Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов

Содержание статьи:

МИНИСТЕРСТВОНЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

«УТВЕРЖДАЮ»

Заместитель министра

нефтянойпромышленности

Ш.С.Донгарян

«3»октября 1986 г.

УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
СХЕМЫ СБОРА, ТРАНСПОРТА И ПОДГОТОВКИ
НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ

РД 39-0148311-605-86

Куйбышев, 1986 г.

НАСТОЯЩИЙДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Государственныминститутом по проектированию и исследовательским работам в нефтянойпромышленности

«Гипровостокнефть»

Директор института                                                  В.П. Усачев

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Гл. Управления

проектированияи

капитальногостроительства                                    П.Д.Алексеев

Начальник Гл. технического

УправленияГ.И.Григоращенко

Начальник Гл. Управления

подобыче нефти и газа                                             Л.Д.Чурилов

ОТВЕТСТВЕННЫЕИСПОЛНИТЕЛИ:

Отинститута «Гипровостокнефть»:

Главный инженер института,

руководительработы, к.т.н.                                                           К.С.Каспарьянц

Заведующий отделом индустриальных

разработокобъектов нефтедобычи,

руководительработы                                                                      В.М.Кудрявцев

Главный инженер проекта,

руководительработы                                                                      В.И.Кузин

Ведущий инженер отдела ИРОН,

руководительработы                                                                      Э.Б.Тишина

Заведующий сектором

отделаИРОН                                                                                    Е.В.Гирин

От института «ВНИИСПТнефть»:

Зам. директора института, к.т.н.                                                   Ю.И.Толкачев

Заведующийлабораторией, к.т.н.                                                  Р.И.Мансуров

Заведующийсектором, к.т.н.                                                         В.А.Крюков.

От института «СибНИИНП»:

Заместитель директора                                                                   Н.С.Маринин

Заведующийотделом, к.т.н.                                                           Ю.Н.Савватеев

Унифицированныетехнологические схемы разработаны для комплексов сбора, транспорта и подготовкинефти, газа и воды.

Схемыуниверсальны и обеспечивают решение вопросов обустройства нефтедобывающихрайонов с учетом размещения и разработки нефтяных месторождений, ихэнергетических возможностей, физико-химических свойств продукции скважин ипрочих специфических условий.

Схемырекомендуют различные сочетания процессов подготовки нефти, газа и воды иобеспечивают получение продукции требуемого качества при минимальныхэксплуатационных и капитальных затратах.

Государственныйинститут по проектированию и исследовательским работам в нефтянойпромышленности (Гипровостокнефть), 1985.

Всесоюзныйнаучно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти инефтепродуктов (ВНИИСПТнефть).

Сибирскийнаучно-исследовательский институт нефтяной промышленности (СибНИИНП).

РУКОВОДЯЩИЙДОКУМЕНТ

Унифицированные технологические схемысбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов

РД 39-0148311-605-86

Вводитсявзамен РД 39-1-159-79

Сроквведения установлен с 01.01.87 г.

1.ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.Настоящие унифицированные технологические схемы являются обязательнымруководящим документом для всех организаций, занимающихся проектированиемсистем сбора и подготовки нефти, газа и воды, конструированием соответствующихвидов блочного автоматизированного оборудования, средств и системавтоматизации, исследованием указанных технологических процессов, а также длянефтегазодобывающих предприятий.

Настоящиесхемы обеспечивают унификацию технологических решений по сбору и подготовкепродукции нефтяных скважин в различных условиях, с различнымифизико-химическими свойствами.

1.2.Унифицированные технологические схемы не распространяются на объектыобустройства газовых и газоконденсатных месторождений.

1.3.Технологические схемы сбора и подготовки продукции скважин рассматриваются сучетом обустройства нефтедобывающего района, представляющего нефтегазосборнуюсистему с законченным технологическим циклом сбора, транспорта и подготовкинефти, нефтяного газа и воды с выдачей товарной продукции.

1.3.1.Выбор вариантов технологических схем обустройства нефтедобывающего районадолжен обосновываться в каждом конкретном случае технико-экономическимирасчетами.

1.3.2.Технологические схемы объектов обустройства нефтедобывающего района должныобеспечивать получение продукции требуемого качества при минимальныхприведенных затратах на ее добычу, сбор и подготовку.

1.4.В нефтедобывающем районе следует предусматривать, как правило, один центральныйпункт сбора (ЦПС). ЦПС предназначен для осуществления процессов сепарации нефтии газа, обезвоживания и обессоливания нефти, стабилизации нефти с цельюобеспечения максимального выхода товарной нефти, сокращения ее потерь притранспорте, очистки пластовых и других сточных вод и подачи их на сооружения поподдержанию пластового давления, первичной подготовки газов концевых ступеней ктранспорту, а также для перекачки и учета товарной нефти в общей системе сбораи подготовки нефти, газа и воды к транспорту и использованию.

1.5.При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается размещение внефтедобывающем районе двух и более ЦПС при наличии нескольких направлениймагистрального транспорта нефти или уникальных месторождений.

1.6.ЦПС следует размещать, как правило, на базовом месторождении (добыча нефтикоторого составляет 40 % и более от общей добычи района в период егомаксимального развития) независимо от направления магистрального транспортанефти, а при отсутствии в районе базового месторождения — на месторождении,ближайшем к начальной точке магистрального транспорта.

1.6.1.Газоперерабатывающий завод (ГПЗ) следует располагать, как правило, на однойплощадке с ЦПС.

1.6.2.Технологический подкомплекс подготовки нефти располагается, как правило, наЦПС.

1.7.Технологический комплекс обустройства нефтедобывающего района (месторождения)включает следующие сооружения (рис. 1):

наместорождениях: выкидные линии, замерные установки, при необходимости -устьевые подогреватели, сепараторы I ступени сепарации, узлы предварительногообезвоживания, бригадного учета продукции скважин, дожимные насосные станции(ДНС), дозаторы реагента, ингибиторы коррозии, путевые подогреватели;

наЦПС: сепарационные блоки первой и последующих ступеней сепарации нефти, блокипредварительного обезвоживания, блоки нагрева, блоки подготовки нефти, воды игаза, вспомогательные сооружения и инженерные коммуникации.

Рис.1. Технологический комплекс обустройства нефтедобывающего района.

С-1-4 — сепараторы 1 — 4 ступеней сепарации; О-1 — отстойникпредварительного обезвоживания; О-2 — отстойник II ступени обезвоживания; Э-2 -электродегидратор; ГС-3,4 — газовые сепараторы; ГЗУ — групповая замернаяустановка; КС — компрессорная станция; Н-1 — насос подачи сырой нефти; Н-3 -насос откачки товарной нефти; Н-4 — насос подачи воды в систему ППД; Н-5 -насос подкачки возвратной воды; УОГ — установка очистки газа от H2S; ГЦ — гидроциклон; П-1,2 — печитрубчатые; БРГ — блок регенерации гликоля; БР — блок реагента; БИ — блокингибитора; А-1 — абсорбер; БЕ — буферная емкость; Р-1 — резервуар для приеманефти; а — анализатор качества; БО — блок отстойник для очистки воды; БД — блок- дегазатор; БОН — блок откачки уловленной нефти; БОС — блок откачки стоков;Р-2 — резервуар пластовой воды; Е-2 — шламонакопитель.

1.8.Унифицированными схемами технологических комплексов обустройства месторожденийнефтедобывающих районов должны обеспечиваться:

требуемоекачество товарной продукций;

замердебита нефти и газа по каждой скважине, измерение продукции (нефть, газ, вода)в системе нефтегазосбора по каждой производственной бригаде и предприятию вцелом, учет товарной продукции;

надежностьэксплуатации нефтегазопроводов и установок, полная их герметизация;

максимальноеиспользование природных ресурсов;

комплекснаяавтоматизация технологических процессов;

охранаокружающей среды.

1.9.Обустройство нефтедобывающих районов необходимо рассматривать как единыйтехнологический комплекс сооружений, включающий в себя объекты следующихтехнологических подкомплексов:

промысловогосбора, транспорта и учета продукции скважин;

предварительногоразделения продукции скважин;

подготовкинефти;

подготовкисточных вод;

приемаи учета нефти;

подготовкигаза.

1.10.Технологический подкомплекс сбора, транспорта и бригадного учета нефти, газа иводы должен обеспечивать:

замердобываемой продукции по каждой скважине;

замери учет добычи нефти, газа и воды по отдельным месторождениям, участкамместорождений, в т.ч. по каждой производственной бригаде с сохранениемсуществующих принципов централизации объектов сбора и транспорта;

формированиепотоков по физико-химическим свойствам, равномерное распределение продукции потехнологическим линиям;

транспортпродукции скважин, при необходимости, насосный. При этом следуетпредусматривать, при возможности и экономической целесообразности,бескомпрессорный транспорт газа I ступени сепарации до ЦПС или ГПЗ;

герметизациюсбора и транспорта газа и нефти на всем пути движения продукции скважин;

использованиенефтесборных трубопроводов для подготовки продукции скважин к дальнейшей ееобработке;

учетгаза по направлениям использования.

1.11.Технологический подкомплекс предварительного разделения продукции скважиндолжен обеспечивать:

подготовкупотоков к расслоению перед поступлением в технологические аппараты,формирование их по производительности;

качественнуюсепарацию газа от жидкости;

предварительноеобезвоживание нефти (до остаточного содержания воды в нефти 5 — 20 %),совмещенное с очисткой пластовой воды, при этом процесс предварительногообезвоживания нефти должен, как правило, обеспечивать качество сбрасываемойводы, необходимое для ее использования в системе поддержания пластовогодавления (ППД). Указанный технологический подкомплекс может размещаться как наЦПС, так и на месторождении или участке крупного месторождения, где потехнико-экономическим показателям целесообразно размещение ДНС.

1.12.Технологический подкомплекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечивать:

глубокоеобезвоживание нефти;

обессоливаниенефти (если это требуется по условиям сдачи товарной продукции);

утилизациютепла товарной нефти с температурой ее подготовки выше 40 °С присоответствующем обосновании;

утилизациютепла, повторное использование реагента путем возврата дренажной воды в началопроцесса с использованием ее в качестве гидрофильной среды для разрушенияэмульсии;

приемнекондиционной нефти и подачу ее на повторную обработку;

снижениедавления насыщенных паров (ДНП) и содержания сероводорода в товарной нефти донормальной величины.

Примечание: Степень подготовки нефти принимается всоответствии с требованиями ГОСТ 9965-76.

1.13.Технологический подкомплекс приема и учета товарной нефти должен обеспечивать:

поточноеизмерение количества товарной нефти;

определениекачества товарной нефти.

1.14.Технологический подкомплекс сооружений очистки и подготовки сточных вод киспользованию их в системе поддержания пластового давления должен обеспечивать:

очисткуи доочистку пластово-сточных вод, включая их очистку от сероводорода, нефти имехпримесей, их дегазацию;

откачкуподготовленных пластово-сточных вод и систему ППД;

сбори перекачку уловленной нефти;

сбор,обеззараживание, накопление и вывоз шлама для последующего его использования;

ингибированиеводы при ее высокой коррозионной активности;

поточноеизмерение количества и качества подготовленных пластово-сточных вод.

1.15.Технологический подкомплекс сооружений подготовки газа к транспорту долженобеспечивать:

компримированиегазов промежуточных и концевых ступеней сепарации, а также выделяющихся ваппаратах УПН до давления I ступени сепарации;

компримированиегазов первой, промежуточных и концевых ступеней сепарации до давления,необходимого для транспорта (если Ртр > РI ст.);

принеобходимости, отбор из газов I ступени и газов низкого давления частиуглеводородов с целью полного исключения или снижения количества выпадающего вгазопроводах углеводородного конденсата;

утилизациюотобранных из газов жидких углеводородов и передачу их потребителям;

осушку(при необходимости) газов для предотвращения гидратообразования;

очисткугазов от сероводорода и углекислого газа (полностью или частично) при подачеместным бытовым потребителям;

поточноеизмерение количества газа и конденсата, направляемых потребителям.

1.16.Унифицированные схемы допускают применение и иных технологических решенийотдельных подпроцессов при обустройстве нефтегазодобывающих районов,обусловленных их спецификой. В каждом конкретном случае эти решения должныобосновываться технологическими и экономическими расчетами.

1.17.Рекомендуемые унифицированные технологические схемы комплексов сбора иподготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов предусматриваютвозможность адаптации к условиям разработки нефтяных месторождений, ииспользование при этом методов повышения нефтеотдачи, и соответствуют различнымфизико-химическим свойствам добываемой продукции.

2.УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СБОРА, ТРАНСПОРТА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ,ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ

2.1. Сбор и транспорт нефти, газа и воды.

2.1.1.Технологические схемы сбора и транспорта продукции скважин зависят от условийразмещения и разработки месторождений, физико-химических свойств продукциискважин, рельефа местности, направлений транспорта нефти, газа и воды и др.

2.1.2.Технологические схемы сбора и транспорта продукции скважин должнырассматриваться с учетом обустройства отдельных нефтяных месторождений инефтедобывающего района в целом на основе технико-экономических расчетов поминимуму приведенных затрат на строительство и эксплуатацию нефтепромысловыхобъектов.

2.1.3.В зависимости от конкретных условий нефтедобывающих районов, сбор и транспортпродукции скважин месторождения (группы месторождений) осуществляется по одномуиз следующих вариантов технологических схем (рис. 2).

Рис.2. Унифицированные технологические схемы промыслового сбора, транспорта и учетапродукции скважин.

ГЗУ — групповая замерная установка; С-1, 2, 3 — сепараторы;БЕ — буферная емкость; П-1 — печь трубчатая; Н-1 — насос подачи сырой нефти;Н-8 — насос подачи пресной воды; О-1 — отстойник предварительногообезвоживания; БО — блок-отстойник для очистки воды; БД — блок-дегазатор; УБУН- узел бригадного учета нефти; Р-1 — резервуар для приема нефти; Н-4 — насосподачи воды в систему ППД.

2.1.3.1.Технологическая схема I, предусматривающая сбор и транспорт продукции скважинна ЦПС без применения насосов за счет энергетических возможностей продуктивныхпластов месторождений или установок механизированной добычи нефти.

Поданной схеме на месторождении размещаются выкидные линии, замерные установки,нефтегазосборные коллекторы и, при необходимости, блоки дозирования реагента иингибитора коррозии.

2.1.3.2.Технологическая схема II, предусматривающая размещение на месторождениисепарационной установки С-1. Газонасыщенная нефть под давлением сепарациинаправляется на ДНС или ЦПС, а газ — на ГПЗ.

2.1.3.3. Технологическая схема III,предусматривающая размещение на месторождении сепарационной установки С-1 снасосной откачкой.

Газонасыщеннаянефть насосами транспортируется на ЦПС, а газ, под давлением сепарации, на ЦПСили ГПЗ.

2.1.3.4.Технологическая схема IV, предусматривающая размещение на месторождении ДНС сблоками предварительного обезвоживания нефти. Процесс предварительногообезвоживания нефти должен проводиться при давлении первой ступени сепарации вотстойниках О-1 при температурах, обеспечивающих химическое деэмульгированиенефтяных эмульсий. В процессе предварительного обезвоживания нефти должнообеспечиваться получение сточной воды с качеством, которое удовлетворяеттребованиям при закачке сточной воды в трещинно-поровые коллекторы. При использованиисточных вод для заводнения коллекторов других типов отделившаяся в отстойникахО-1 вода должна подвергаться доочистке в блочном отстойнике БО и разгазированиюв блоке-дегазаторе БД, а затем откачиваться в систему ППД. При высокойпроизводительности объектов предусматривается очистка воды в резервуарах.

Загрязненныйнефтеэмульсионный слой из отстойника О-1 и уловленная в отстойнике БО нефтьоткачиваются на прием насосов Н-1 и вместе с предварительно обезвоженной нефтьютранспортируются на ЦПС.

Блокидегазатора БД могут размещаться как в составе ДНС, так и блочной кустовойнасосной станции (БКНС).

Внеобходимых случаях в составе ДНС с предварительным обезвоживанием нефтиследует применять нагреватели П-1 (схемы V, VI) с использованием насоса или промежуточнойступени сепарации С-3.

2.1.3.5.Технологическая схема VII предусматривает гидротранспорт нефти или нефтянойэмульсии. Нефть (нефтяная эмульсия) после сепарации направляется в буфернуюемкость БЕ-1, откуда насосом Н-1 подается в специальное устройство (оголовок) итранспортируется водой на ЦПС. Вода в оголовок подается насосом Н-8 из буфернойемкости БЕ-2.

2.1.3.6.В подкомплексе сооружений на месторождение, при соответствующемтехнико-экономическом обосновании, допускается проведение процесса подготовкигаза к транспорту и использованию (осушка, очистка от сероводорода,компримирование и частичное отбензинивание). Унифицированные схемы объектовподготовки газа приведены в разд. 2.6.

2.1.3.7.В составе нефтепромысловых объектов должны предусматриваться узлы бригадногоучета нефти. Состав узлов бригадного учета нефти (измерение нефти, газа, воды)зависит в каждом конкретном случае от принятой технологической схемы сбора.

2.1.3.8.Размещение узлов бригадного учета нефти должно определяться энергетическимивозможностями месторождений.

Присборе и транспорте продукции скважин по схемам I, II, III, VII (см. рис. 2) узлыбригадного учета нефти, газа и воды следует размещать с учетом принятой дляданного нефтедобывающего района или месторождения технологической схемы сбора итранспорта.

2.1.3.9.В зависимости от физико-химических свойств продукции скважин и еегазосодержания в унифицированных схемах следует применять:

устьевыеподогреватели продукции скважин;

блокидозирования реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов коррозии;

устройствапредварительного отбора газа и воды;

выносныегазосепараторы (каплеуловители);

устройства,интенсифицирующие процессы сепарации нефти и подготовки воды;

каплеобразователи;

камерызапуска и приема очистных устройств;

свечидля рассеивания газа, факелы для сжигания газа, в том числе с постоянногорящими дежурными горелками.

2.2. Предварительное разделение продукциискважин.

2.2.1.Технологический подкомплекс сооружений предварительного разделения продукциискважин должен предусматривать предварительное обезвоживание нефти в однуступень с использованием отстойников, работающих под давлением без отбора газа(рис. 3. схемы I — III).

Дляинтенсификации процесса обезвоживания в начале технологического процесса, передсепаратором первой ступени подается реагент-деэмульгатор и вода от аппаратовглубокого обезвоживания и обессоливания. Сепаратор С-2 (схемы IV — VIII)требуется, как правило, если на ЦПС не вся продукция проходит первую ступеньсепарации, или I ступень сепарации и подкомплекс подготовки нефти разделенытерриториально.

Рис.3. Унифицированные технологические схемы подготовки нефти.

УПС — установка предварительного отбора; С-1-4 — сепараторы1 — 4 ступеней сепарации; О-1 — отстойник предварительного обезвоживания; О-2 -отстойник II ступени обезвоживания; О-3 — отстойник глубокого обезвоживания;Э-1 — электродегидратор глубокого обезвоживания и обессоливания; Э-2 -электродегидратор обессоливания; Т-1 — теплообменник «нефть — нефть»; П-1 -печь трубчатая; Н-1 — насос подачи сырой нефти; Н-3 — насос откачки товарнойнефти; Н-5 — насос подкачки возвратной воды; а — анализатор качества нефти,воды; Р-1 — резервуар для приема нефти; УТН — учет товарной нефти; БР — блокдозирования химреагента.

2.2.1.1.В процессе обезвоживания высокообводненных тяжелых и высоковязких эмульсийпредварительное разделение продукции скважин осуществляется по схеме VII в двеступени.

2.2.1.2.При подготовке тяжелых и вязких парафинистых нефтей в процессе предварительногообезвоживания для подогрева нефти следует использовать нагреватели (схемаVIII).

2.2.1.3.В процессе предварительного обезвоживания должно обеспечиваться качествосбрасываемой воды, необходимое для ее использования в системе ППД.

2.2.1.4. Блоки предварительного обезвоживаниянефти вводятся в эксплуатацию, как правило, при обводненности поступающейпродукции не менее 20 — 30 %.

2.2.1.5.При подготовке тяжелых нефтей на ступени предварительного обезвоживаниядопускается применение вертикальных стальных резервуаров.

2.2.1.6.Производительность узлов предварительного обезвоживания на ЦПС определяется вкаждом конкретном случае на основе технико-экономических расчетов с учетомобеспечения предварительного обезвоживания на ДНС по качеству сбрасываемойводы.

2.3. Подготовка нефти.

2.3.1.Технологический подкомплекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечиватьвозможность проведения глубокого обезвоживания нефти, обессоливания нефти иснижения ДНП товарной нефти.

2.3.2.По процессам технологического подкомплекса подготовки нефти, с учетомконкретных условий нефтедобывающих районов, следует применять следующиетехнологические схемы (см. рис. 3).

2.3.2.1.По схемам I — III подача продукции скважин через все технологические блоки УПНосуществляется без применения насосов, за счет давления первой ступенисепарации.

2.3.2.2.По схемам IV — VIII в составе УПН для подачи продукции через всетехнологические блоки используются сырьевые насосы.

2.3.3.По технологическим процессам глубокого обезвоживания и обессоливания следуетпредусматривать обезвоживание нефти путем нагрева ее в печах и отстоя поддавлением в отстойных аппаратах (схемы I — II, V, VIII). При соответствующемобосновании глубокое обезвоживание нефти можно осуществлять в аппаратах собработкой эмульсии в электрическом поле (схемы III, IV, VI, VII) в одну илидве ступени. В последнем случае целесообразно дренажную воду подавать со второйступени на первую.

2.3.3.1.Для интенсификации процесса глубокого обезвоживания и увеличенияпроизводительности отстойной аппаратуры возможно использованиекаплеобразователя, электрокоалесцера с технико-экономическим обоснованием егоприменения.

2.3.3.2.При необходимости осуществления процесса подготовки нефти с температурой выше+40 °С глубокое обезвоживание нефти следует осуществлять с применениемтеплообменной аппаратуры, обеспечивающей утилизацию тепла товарной нефти (схемаV).

2.3.3.3.Для проведения процесса обессоливания на выходе из отстойника глубокогообезвоживания перед электродегидратором должна подаваться деаэрированная вода вколичестве 3 — 5 % и, при необходимости, реагент-деэмульгатор (схемы V — VIII).

2.3.3.4.При подготовке слабоминерализованной продукции обессоливание нефти можетосуществляться в аппаратах глубокого обезвоживания (схемы I и II) безприменения пресной воды.

2.3.3.5.Технологические схемы подготовки нефти предусматривают перед проведениемпроцесса глубокого обезвоживания и обессоливания отбор газа в сепараторе С-3,одновременно выполняющего функцию промежуточной ступени сепарации (схемы II -III).

2.3.3.6.Снижение ДНП товарной нефти осуществляется на концевой (горячей) ступенисепарации С-5 и при проведении процесса стабилизации (рис. 4).

Рис.4. Унифицированные технологические схемы снижения давления насыщенных паров иувеличение выхода товарной нефти.

Н-2 — насос подачи нефти; Т-1 — теплообменник; Н-6 — насосподачи ШФЛУ; П-2 — печь трубчатая; С-3 — сепаратор гор. ступени; Н-3 — насосоткачки товарной нефти; К-1 — стабилизационная колонна; Н-7 — насос циркуляциигор. нефти; КС — компрессорная низкого давления; ВХ-1,2 — воздушныйхолодильник; С-4 — сепаратор газовый.

2.3.3.7.Сепараторы С-2, С-3, С-4, С-5 при объемном содержании выделившегося газа более0,5 м³/м³ должны быть оборудованы устройствамипредварительного отбора газа и выносными газосепараторами (каплеуловителями). Сцелью предотвращения выделения газа в отстойниках и электродегидраторах нефтисепарационные установки монтируются на постаментах.

2.3.4.По процессу стабилизации нефти (УСН) применяются следующие технологическиесхемы (см. рис. 4).

2.3.4.1.Стабилизация нефти методом горячей сепарации (нагрев до температуры 45 °С),(схема I, варианты а, б). Схемы позволяют получить стабильную нефть с ДНП-500мм рт. ст. (66650 Па). Сепарация проводится при давлении 0,105 МПа. Газыгорячей сепарации направляются на компрессорную станцию низкого давления.

2.3.4.2.Стабилизация нефти методом ректификации в отпарной колонне (схема II, вариантыа, б). Схемы позволяют получить стабильную нефть с ДНП-500 и 200 мм рт. ст.(66650, 29330 Па соответственно) при давлении в ректификационной колонне 0,3МПа и температуре в пределах 95 — 120 °С без получения целевой продукции в видеШФЛУ.

2.3.4.3.Стабилизация нефти методом горячей сепарации при температуре до 45 °С сбарботажем газом первой или второй ступеней сепарации. Данный вариант можноприменять вместо схемы II при соответствующем технико-экономическом обоснованиии с учетом вопросов сохранения нефти и нефтепродуктов, транспорта газа и егоутилизации.

2.3.4.4.Стабилизация нефти методом ректификации паров горячей сепарации в укрепляющейколонне (схема III, варианты а, б). Схемы позволяют получить стабильную нефть сДНП-220 мм рт. ст. (29330 Па) при давлении в ректификационной колонне 0,7 МПа,температуре 220 °С и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ).

2.4. Прием и учет нефти.

2.4.1.По технологическому подкомплексу приема и учета товарной нефти применяютсяследующие схемы (см. рис. 3). Нефть, прошедшая цикл подготовки, минуярезервуар Р-3, работающий как аварийный, поступает на прием насосов Н-3 (схемыI — VIII).

Отнасосов Н-3 кондиционная нефть направляется на узел учета товарной нефти, анекондиционная нефть возвращается на повторную обработку.

2.5. Подготовка пластовых ипромышленно-дождевых сточных вод.

2.5.1.Сточные воды центрального пункта сбора, как правило, должны использоваться всистеме поддержания пластового давления.

2.5.2. В соответствии с п. 2.2.1.4.при обводненности нефти менее 20 — 30 % необходимо предусматривать очистку всегообъема пластовых сточных вод. При большой обводненности требуемое качество водыдолжно достигаться применением технологии совместной подготовки нефти и воды.

2.5.3.Технологические схемы установки подготовки пластовых сточных вод (УПВ)предусматривают их очистку от нефтепродуктов, мехпримесей и сероводорода.

2.5.4.Охрана окружающей среды должна достигаться полной герметизацией процессов, втом числе утилизацией газа и вывозом шлама.

2.5.5. В зависимости от конкретных условийнефтедобывающих районов допускается применение различных технологических схемочистки (доочистки) пластовых сточных вод при неизменных технологических схемахвспомогательных процессов подготовки воды.

2.5.6.Очистку пластовых сточных вод от нефтепродуктов и мехпримесей следуетпредусматривать по одному из вариантов технологических схем (рис. 5).

Рис.5. Унифицированные технологические схемы подготовки сточных вод.

БО — блок-отстойник; БД — блок-дегазатор; БОН — блок откачкиуловленной нефти; БОШ — блок откачки шлама; Р-2 — резервуар пластовой воды; Р-3- резервуар-отстойник; БИ — блок ингибитора коррозии; Ф — флотатор; Е-2 -емкость — шламонакопитель; Н-4 — насос подачи воды в ППД; СМ — смеситель; Н-4а- насос подачи очищенной воды; КФ — коалесцирующий фильтр; ГЦ — гидроциклон;Д-1 — десорбер; УЗР — узел замера расхода воды; С — аппарат смешения газа иводы.

2.5.6.1.Технологические схемы, основанные на отстойном принципе, с использованием отстойников,работающих под давлением (схема I) и резервуаров с гидрофобным фильтром, полых,с двухлучевым распределением потоков, УРПЖ и др. (схема II).

2.5.6.2.Технологические схемы, предусматривающие очистку воды последовательно в двеступени, в блоке напорного отстойника и коалесцирующем фильтре (схема III).

2.5.6.3.Технологическая схема, предусматривающая очистку пластовых сточных вод отсероводорода методом его отдувки бессернистым газом в колонне-десорбере (схемаIV).

2.5.7.Для интенсификации очистки и повышения качества очищенных пластовых вод следуетприменять флотацию как с использованием газа, растворенного в пластовых водах,так и с дополнительной подачей нефтяного газа с одной из ступеней сепарациипроцесса предварительного разделения продукции скважин (схема V).

2.5.8.Учитывая требования п. 2.5.2, производительность аппаратов очистки БО(схемы I, III, IV), Р-3 (схема II) должна приниматься исходя из 20 — 30 %обводненности поступающей на подготовку нефти. Производительность аппаратовочистки КФ (схема III), Д-1 (схема IV) должна приниматься по максимальномуобъему пластовых вод.

2.5.9.В соответствии с п. 2.5.5. на объектах очистки сточных вод должныпредусматриваться следующие вспомогательные процессы (см. рис. 5).

2.5.9.1.Дегазация воды в блоке-догазаторе и откачка ее насосом Н-4 через узел измеренияУЗР в систему ППД.

2.5.9.2.Прием нефти, уловленной во всех аппаратах блоков очистки воды, в блокуловленной нефти БОН и откачка ее на установку подготовки нефти.

2.5.9.3.Сбор и накопление шлама с гидроциклона и дренаж осадка из других аппаратовблоков подготовки нефти и воды в шламонакопителе В-2.

2.5.9.4.Хранение кондиционной воды в резервуаре Р-2 при аварийных и профилактическихремонтных работах в системе поддержания пластового давления, а также откачка еенасосом Н-4 через узел измерения УЗР в систему поддержания пластового давления.

2.5.9.5.Прием стоков из шламонакопителя в блок откачки стоков БОШ и подача их вгидроциклон.

2.5.10.Подготовку несовместимых по химическому составу пластовых сточных вод следуетосуществлять раздельно.

2.5.11.Сбор, очистку и использование промышленно-дождевых стоков необходимоосуществлять по индивидуальным технологиям.

2.5.12.Технологические схемы очистки промышленно-дождевых стоков в каждом конкретномслучае принимаются на основе имеющегося опыта и технико-экономической оценки сучетом их количества.

2.5.12.1.Сбор промышленно-дождевых стоков и их очистку следует осуществлять по одному извариантов схем подготовки пластовых сточных вод с возможным последующимиспользованием их в системе поддержания платового давления совместно споверхностными пресными водами или закачкой в поглощающие горизонты.

2.6. Подготовка газа.

2.6.1.При расположении ЦПС и ГПЗ на одной площадке газы первой ступени сепарации игазы концевых ступеней сепарации, как правило, должны подаваться на ГПЗраздельно без подготовки.

2.6.2. Газы первой ступени сепарации нефти приразмещении последней на ДНС, а также газ первой ступени и концевых ступенейсепарации при размещении ЦПС и ГПЗ на разных площадках, должны подаваться наГПЗ, как правило, после соответствующей подготовки.

2.6.3.Транспорт газа от ДНС и ЦПС до ГПЗ следует осуществлять при давлении первойступени сепарации (бескомпрессорный транспорт), так и при давлении, превышающемдавление первой ступени сепарации (компрессорный транспорт). Рекомендуетсяприменять, как правило, бескомпрессорный транспорт газа. При значительныхрасстояниях от ДНС и ЦПС до ГПЗ и других условиях может возникнутьнеобходимость компрессорного транспорта газа. При этом газ можеттранспортироваться в зависимости от расстояния, рельефа местности, количествагаза и других особенностей района двумя способами: в виде газожидкостногопотока и в виде газового потока с подготовкой газа на ДНС и ЦПС.

2.6.4.Подготовка газов первой и концевых ступеней сепарации должна производиться всоответствии с унифицированными схемами, приведенными на рис. 6.

2.6.5.Бескомпрессорный транспорт (Ртр< РI ст. сеп.).

Рис.6. Унифицированные технологические схемы подготовки газа.

С-1 ÷ С-4 — сепараторы 1 — 4 ступеней сепарации; КСн.д.- компрессорная станция низкого давления; КСв.д. — компрессорнаястанция высокого давления; С-5 — приемный сепаратор; О-1 — газосепаратор -маслоотделитель; УОГ — установка очистки газа; ВХ-1 — аппарат воздушногоохлаждения; Х-1 — холодильник «газ — газ»; Х-2 — холодильник «газ — конденсат»;Хг-1 — холодильник газа; ФК — фракционирующий конденсат; С-7 — сепаратор; Е-1 -разделительная емкость; Н-9 — насос откачки конденсата; В-1 — выветриватель;Р-1 — регенерация гликоля; ХО — холодильное отделение.

2.6.5.1. Подготовка газов первой ступенисепарации должна производиться отдельно от газов концевых ступеней сепарации.

2.6.5.2.Газы концевых ступеней сепарации во всех схемах должны компримироваться додавления I ступени сепарации.

2.6.5.3.По схеме I (см. рис. 6) газы концевых ступеней сепарации послекомпримирования, как правило, смешиваются с газами первой ступени сепарациинефти и транспортируются до ГПЗ в виде газоконденсатного потока.

2.6.5.4.По схемам II и III (см. рис. 6) газы концевых ступеней сепарации послекомпримирования охлаждаются в воздушных холодильниках (ВХ-I), после чего вразделительной емкости (С-7) из них выделяется конденсат. Последний долженподаваться под собственным давлением в нефть перед первой ступенью сепарацииили насосом Н-9 (см. рис. 6) в подготовленную нефть на выкид насоса Н-3 (см.рис. 3).

Газиз сепаратора С-7 подается, как правило, на смешение с газами первой ступенисепарации нефти, после чего осуществляется совместный их транспорт до ГПЗ ввиде газоконденатного потока.

2.6.5.5.По схеме IV (см. рис. 6) газы концевых ступеней сепарацииподготавливаются методом низкотемпературной конденсации (НТК). Подготовленный ктранспорту газ направляется совместно с газом первой ступени сепарации илисамостоятельно на ГПЗ, или на собственные нужды ЦПС. Полученная широкая фракцияуглеводородов по специальному продуктопроводу подается на ГПЗ на переработку.

2.6.5.6.По схеме V (см. рис. 6) газ первой ступени сепарации подготавливаетсяметодом НТК. Выделившийся конденсат подается насосом Н-9 в товарную нефть. Газыконцевых ступеней сепарации в этом случае подготавливаются по одной из схем II- IV. Подготовленные газы первой и концевых степеней сепарации в смеси илираздельно подаются на ГПЗ для переработки.

2.6.5.7.По схеме VI предусматривается подготовка газа во фракционирующем конденсаторе.

2.6.6.Компрессорный транспорт (Ртр > РI ст. сеп.) сдавлением транспорта 1,6 и 4,0 МПа. Подготовку газа при компрессорномтранспорте рекомендуется производить по схемам, приведенным на рис. 6 сучетом следующих особенностей.

2.6.6.1.На ДНС производится подготовка только газа I ступени методом НТК (схема VII).

2.6.6.2.На ЦПС производится совместная подготовка газов I ступени и концевых ступенейсепарации (схема VIII) методом НТК.

