ИТС 28-2017 Добыча нефти
2.3 Подготовка нефти, попутного нефтяного газа и воды
Продукцией нефтяных скважин на начальной стадии освоения месторождения являются нефтегазоводяная жидкость и попутный нефтяной газ (нефтяной газ). По мере увеличения срока разработки месторождения нефтегазоводяная жидкость все больше обводняется минерализованной, в основном хлористыми солями, водой. Вместе с нефтегазоводяной жидкостью из скважин на поверхность выносятся и механические примеси. Их количество в общей массе добываемой нефтегазоводяной жидкости незначительно - в среднем не более 0,1% масс. В добываемой продукции также содержатся и такие вещества, как неорганические соли (например, хлорид натрия), сероводород и другие вещества, приводящие к коррозионному износу оборудования с последующими отрицательными технологическими, экономическими и экологическими последствиями.
В связи с этим в процессе сбора, транспорта и подготовки нефтегазоводяной жидкости на промыслах применяют технологии по снижению примесей в нефтегазоводяной жидкости. Технологии разделения продукции нефтяных скважин направлены на получение составляющих фаз: обезвоженную, обессоленную и стабилизированную нефть, минерализованную воду и нефтяного газа. При этом каждая из фаз должна отвечать отраслевым требованиям.
Обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть, поставляемая потребителю, согласно ГОСТ Р 51858-2002 подразделяется на три группы. При этом в каждой из групп содержание воды не должно превышать 0,5% масс., 0,5% масс. и 1,0% масс, содержание хлористых солей не должно превышать 100, 300 и 900 мг/дм соответственно, а механических примесей должно быть не более 0,05% масс., (таблица 2.6).
Таблица 2.6 - Группы нефтей
Наименование показателя | Норма для нефти группы | Методы испытания | ||
1 | 2 | 3 | ||
Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 | По ГОСТ 2477 и 9.5 настоящего стандарта |
Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм | 100 | 300 | 900 | По ГОСТ 21534 и 9.6 настоящего стандарта |
Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | По ГОСТ 6370 | ||
Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более | 66,7 (500) | По ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340 и 9.8 настоящего стандарта | ||
Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204°C, млн | 10 | 10 | 10 | По ГОСТ Р 52247 или приложению А (6) |
Концентрации углеводородов и механических примесей в воде, утилизируемой в систему поддержания пластового давления, должна соответствовать ОСТ 39-225-88 "Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству" и другим нормативным документам. Если в нефтяном газе содержание азота не превышает 60% об., то он должен использоваться в технологических процессах или подвергаться сбору и переработке.
Обезвоженная, обессоленная и стабилизированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода.