Дожимные насосные станции

2.43. Технологический комплекс сооружений ДНС может включать :

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды (при необходимости);

3) нагрев продукции скважин (при необходимости);

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа I ступени* на ЦПС, ГПЗ и др.;

_____________

* При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается компрессорный транспорт газа.

6) транспортирование при наличии предварительного сброса подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;

8) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

2.44. В состав ДНС могут входить следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:

блок предварительного отбора газа;

блок сепарации нефти;

блок насосной (с буферной емкостью);

блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;

блок аварийных емкостей;

блок замера нефти;

блок замера газа;

блок замера воды;

блок компрессорной воздуха для питания приборов КиА;

блок нагрева продукции скважин (при необходимости);

блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации;

блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;

емкость дренажная подземная.

Объем буферной емкости ДНС принимается из расчета пребывания жидкости в ней в течение 10 минут.

(Измененная редакция, Изм. № 1)

2.45. Технологические расчеты, выбор оборудования и аппаратуры должны производиться на 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 ДНC.

2.46. При проектировании дожимных насосных станций необходимо предусматривать:

1) компоновку аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в едином технологическом блоке;

2) сепарацию нефти с предварительным отбором газа;

3) этажное расположение оборудования;

4) учет нефти, газа и воды по бригадам;

5) 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;

6) получение из аппаратов-отделителей воды с качеством, обеспечивающим закачку ее в продуктивные пласты без дополнительной подготовки.

2.47. На ДНС должны предусматриваться аварийные горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей должен обеспечивать прием максимального объема жидкости, поступающей на ДНС в течение двух часов. Расчет производится по среднему максимальному дебиту скважин, подключенных к ДНС.

При количестве более шести 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, поступающей на ДНС. Высота постамента под концевую сепарационную установку должна обеспечивать самотечный слив разгазированной нефти в резервуары.

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

2.48. При размещении ДНC на месторождениях, расположенных в заболоченных и труднодоступных местах, в районах вечной мерзлоты, пустынях (Тюменская, Томская, Иркутская области, Коми АССР, Якутская АССР, Красноярский край, Туркменская ССР), суммарный объем аварийных резервуаров типа РВС должен приниматься из расчетам 8-12-часового запаса поступающей жидкости. Количество РВС и их номинальный единичный объем определяются технико-экономическими расчетами.

2.49. 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; высота постамента под сепараторы ступени сепарации - с учетом разности геодезических отметок нижних образующих сепаратора и буферной емкости и потерь давления в трубопроводе.

Приемный коллектор между буферной емкостью и насосами ДНС следует проектировать с уклоном в сторону насосов, без изгибов трубопроводов в вертикальной плоскости.

2.50. Дожимные насосные станции должны проектироваться блочными, автоматизированными, заводского изготовления, как правило, без постоянного обслуживающего персонала.

2.51. При проектировании ДНС должны выполняться требования п.п.2.147-2.149 2.152, 2.153 настоящих Норм.

2.52. Сброс газа при ремонте, профилактике оборудования и аварийных ситуациях должен осуществляться на факел для аварийного сжигания газа.