2.6.6.3.Подготовка газа в соответствии с данными унифицированными схемамипредусматривает (при необходимости) осушку газа впрыском гликолей втеплообменную аппаратуру УПГ (схемы VII — VIII) см. рис. 6) или пообычным схемам с различными гликолевыми абсорбентами (схема I). Прикомпрессорном транспорте может применяться схема осушки газа методом адсорбции.

2.6.7.При подаче газа непосредственно с ДНС или ЦПС местным потребителям, принеобходимости, следует производить очистку газа от сероводорода (п. 3.4.7.10).В других случаях решение об очистке газа от сероводорода на ДНС или ЦПС должноприниматься на основе технического или экономического обоснования.

3.РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ ВАРИАНТОВ УНИФИЦИРОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМКОМПЛЕКСОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ

3.1. Сбор и транспорт нефти, газа и воды.

3.1.1.Технологические схемы сбора и транспорта продукции скважин следуетрассматривать с учетом подкомплекса подготовки нефти, газа и воды иобустройства нефтедобывающего района в целом.

3.1.2.Выбор сочетаний процессов подкомплекса сбора и транспорта продукции скважин итехнологических схем обосновывается технологическими, технико-экономическимирасчетами при конкретном проектировании.

3.1.3. При выборе технологических схем сбора итранспорта продукции скважин учитываются:

энергетическиевозможности месторождения в основной период его разработки;

физико-химическиеи геологические свойства нефти и водонефтяной эмульсии;

рельефместности;

наличиев районе рассматриваемого месторождения других месторождений, их размещение, атакже размещения в районе ЦПС и ГПЗ.

3.1.4.По принятому в технологической схеме разработки давлению на устьеэксплуатационных скважин и другим параметрам, указанным в п. 3.1.3,по табл. 1в первом приближении определяется возможное расстояние однотрубного транспорта.

Таблица 1.

Допустимыерасчетные пределы однотрубного транспорта в зависимости от рельефа трасструбопроводов и вязкости продукции

Объемытранспорта продукции, тыс. т/год	Давление в начале трубопровода, МПа	Внутренний диаметр трубопровода, м	Вязкость продукции скважин (нефть, газ, вода) м2/с
			10 · 10-6			80 · 10-6			200 · 10-6
			Сумма подъемов трассы трубопровода, м/км (Σh)
			15	30	40	15	30	40	15	30	40
			Допустимые расчетные расстояния однотрубного транспорта,км
		0,255	21,6	11,8	8,3	20,0	11,5	8,2	17,3	10,3	7,3
300	1,5	0,357	21,0	11,6	8,2	19,4	11,3	8,0	18,0	10,6	7,4
0		0,509	19,7	11,3	8,1	17,9	10,8	7,8	16,3	10,0	7,2
		0,255	36,7	19,6	14,6	34,0	19,0	14,3	29,1	17,0	12,5
300	2,0	0,357	35,7	19,4	14,5	33,3	18,7	14,1	30,0	17,4	12,7
0		0,509	33,7	18,9	14,2	30,6	18,0	13,7	27,8	16,7	12,4
		0,255	70,0	38,1	33,8	63,8	37,4	32,0	54,6	31,7	25,0
300	3,0	0,357	66,3	37,9	33,5	64,8	37,0	32,3	56,4	32,6	25,6
0		0,509	65,5	37,2	32,2	60,0	35,6	31,5	53,5	31,5	25,0

3.1.5.Окончательное решение о возможности применения технологического комплекса наместорождении с однотрубным транспортом продукции скважин до ЦПС принимается наоснове технико-экономического расчета совместно с характеристикой и размещениемдругих месторождений нефтедобывающего района (см. рис. 2, схема I).

3.1.6.При расстояниях от месторождений до ЦПС, превышающих указанные в табл. 1,следует принимать технологическую схему с транспортом газонасыщенной нефти засчет давления сепарации или насосов (см. рис. 2, схемы II и III).

3.1.7.Для месторождений с добычей нефти 15 — 20 % от общей добычи нефтедобывающегорайона или отдельных участков уникальных месторождений, разрабатываемых споддержанием пластового давления и расположенных на расстоянии, большем, чемопределенное в соответствии с табл. 1, следует приниматьтехнологическую схему с применением дожимных насосных станций и установокпредварительного обезвоживания продукции скважин (см. рис. 2, схемаIV).

3.1.7.1.Применение в схемах V — VI нагрева эмульсий научно обосновываетсятехнико-экономическими расчетами и научно-исследовательскими работами.

3.1.8.При сборе и транспорте высоковязких парафинистых нефтей с высокой температуройзастывания, в технологических схемах по схемам I — IV, следует предусматриватьустьевые и путевые нагреватели.

3.1.9.Сбор и транспорт тяжелых, высоковязких, высокоэмульсионных нефтей присоответствующем технико-экономическом обосновании осуществляется по схеме VII(см. рис. 2),предусматривающей гидротранспорт газонасыщенной или дегазированной нефти.

3.1.10.Применение в технологических схемах процессов и устройств в соответствии с п. 2.1.3.3.обосновывается технико-экономическими расчетами.

3.1.11.Состав и размещение узлов учета продукции скважин по участкам месторождений,месторождениям, бригадам принимается в соответствии с выбранными схемами сбораи транспорта нефти, газа и воды месторождения, группы месторождений,нефтедобывающего района.

3.1.12.В соответствии с технологическими схемами (см. рис. 2) применяются следующиеосновные варианты размещения и состава узлов учета:

наотдельных средних месторождениях, участках крупных месторождений,обустраиваемых по схеме IV одной ДНС, предусматривается один узел учета сизмерением транспортируемой на ЦПС газонасыщенной нефти, транспортируемого наГПЗ газа и в систему ППД воды. В этом случае зона обслуживания бригадыформируется в пределах скважин, работающих на эту ДНС;

приобустройстве группы месторождений по схемам I, II, III и IV узлы учетагазонасыщенной нефти размещаются на объектах, где осуществляется разделениепродукции скважин с дальнейшим насосным транспортом продукции (на ДНС или ЦПС)- схемы III, IV, узлы учета газа — на объектах, где осуществляется сепарациянефти (схемы II, III, IV), узлы учета пластовой сточной воды — на объектах, гдеосуществляется предварительное обезвоживание нефти (схема IV). В этом случае взону обслуживания бригады входят несколько месторождений;

приобустройстве участков месторождений и месторождений, на которых размещаютсяцентральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды, а сбор и транспортпродукции скважин осуществляется по схемам I и II, узлы учета нефти, газа иводы размещаются в непосредственной близости от ЦПС на индивидуальных длякаждой бригады технологических витках.

3.1.13.Сбор и транспорт газонасыщенных нефтей (сернистых, бессернистых, водных,безводных) осуществляется раздельно по индивидуальным схемам и присоответствующем технико-экономическом обосновании.

3.2. Предварительное разделение продукциискважин и подготовка нефти.

3.2.1.Выбор технологических схем процессов подготовки нефти следует осуществлять сучетом технологий и параметров подготовки к транспорту и переработке нефтяногогаза и размещения ЦПС и ГПЗ в нефтедобывающем районе.

