Принципиальные схемы обустройства месторождений

Основная цель регулирования процесса разработки нефтяной залежи - обеспечение равномерного перемещения ВНК или ГНК от контуров водоносности или газоносности. Именно равномерностью отработки запасов нефти дости­гается общая технологическая безопасность работы всех сооружений в цепоч­ке "добыча - сбор - подготовка - транспортировка".

Равномерность поступления нефти в скважину обеспечивается неизменной толщиной эксплуатируемого пласта-коллектора, однородностью его строения, что проявляется в стабильности его фильтрационно-емкостных свойств. При таком условно стационарном режиме скорость фильтрации движущейся к скважине жидкости при постоянном расходе возрастает. Таким образом, при пере­мещении единицы объема жидкости по направлению к скважине будут непре­рывно возрастать затраты энергии (перепад давлений) на единицу длины пути (градиент давления). В этих условиях знание распределения энергетического потенциала залежи, которое отражается с помощью карт изобар, является пер­востепенным, поскольку позволяет составить проект рационального размеще­ния одиночных или кустовых буровых площадок. Однако получение достовер­ной информации по энергетическому потенциалу залежи возможно лишь при высокой степени ее геологической изученности, что достигается стадийным подходом к освоению месторождения.

В связи с этим принципиально важным является вопрос выбора схемы разработки залежи и, в частности, схем кустования скважин. Известно, что, чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необ­ходимы большие отходы скважин от забоев. Современные технологии бурения позволяют достигать отходов в 2-4 км и более по вертикали. В то же время стоимость коридоров коммуникаций (автодорог, отсыпки площадок, линий элек­тропередачи, нефтесборов, водоводов, УПСВ) сокращается, что приводит к сни­жению капитальных вложений и повышению степени экологической безопас­ности всего промысла в целом. В первую очередь снижаются показатели землеемкости, техногенные нагрузки на все элементы экосистем, экологичес­кие риски за счет сокращения размеров коммуникаций и особенно организа­ции системы сбора пластовых вод на кустовых площадках.

Обустройство устьев одиночных эксплуатационных нефтяных скважин. При обустройстве устьев скважин в зависимости от способа эксплуатации дол­жны предусматриваться:

приустьевая площадка;

1) площадка под инвентарные приемные мостки;

2) площадка под ремонтный агрегат;

3) якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;

4) фундамент под станок-качалку;

5) станция управления электрического центробежного насоса (ЭЦН) или станком-качалкой;

6) наземное оборудование для эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами;

7) трансформаторные подстанции;

8) обвалование территории устьев скважин;

10) канализационная емкость-сборник с инвентарными поддонами.

При необходимости на площадке устьев скважин предусматриваются:

1) узлы для запуска очистных устройств выкидных трубопроводов;

2)устройство для закачки реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.

Обустройство кустов скважин. Куст скважин представляет собой специ­альную площадку естественного или искусственного участка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин, удаленных от другого куста или одиночной скважины на расстояние не менее 50 м, а также техноло­гическим оборудованием и эксплуатационными сооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подземного ремонта скважин, бытовы­ми и служебными помещениями. Строительство укрупненных кустов скважин накладывает ряд ограничений на способы добычи нефти, в частности на раз­мещение ШГН.

Суммарный дебит одного куста скважин при его проектировании должен приниматься не выше 4000 м³/сут. (по нефти), а газовый фактор - не более 200 м ³/м³. В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте скважин следует предусматривать следующие технологические сооружения:

1) приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;

2) замерные установки;

3) технологические трубопроводы;

4) блоки для подачи реагентов-деэмульгаторов, ингибиторов и др.;

5) газораспределительные блоки (гребенки);

6) площадки под ремонтный агрегат;

7) якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;

8) фундаменты под станки-качалки;

9) станции управления ЭЦН и ШГН;

10) трансформаторные подстанции;

11) площадки под инвентарные приемные мостки;

12) емкость-сборник;

13) блок закачки воды в нагнетательные скважины и блоки водораспределительной гребенки.

В работе [4] рассмотрены два варианта организации кустовой системы добычи нефти. В первом представлен проект из трех кустов скважин по 19 шт. при общем количестве 57 с традиционной величиной отхода от забоев скважин. На кустовой площадке отсутствует УПСВ, а система ППД выполнена из стеклопластиковых материалов, препятствующих развитию коррозии.

Второй вариант проекта предусматривает сооружение одной укрупненной кустовой площадки с тем же количеством скважин, но максимальным отходом забоя скважин на 2 км. В составе сооружений кустовой площадки имеется УПСВ, рассчитанная на переработку 171 м³ с локальной закачкой воды в пласт. Общая стоимость УПСВ составляет 950 тыс. руб., а стоимость водовода длиной 7,5 км в первом варианте - 13220 тыс. руб.

Результаты расчета свидетельствуют о том, что кроме выигрыша в капитальных вложениях (8 % стоимости затрат) сокращается на 45 % протяженность коммуникаций, а в составе коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что является гарантией экологической безопасности промысла. Во втором варианте отсутствует перекачка пластовых вод от кустовых площадок к пунктам сепарации нефти и обратно, что дает экономию электроэнергии око­ло 520 тыс. кВт • ч/год.

Приведенные данные убедительно свидетельствуют о целесообразности укрупнения кустовых площадок при выборе схемы эксплуатации залежей, что приводит к экологически предпочтительным вариантам добычи нефти.

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным насосно-компрессорным трубам (НКТ), которые спускаются в скважины перед началом эксплуатации. Их диаметр под­бирается в зависимости от величины дебита скважины. Одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, являются отложения парафина на стенках труб, устьевой аппаратуры и выкидных линий.

Строительство скважин с большими отходами ограничивает применение штанговых глубинных насосов (ШГН), а также способствует развитию осложнений, связанных с истиранием труб, что может привести к частым авариям, особенно в местах соединения НКТ.

Во избежание истирания труб применяют специальные муфты повышен­ной прочности, которые устанавливают в местах искривления ствола скважи­ны, а при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти i газа. Одновременно такие технологии (гидронасосные системы) дают воз­можность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования и позволяют совместить технологию подготовки рабочей жидкости : технологией подготовки нефти, что снижает затраты на строительство сило-1ьд линий и уменьшает вероятность экологического риска.

Дальнейшая система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод производится в зависимости от распределения запасов по площади залежи и разрезу на отдельных месторождениях, темпов добычи и степени обводненности и газонасыщенности нефти, величин давлений на устье скважин, расположения количества кустов скважин, инженерно-геологических условий строительства сооружений, экологических ограничений.

Объекты сбора и транспортировки продукции скважин должны обеспечивать:

а) герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до центральных сборных пунктов, бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до центральных сборных пунктов, ГПЗ, на соб­ственные нужды и другим потребителям;

б) замер продукции отдельных скважин и кустов;

в) отделение газа от нефти;

г) учет суммарной добычи продукции всех скважин;

д) использование концевых участков нефтесборных трубопроводов при под­ходе их к ЦПС и сепараторов для предварительной подготовки к разделению продукции скважин;

е) предварительное обезвоживание нефти, осуществляемое по качеству сбрасываемой пластовой воды;

ж) подогрев продукции скважин при невозможности ее сбора и транспортирования при обычных температурах.

Традиционно на большинстве месторождений сложились следующие сис­темы сбора, подготовки и транспортировки нефти (рис. 4.4, по Саламатовой. 2004). Газожидкостная смесь из нефтедобывающих скважин поступает на груп­повую замерную установку (ГЗУ), где в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины.

Рис. 4.4.

Замерные установки. В качестве замерных наиболее часто применяются установки типа "Спутник", "Биус" и других модификаций. Количество установок и их размещение должны определяться технико-экономическим расче­том. На площадках замерных установок при необходимости должны предус­матриваться блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.

После ГЗУ, которая монтируется на каждом кусте или отдельной скважине, смесь по нефтесборным нефтепроводам попадает на сборный пункт (СП) или на дожимную насосную станцию (ДНС) для последующей подготовки. Здесь может быть два варианта сбора: раздельный сбор обводненной и условно-безводной нефти, в связи с чем от каждой ГЗУ прокладывают два коллектора, имеющих протяженность до нескольких километров.

Сборные пункты, на которые поступает нефть, подразделяются на централь­ные (ЦПС), ДНС и комплексные сборные пункты (КСП).

На ЦПС сырая нефть, поступающая с ГЗУ, проходит полный цикл обработ­ки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций. Кроме этого производится обезвоживание и обессоливание не­фти до товарных кондиций. Газ, полученный после сепарации нефти, очища­ется от капельной жидкости и подается на утилизацию, переработку или другие цели. Газ первой и второй ступени транспортируется под собственным давле­нием, а газ концевой ступени для использования необходимо компримировать.

Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН), входящей в состав ЦПС. На УПН в специальном резер­вуаре предварительного сброса происходит отстаивание нефти, подогрев не­фтяной эмульсии в трубчатых печах, отделение нефти от воды и обессоливание. После этого нефть поступает в резервуар товарной нефти с последующей от­качкой в магистральный нефтепровод. В случае недостижения кондиций в то­варной нефти по содержанию воды и солей она автоматически поступает из специальных герметизированных отстойников в сепаратор-делитель, из кото­рого направляется вновь на УПН.

Установки подготовки нефти (УПН). УПН являются составной частью единого технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке продукции скважин и, как правило, располагаются на ЦПС. Технологический ком­плекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечивать:

- глубокое обезвоживание нефти;

- обессоливание;

- снижение упругости паров товарной нефти;

- прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подготовку;

- повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем возврата их в начало процесса.

Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспечивать:

- полную герметизацию процесса подготовки нефти;

- требуемое качество товарной нефти;

- гибкость и маневренность работы установки;

- возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и аварийных остановках;

- использование тепла продукции скважин.

Резервуарные парки. Для УПН следует предусматривать запасы сырья (продукция скважин; продукция, поступающая от ДНС или УПС) и товарной (под­готовленной) нефти:

- для сырья - суточный объем, поступающий на УПН;

- для товарной нефти - объем суточной производительности УПН по товар­ной нефти при трубопроводном транспорте;

- для приема пластовых и сточных вод;

- для аварийных сбросов.

В качестве резервуарных емкостей чаще используются стандартные сталь­ные резервуары различных объемов типа РВС.

Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров предусматриваются земляные амбары-накопители. Суммарная емкость амбаров-накопителей должна определяться из расчета сбора и хранения парафино­вых отложений в течение года. Внутренние поверхности металлических ре­зервуаров и устройств должны иметь противокоррозийное покрытие.

Установки подготовки газа (УПГ). В зависимости от направления использования нефтяного газа и условий его транспортировки до потребителей сле­дует применять следующие способы его подготовки:

- осушку газа от влаги абсорбционным способом;

- извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влаги способом низкотемпературной конденсации (НТК).

При бескомпрессорной транспортировке смеси газов первой и концевых ступеней сепарации технологическая схема их подготовки должна предусматривать:

- при транспортировке газа в двухфазном состоянии и в условиях, приводящих к образованию кристаллогидратов, - компримирование газов конце­вых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации и совместную осушку газов первой и концевых ступеней сепарации от влаги абсорбцион­ным способом;

- при транспортировке газа в однофазном состоянии - компримирование га­зов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации, его осушку от влаги или извлечение из газа первой ступени или смеси газов первой и концевых ступеней сепарации тяжелых углеводородов способом НТК с впрыском гликоля.

Выделившийся при подготовке газа углеводородный конденсат направляет­ся или в товарную нефть, если это не приводит к увеличению давления насыщенных паров нефти сверх нормативного, или в нефть перед первой ступенью сепарации.

Дожимные насосные станции (ДНС). В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления скважины недостаточно для транспортирования флюидов, сооружают ДНС. Основная их задача - дать дополнительную энергию жидкости для транспортировки на ЦПС.

Технологический комплекс сооружений ДНС должен обеспечивать:

- первую ступень сепарации нефти с предварительным отбором газа;

- предварительное обезвоживание нефти (при необходимости);

- нагрев продукции скважин (при необходимости);

- транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

- бескомпрессорную транспортировку нефтяного газа I ступени на ЦПС, ГПЗ и др.;

- очистку пластовой воды в герметизированных аппаратах при давлении первой ступени сепарации при естественной температуре поступающего на ДНС сырья;

- транспортирование при наличии предварительного сброса подготовленной пластовой воды в систему поддержания пластовых давлений (ППД);

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

- учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;

- закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов).

В состав ДНС входят 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 контроля и автоматики;

- 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.

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. ДНС проектируются блочными, отоматизированными, заводского изготовления, как правило, без постоянного обслуживающего персонала.

Сооружение ДНС оправдано еще тем, что промышленность не выпускает насосного оборудования, позволяющего перекачивать смеси с большим содержанием газов (сказывается лимитирующее влияние кавитационных процессов). Поэтому на ДНС перед насосом производится частичное отделение газа с по­мощью сепарации первой ступени. Отделившийся газ в результате снижения кипения подается для утилизации чаще всего на факел сжигания либо для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени - ЦПС и УПН.

Факельная система для аварийного сжигания газа ДНС. В факельную систему направляется нефтяной газ, который не может быть принят сооружениями по подготовке к транспортировке ввиду их остановки на ремонт или при аварийной ситуации, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов

Диаметр и высота факела определяются расчетным путем с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также до­пустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы долж­на быть не менее 10 м (для газов, содержащих сероводород, - не менее 35 м Скорость газа в устье факельного ствола должна приниматься с учетом исклю­чения возможности отрыва пламени, но не более 80 м/с.

Факел должен быть оборудован автоматическим дистанционным зажигани­ем и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству.

Для улавливания конденсата и влаги перед факельной трубой должна находиться емкость (конденсатосборник), которую предусматривается опорожнять по мере заполнения на прием насосов ДНС.

Центральные пункты сбора (ЦПС)являются универсальным технологи­ческим объектом, на котором добываемый флюид разделяется на целевые ком­поненты - товарную нефть, газ и сточную воду. Последняя очищается до уров­ня, соответствующего необходимым требованиям, и вводится в систему ППД или без очистки - в специальные поглощающие скважины для утилизации сточ­ных вод.

Технологический комплекс по подготовке продукции скважин на ЦПС дол­жен обеспечивать следующие процессы:

а) прием и предварительное разделение поступающей продукции скважин:

б) прием и учет продукции, поступающей от ближайших скважин;

в) подготовку нефти;

г) подготовку и утилизацию пластовых и производственно-сточных, в том числе и ливневых, вод;

д) прием и учет товарной нефти;

е) прием и подготовку газа к транспортировке;

ж) подачу товарной нефти на сооружения магистральной транспортировки.

Сбор разлившейся жидкости и атмосферных осадков должен проводиться в специальную емкость. Наружные площадки для установки технологического оборудования сооружаются с бетонным покрытием и должны быть на 15 см выше планировочной отметки земли, а их уклоны для обеспечения отвода дождевых вод - не менее 0,003°. При возможном разливе горючих жидкостей пло­щадки следует ограждать бетонным бортом высотой не менее 15 см.

Площадки печей и блоков нагрева нефти и нефтепродуктов следует ограж­дать сплошной стеной, земляным валом или бордюрным камнем высотой не менее 0,5 м.

Уровень шума и вибрации оборудования, устанавливаемого в помещениях и на открытых площадках, не должен превышать предельно допустимые санитарные нормы. При вынужденном применении высокошумных агрегатов сле­дует предусматривать:

а) установку глушителей шума;

б) дистанционное управление;

в) звукоизолированные кабины наблюдения.

В последнее время на месторождениях, особенно мелких, активно внедря­ются комплексные сборные пункты (КСП) или их различные модификации, называемые автономными установками (АУ).

КСП представляют собой технологический узел, на котором, в отличие от ДНС, производится не только первая ступень сепарации, но и обезвоживание и обессоливание нефти до товарной кондиции. Технологический узел также содержит установки по очистке попутно добываемой воды и подаче ее на ППД. Для этих целей в состав КСП входят У ПН и очистные сооружения. Таким об­разом, нефть, поступающая с КСП на ЦПС, не нуждается в деэмульсации и после ее окончательного разгазирования сдается потребителю.

АУ включают наземное скважинное оборудование (устьевое оборудование, станция управления для подачи электроэнергии силовым насосам от дизельной электростанции) и технологический блок для разделения газожидкостной смеси, а также подготовки рабочей жидкости для закачки ее на ППД.

Данная технология запатентована в Российской Федерации под № 209547 "Освоение и эксплуатация малых нефтяных месторождений и автономная установка для его реализации" [4]. Это техническое решение характеризуется следующими особенностями:

- добыча нефти производится гидропоршневыми насосами;

- технологический блок закачиваемой жидкости одновременно используется для подготовки нефти;

- источником электроэнергии является стационарная электростанция с дизель-генератором ДГА-800, работающая на ПНГ;

- для бурения первоочередных скважин применяют передвижную мобильную дизельную электростанцию 5А36, используемую в дальнейшем как резерв­ный источник.

Достоинство данной технологии заключается в том, что источником получения электроэнергии является ПНГ низкого давления и любого состава. Энер­гия подается по воздушным линиям к понижающим подстанциям и далее на ;иловые установки (насосы), оборудование транспортировки нефти и жидко­сти для ППД, работы ЦПС, водоснабжения, бытовых нужд и других целей.

Кроме этого ПНГ после осушения в газосепараторах используется в каче­стве топлива в печах для нагрева нефти и котельных, работающих как на газе, так и на мазуте. Котельные необходимы для нагрева воды, которая использует­ся в качестве теплоносителя для поддержания требуемой температуры нефти в резервуарах и жилых поселках.

Наличие резервного парка емкостей, в том числе и аварийных, - непременный атрибут всех технологических схем сбора, транспортировки и подготовки нефти. Резервуары являются достаточно мощным источником загрязне­ния атмосферы за счет испарения УВ, несмотря на герметичное исполнение.

Трубопроводы нефти и газа. В систему сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин входят:

1) выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин до ГЗУ;

2) нефтегазосборные трубопроводы (коллекторы), обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ЦПС;

3) нефтепроводы (коллекторы) для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;

4) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти;

5) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собствен­ных нужд промпредприятий;

6) газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.

Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии при транспортирова­нии газожидкостных смесей следует предусматривать:

- формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз и выделение жидкости;

- ввод ингибиторов коррозии;

- внутреннее защитное покрытие труб.

Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии предусматривают изоляционное покрытие и электрохимическую защиту.

Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих влажный нефтя­ной газ, сооружаются конденсатосборники, которые размещаются в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода.

Узлы ввода реагента. Узлы ввода реагента на объектах и сооружениях сбо­ра и транспортировки нефти и газа включают:

- блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;

- блок для дозирования и подачи ингибиторов;

- блок для подачи химреагентов;

- склад для хранения химреагентов.

Установки предварительного сброса пластовых вод (УПС). Объекты предварительного разделения продукции скважин рассматриваются как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транс­портировке, подготовке нефти, газа и воды. Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

- подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

- сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

- предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5-10 % (масс).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению производится подача реагента-деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой сту­пенью сепарации нефти).

Процесс предварительного обезвоживания нефти предусмотрен при обводненности поступающей продукции не менее 15-20 % и осуществляется, как правило, без ее дополнительного нагрева с применением деэмульгаторов, вы­сокоэффективных при умеренных и низких температурах.

Предварительное обезвоживание нефти осуществляется в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти производится под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения.

Компрессорные станции (КС). Компрессорные станции могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комп­лекс технологических сооружений ЦПС и предназначены для транспортиров­ки нефтяного газа на ГПЗ и другим потребителям, для компримирования газа в составе сооружений по подготовке газа к транспортировке и в системе газлифтной добычи нефти. Поступающий на прием компрессоров газ должен быть очищен от механических примесей (пыли, окалины, окислов железа и др.) и от капельной жидкости (нефти, воды, углеводородного конденсата) в соответствии с требованиями, предъявляемыми ТУ на оборудование.

Для удаления газа из внутренней полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора между отключающей задвижкой и цилиндром должна быть предусмотрена свеча сброса газа с уста­новкой на ней запорной арматуры. Свеча должна размещаться в местах, обес­печивающих безопасные условия рассеивания газа. При этом не допускается сброс газа в зону аэродинамической тени здания КС. Высота свечи должна определяться по результатам расчетов рассеивания газа, но не менее 5 м от поверхности земли.

Факельная система ЦПС. Факельная система ЦПС предусматривается для следующих видов сброса горючих газов и паров:

- постоянных - от установок регенерации сорбентов, стабилизации (выветривания) углеводородных конденсатов и др.;

- периодических - при освобождении установок или отдельных аппаратов перед их пропаркой, продувкой, ремонтом, а также при аварийном отключении и пусконаладочных работах;

- аварийных - при сбросе от предохранительных клапанов или других устройств аварийного сброса.

В состав факельной системы, как правило, должны входить:

- общий факельный коллектор;

- газопроводы от отдельных сооружений и объектов ЦПС до общего факельного коллектора;

- сепараторы;

- конденсатосборники;

- факельный ствол.

Высота и место установки факельных стволов должны выбираться в зависимости от топографии площадки, расположения окружающих сельскохозяй­ственных земель и жилых поселков, интенсивности преобладающего направ­ления ветров, требований противопожарных норм и результатов расчетов по теплонапряжению у основания факела и рассеиванию в атмосфере вредных веществ, содержащихся в продуктах сгорания.

Минимальная высота факельных стволов принимается равной 20 м, если сбросы не содержат сероводорода. При наличии в сбросных газах сероводорода высота факела должна быть не менее 30 м. Для сжигания газа с содержанием сероводорода более 6 % масс, должна предусматриваться специальная фа­кельная система.

Факельные стволы должны быть оборудованы:

а) системой дистанционного зажигания факела;

б) горелками постоянного горения (дежурная горелка);

в) лабиринтным уплотнителем (газостатическим затвором) при диаметре факела 100 мм и более.

Сооружения при газлифтной добыче нефти. Схема газлифтной добычи (компрессорный или бескомпрессорный газлифт, режим газлифта - непрерывный, периодический) организуется с учетом требований к сырью, объемам за­качки газа и давлению нагнетания, ввода фонда скважин по годам и других технологических требований.

Сброс газа из оборудования и газопроводов должен осуществляться через отводные линии на свечу. Высота свечи для сброса газа должна быть не менее 5 м.

Газопроводы по территории куста скважин следует прокладывать подземно на глубину не менее 0,8 м. При наземном способе газопроводы должны прокладываться в защитных футлярах из стальных труб, обеспечивающих безо­пасное обслуживание фонтанной арматуры.

Для месторождений, в продукции скважин которых присутствуют сероводород и другие вредные примеси, применение газа, содержащего эти примеси, для газлифта не допускается.

Требования к генеральному плану. Схема генерального плана месторождения разрабатывается на базе данных технологической схемы (проекта) разработки нефтяного месторождения и составляется на картах землепользователей, как правило, в масштабе 1:25000 с учетом требований земельного, водного и других законодательств в два этапа:

- предварительный - в составе обосновывающих материалов к акту выбора площадок и трасс;

- окончательный - после утверждения акта выбора площадок и трасс в установленном порядке с учетом замечаний всех землепользователей.

Схема генерального плана должна предусматривать размещение на терри­тории месторождения устьев нефтяных, газовых, нагнетательных и других одиночных скважин, кустов скважин, ГЗУ, ДНС, СУ, УПС, КНС, ВРП, КС, подстанций и других объектов, а также инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, линий электропередачи, связи, телемехани­ки, катодной защиты и др.), обеспечивающих технологические и производствен­ные процессы сбора и транспортировки продукции нефтяных скважин с уче­том существующих в данном районе транспортных связей, мощностей ЦПС, УПН, НПЗ, направления внешней транспортировки нефти, газа и воды, источ­ников снабжения электроэнергией, теплом, водой, воздухом и др.

При разработке схемы генерального плана необходимо учитывать:

- форму организации эксплуатации месторождений;

- возможность расширения и реконструкции технологических систем;

- проведение технических мероприятий по интенсификации производственных процессов добычи, сбора, транспортировки нефти и газа.

Планировочные решения генерального плана разрабатываются с учетом технологического зонирования установок, блоков, зданий и сооружений.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений в зонах необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению, с учетом взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности.

Размеры площадок под строительство предприятий, объектов, зданий и сооружений определяются исходя из условия размещения технологических со­оружений, сооружений подсобно-вспомогательного назначения и инженерных коммуникаций с учетом требований противопожарных и санитарных норм.

При размещении предприятий, объектов, зданий и сооружений нефтедобы­чи на прибрежных участках рек и других водоемов планировочные отметки площадок для их строительства следует принимать не менее чем на 0,5 м выше расчетного наивысшего горизонта вод с учетом подпора и уклона водотока с вероятностью его превышения:

- для сооружений, в которых производственный процесс непосредственно связан с извлечением нефти из недр (устья нефтяных и газовых скважин, замерные установки), - один раз в 25 лет;

- для ЦПС, ДНС, газокомпрессорных станций, сепарационных установок, УПН, УПС, КНС и электроподстанций - один раз в 50 лет.

* * *

В результате анализа современных подходов к эксплуатации нефтепромыс­лов можно отметить следующее.

Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений. Однако действующая нор­мативная база не отражает изменений природоохранного законодательства, новых тенденций в экологическом менеджменте, экономике, управлении ре­сурсами и социальных изменений.

Проектные проработки недостаточно используют опыт экологизации при обустройстве месторождений нефти передовых компаний России и инновации зарубежных фирм.

Как правило, при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений на различных стадиях природоохранные проблемы решаются по мере их возникновения. Современные же принципы освоения природных ресурсов кроме комплексного подхода предполагают превентив­ное выявление и решение такого рода проблем.

Природоохранные проблемы, возникающие на всех стадиях освоения месторождений, имеют достаточно большой "стаж". Почти 50-летний опыт эксп­луатации многих месторождений позволяет считать их типовыми, но не неиз­бежными. Во многом такое положение объяснимо закономерностью - чем в более труднодоступном и удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больше вероятность нанесения экологически значимых ущербов.

Решение большинства экологических проблем, требующих значительных капиталовложений (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель и др.), должно проводиться своевременно, а не отодвигаться на неопределенный срок.

Состав сооружений и методы эксплуатации нефтепромыслов являются источниками воздействия на ОПС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемой нефти, поэтому с природоохранных пози­ций необходима принципиально новая концепция проектных работ.

При проектировании и реализации освоения месторождений отсутствует практика проведения детальных консультаций со всеми заинтересованными организациями и отдельными лицами, что приводит к формированию многих социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи. Своевременное решение этих проблем экономически и экологически более оправ­данно.

В процессе экологического сопровождения хозяйственной деятельности сла­бое внимание уделяется созданию баз экологической информации, включаю­щих по возможности данные о всех видах воздействий на ОПС в процессе освоения месторождения.

Глава 5