительные установки.

Продукция скважин с измерительных устройств Северного Куста по проектируемым трубопроводам подается в сборные коллектора и поступает на площадку подготовки нефти в объеме 2450 т/сут.

Северный куст Добываемая продукция от скважины по индивидуальным шлейфам подается на измерительные установки типа Мера 40−14−400, где производится замер дебита жидкости каждой скважины и замер газа. Проектом предусмотрено подключение существующих скважин на проектируемые измерительные установки.

Продукция скважин с измерительных устройств Северного Куста по проектируемым трубопроводам подается в сборные коллектора и поступает на площадку подготовки нефти в объеме 2325 т/сут.

На измерительных установках в поток газоводонефтяной смеси с помощью блока подачи реагента 3 вводят реагент-деэмульгатор для разрушения нефтяной эмульсии в промысловых трубопроводах. От измерительных установок по нефтегазосборным коллекторам продукция скважин поступает на центральный пункт сепарации (ЦПС), в котором происходят все операции по разделению и подготовке нефти, газа и воды. Подача продукции скважин на ЦПС и через все его технологические блоки осуществляется, как правило, за счет энергетических возможностей продуктивных пластов или установок механизированной добычи нефти.

На ЦПС перед сепараторами первой ступени 4 предусмотрено устройство для предварительного разделения газа и нефти, а также подача реагента-деэмульгатора с помощью блока подачи реагента 3 и горячей воды от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания.

Нефтяной газ из сепаратора первой ступени 4 по газопроводам поступает на площадку предварительной сепарации, где происходит отделение от влаги, затем проходит через дожимную компрессорную станцию и направляется на комплекс сооружений по подготовки газа 13, а жидкая продукция — в емкость предварительного сброса воды 5, где от нефти отделяют свободную пластовую воду. Далее нефть поступает на установку глубокого обезвоживания и обессоливания, состоящую из печи 6, каплеобразователя 7, отстойника 8, смесителя 9, в котором нефть смешивается с чистой водой и поступает электродегидратор 10. Каплеобразователь 7 представляет собой систему трубопроводов, в которых подбором определенных турбулентных режимов течения достигается укрупнение мелких капель за счет их слияний при столкновениях под действием турбулентных пульсаций. Аппараты для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти должны, как правило, работать с отбором нефтяного газа, выделяющегося из нефти при нагреве и снижении давления.

Окончательное разгазирование обезвоженной и обессоленной нефти проводят в концевых сепараторах 11. Нефтяной газ, отделяемый от нефти в отстойнике 8, электродегидраторе 10 и концевом сепараторе 11, по газопроводу направляется на площадку предварительной сепарации, затем проходит через дожимную компрессорную станцию, для дальнейшего поступления на комплекс сооружений по подготовке газа 13, где осуществляются процессы компримирования, осушки и извлечения тяжелых углеводородов.

Кондиционная нефть из концевого сепаратора 11 поступает на прием насосов 12 и направляется на узел учета нефти 15, включающий влагомер 14. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар товарной нефти 16.

Часть горячей воды, отделяемой от нефти на установке глубокого обезвоживания и обессоливания нефти, насосом 12 закачивают в поток газоводонефтяной смеси, поступающей на ЦПС. Остальная вода из установки глубокого обезвоживания и обессоливания нефти вместе с пластовой водой, отделяемой от нефти в емкости предварительного сброса воды 5, поступает на установку подготовки воды, где сначала проходит блок очистки 25, в котором от нее отделяется капельная нефть. Затем в воду добавляют ингибитор коррозии с помощью блока подачи ингибитора 26, после чего она проходит блок дегазатора с насосом 20, узел замера расхода воды 19 и направляется на кустовую насосную станцию для использования в системе поддержания пластового давления. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар пластовой воды 18 и насос 12.

Уловленная в блоке очистки 25 капельная нефть, пройдя блок приема и откачки уловленной нефти 24 и резервуар некондиционной нефти 17, насосом закачивается в поток нефти, поступающей на установку подготовки нефти. Установка подготовки воды включает также узел подготовки сточных вод, состоящий из блока приема и откачки стоков 21, емкости шламонакопителя 22, мультигидроциклона 23.