3.2.2. Выбор технологических схем подпроцессов иих сочетания следует производить в соответствии с табл. 2в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин, требований,предъявляемых к продукции нефтедобывающих предприятий или района в целом наосновании технологических и технико-экономических расчетов.

Таблица 2.

Плотностьнефти, г/см3	Рекомендуемое сочетание процессов подготовки нефти
до0,830	Предварительное обезвоживание,обессоливание, горячая сепарация
0,831- 0,870	Предварительное обезвоживание, глубокоеобезвоживание, обессоливание, горячая сепарация
0,871- 0,940	Предварительное обезвоживание, глубокоеобезвоживание, обессоливание, горячая сепарация, регенерация тепла товарнойнефти
более0,940	Предварительное обезвоживание, глубокоеобезвоживание, обессоливание, регенерация тепла товарной нефти, сепарация

3.2.3.При выборе вариантов схем с применением сырьевого насоса или без него должныучитываться следующие технико-экономические особенности.

3.2.3.1.Схемы без сырьевого насоса, как правило, могут применяться при величинедавления на входе нефти на установку (первая или вторая ступень сепарации)более или равной 0,6 МПа.

3.2.3.2.При применении схем без сырьевого насоса количество газов низкого давления исодержание в них компонентов С3+В всегда выше, чем в схемах ссырьевым насосом.

3.2.3.3.ДНП товарной нефти при снижении упругости ее паров методом горячей сепарациипри подготовке нефти на установке без сырьевого насоса всегда ниже, чем дляварианта с сырьевым насосом.

3.2.4.С учетом требований п. 3.2.2 рекомендуется:

3.2.4.1.При подготовке особо вязких тяжелых нефтей при обводненности 70 % и болеепредусматривать предварительное обезвоживание в две ступени (см. рис. 3, схемаVII). При этом первая ступень должна осуществляться при естественнойтемпературе нефти (без нагрева) и без подачи деэмульгатора, что позволяетсбросить основную массу воды с низким содержанием мехпримесей и нефти.

3.2.4.2.На второй ступени для интенсификации процесса предварительного обезвоживания,при соответствующем обосновании, возможно использование подогрева продукции.

3.2.4.3.Подпроцесс глубокого обезвоживания и обессоливания в одну ступень (см. рис. 3, схемыI, II, III, IV) следует применять для месторождений со слабоминерализованнымипластовыми водами и низкоэмульсионными нефтями.

3.2.4.4.Подпроцесс глубокого обезвоживания и обессоливания в две ступени (см. рис. 3, схемыV, VIII) следует применять для месторождений с высокоэмульсионными нефтями среднейи высокой плотности. При этом первая ступень должна быть термохимической,вторая — электрической.

3.2.4.5.Для тяжелых и очень тяжелых нефтей, при соответствующем технико-экономическомобосновании, глубокое обезвоживание и обессоливание следует осуществлять в двеэлектрические ступени (см. рис. 3, схемы VI, VII).

3.2.4.6.При малой минерализации пластовых вод возможно обессоливание нефти безиспользования пресной воды.

3.2.4.7.Необходимая глубина обессоливания нефти в каждом конкретном случае определяетсятребованиями потребителей.

3.2.4.8.Необходимость регенерации тепла товарной нефти обосновываетсятехнико-экономическими расчетами.

3.2.4.9.Число ступеней сепарации в каждом отдельном случае принимается индивидуально.

3.2.5. Процесс снижения ДНП товарной нефти(стабилизация) на месторождениях должен являться обязательным элементомтехнологии промысловой подготовки нефти. Целью данного процесса должно бытьобеспечение максимального выхода товарной нефти и предъявляемых к нейтребований (ГОСТ 9965-76).

Получениецелевого продукта в виде ШФЛУ при промысловой стабилизации нефти не должноявляться обязательным условием.

Вкаждом конкретном случае, в зависимости от компонентного состава нефти, условийвзаимного размещения объектов на месторождении (ЦПС, УСН, ГПЗ), условий сбора исбыта широкой фракции должен решаться вопрос о целесообразности получения ШФЛУпри промысловой стабилизации нефти.

3.2.6. Выбор вариантов технологических схемснижения ДНП товарной нефти следует производить в соответствии с табл. 3,в которой рекомендации по применению схем определяются компонентным составомнефти, взаимным размещением объектов (ЦПС, ГПЗ, УСН), задачами процесса. Вкачестве ключевого компонента для выбора схем принято содержание пропана впластовой нефти в %. При этом, варианты технологических схем (см. табл. 3,рис. 4)относятся:

синдексом «а» — к размещению УСН и ГПЗ на одной площадке, ЦПС и ГПЗ — на разныхплощадках;

синдексом «б» — к размещению УСН и ЦПС на одной площадке, ЦПС и ГПЗ, как наодной, так и на разных площадках.

Примечание: Варианты«а» и «б» технологических схем стабилизации нефти различаются составомсооружений, что обусловлено взаимным расположением ЦПС, ГПЗ, УСН.

Таблица 3.

Рекомендациипо выбору вариантов технологических схем стабилизации нефти

Содержание пропана в пластовой нефти, мас.доли	ДНП товарной нефти до 500 мм рт. ст.(66650 Па)				ДНП товарной нефти 220 мм рт. ст.(66650 Па)
	объекты стабилизации при ГПЗ (ЦПС иГПЗ на разных площадках)		объекты стабилизации при ЦПС (ЦПС иГПЗ на одной и разных площадках)		объекты стабилизации при ГПЗ (ЦПС иГПЗ на разных площадках)		объекты стабилизации при ЦПС (ЦПС иГПЗ на одной и разных площадках)
	I а	II а	I б	II б	II а	III а	II б	III б
1
2
3
4

Примечание:  — рекомендуемые схемы.

3.2.7.С учетом требований пп. 3.2.5 и 3.2.6 рекомендуется: длядостижения ДНП товарной нефти 500 мм рт. ст. по Рейду (66650 Па) при 38 °С длянефтей с содержанием пропана до 2 %, применять схемы «горячей» сепарации (см.рис. 4,схема I, варианты а, б) при температуре не белее 45 °С; для достижения ДНПтоварной нефти 500 и 220 мм рт. ст. (66650, 29330 Па соответственно) по Рейдупри 38 °С для нефтей с содержанием пропана свыше 2 % применять схемуректификации нефти в отпарной колонне (без получения широкой фракции, см. рис. 4, схемаII, варианты а, б).

3.2.8.Ректификацию паров сепарации нефти в укрепляющей колонне с получением в видецелевого продукта ШФЛУ (схема III, варианты а, б) с обеспечением ДНП товарнойнефти 220 мм рт. ст. (29330 Па) по Рейду при 38 °С рекомендуется применять вособых случаях с учетом условий получения и использования ШФЛУ.

3.3. Подготовка пластовых ипромышленно-дождевых сточных вод.

3.3.1.Выбор технологических схем очистки (доочистки) пластово-сточных вод дляиспользования их в системе ППД производится с учетом коллекторских свойствнефтяных пластов, физико-химических свойств вод и содержания в них примесей(табл. 4,рис. 5).

Таблица 4.

Схемы	Объем подготовки пластовых вод, тыс. м3/сут	Характеристика поступающей наподготовку воды		Проницаемость поровой среды, мД
				ПТК				ТПК
				до 350		от 350 до 1200		до 600		от 600 до 1200
				Нормы качества по содержанию, мг/л
		Содержание в исходной воде, мг/л		мехпримесей	нефтепродуктов	мехпримесей	нефтепродуктов	мехпримесей	нефтепродуктов	мехпримесей	нефтепродуктов
		нефтепродуктов	мехпримесей	15	15	30	30	40	40	50	50
I	до 10	до 200	до 70
II	более 10	до 200	до 70
III	до 10	до 200	до 70
IV	до 10	до 200	до 70
V	до 10	до 200	до 70

ПТК — порово-трещинноватые коллекторы;

ТПК — трещинно-поровыеколлекторы.

3.3.1.1. Технологические схемы I и II,основанные на отстойном принципе, обеспечивают очистку вод до остаточногосодержания нефтепродуктов и механических примесей не более 30 — 50 мг/л каждогокомпонента. При объемах очищенных вод до 10 тыс. м³/сут. применяетсясхема I с напорными отстойниками; при объемах более 10 тыс. м³/сут.- схема II с резервуарами.

3.3.1.2. Технологическая схема III,предусматривающая дополнительную очистку сточных вод в отстойниках скоалесцирующим фильтром, обеспечивает очистку до остаточного содержаниянефтепродуктов и механических примесей не более 15 мг/л каждого компонента.

3.3.1.3.Технологическая схема IV, предусматривающая очистку пластовых сточных вод отсероводорода, применяется с целью безопасной эксплуатации сооружений и охраныокружающей среды с учетом направления использования вод при соответствующемтехнико-экономическом обосновании.

3.3.1.4.Технологическая схема V, предусматривающая дополнительную очистку пластовыхсточных вод во флотаторе, обеспечивает очистку до остаточного содержаниянефтепродуктов 30 — 50 мг/л, мехпримесей — 30 — 40 мг/л.

3.3.2.Выбор технологических схем очистки промышленно-дождевых стоков при ихиспользовании в системе ППД осуществляется аналогично пп. 3.3.1.1- 3.3.1.2.

3.4. Подготовка газа.

3.4.1.Выбор технологических схем и параметров подготовки газа (рис. 6)следует производить в соответствии с рекомендациями, приведенными в табл. 5 и 6 сучетом физико-химических свойств нефтей, выделившихся из них газов,климатических и географических условий нефтедобывающего района,производительности ДНС и ЦПС по нефти и газу.

3.4.2.Рекомендуемые параметры и схемы подготовки газа определяются исходя из условийобеспечения его транспортабельности и поставки потребителям без потерь жидкихуглеводородов. В каждом конкретном случае рациональность применения одной изунифицированных схем должна быть подтверждена технико-экономическими расчетами.

3.4.3.В качестве показателя, который характеризует связь физико-химических свойствнефтей с исходными параметрами и схемами подготовки выделившегося газа,принимается отношение величин весовых содержаний в пластовой нефти пропана ксумме метана и этана  (см. табл. 5), а длянефтей, содержащих значительное количество азота (≥ 1 %), . При поступлении на ЦПС нефтей разных месторождений величинуследует определять попринципу аддитивности.

3.4.4.При расположении ЦПС и ГПЗ на одной площадке подачу газов первой ступенисепарации и газов концевых ступеней сепарации на ГПЗ следует, как правило,производить раздельно (п. 2.6.5.1). При этом, в зависимости отфизико-химических свойств нефтей, расстояния от ЦПС до ГПЗ, компрессоры сжатиягазов концевых ступеней сепарации могут быть расположены как на ЦПС, так и наГПЗ.

3.4.5.При расположении ЦПС и ГПЗ на разных площадках, на ЦПС, а также на ДНС долженпредусматриваться комплекс сооружений по подготовке нефтяного газа к транспортудо ГПЗ (п. 2.6.2).

Таблица 5.

Применениесхем подготовки газа к транспорту под давлением первой ступени сепарации нефти(Ртр. ≤ РI ст. сеп.)

Значение Кп = С3/(ΣС1+ С2 + (N2))	Осушка газа от влаги tос≥ 0 (-5) °С		НТК газа первой ступени сепарации tохл = 0 (-5) °С	НТК газов первой ступени сепарации tохл = 0 (-5) °С,компримирование и охлаждение газов концевых ступеней сепарации в воздушныххолодильниках tохл = -30 (-45) °С		НТК газов первой ступени сепарации t = -5 °С и газов концевых ступеней сепарации t = -10 °С
	УОГ на ДНС (осушка газа I ступени)	УОГ на ЦПС	УПГ на ДНС	УПГ на ЦПС
	Выпавший в газопровод углеводородныйконденсат транспортируется совместно с газом на ГПЗ (схема I)	Углеводородный конденсат закачиваетсяв нефть перед I ст. сепарации (конденсат от концевых ступеней сепарации)(схемы II, III)	Углеводородный конденсат закачиваетсяв нефть до или после I ступени сепарации (схема V)	Углеводородный конденсат закачиваетсяв товарную нефть (схемы II, III, V)	Углеводородный конденсат закачиваетсяв нефть перед I ступенью сепарации (схемы I, III, V)	Углеводородный конденсаттранспортируется на ГПЗ по отдельному трубопроводу (схемы IV, V)
0,2
0,4
0,6
0,7
≥ 0,8

Примечание:      -зоны с выпадением конденсата в газопроводе;

                                    — зоны без выпадения конденсата в газопроводе.

Таблица 6.

Применениесхем подготовки газа при компрессорном транспорте с давлением 1,6 и 4,0 МПа

Значение Кп = С3/(ΣС1+ С2 + (N2))	Осушка от влаги газа первой ступенисепарации нефти (схема I) tос = 0 (-5) °С	Осушка от влаги смеси газа первойступени сепарации нефти и газа концевых ступеней сепарации (схемы II, III) tос = 0 (-5) °С	НТК газов первой ступени сепарациинефти (схема VII) tохл = -5 °С	НТК смеси газов первой ступенисепарации нефти и газов концевых ступеней сепарации (схема VIII) tохл = -10 °С
	Углеводородный конденсат с КСв.д.направляется в нефть перед I ступенью сепарации и после нее	УОГ на ЦПС	УПГ на ДНС	УПГ на ЦПС
		Углеводородный конденсат с КСн.д.и КСв.д. закачивается в нефть перед I ступенью сепарации	Углеводородный конденсат закачиваетсяв нефть перед I ступенью сепарации	Углеводородный конденсат закачиваетсяв нефть перед I ступенью сепарации	Углеводородный конденсаттранспортируется на ГПЗ по отдельному трубопроводу
0,2
0,4
0,6
0,7
≥ 0,8

Примечание:      -зоны с выпадением конденсата в газопроводе;

                                    — зоны без выпадения конденсата в газопроводе.

3.4.6.Бескомпрессорный транспорт газа.

3.4.6.1.В случае, когда нет необходимости в полном исключении выпадения конденсата вгазопроводе, на ЦПС следует производить компримирование до давления первойступени сепарации и воздушное охлаждение газов концевых ступеней сепарации.

Послеохлаждения и отделения углеводородного конденсата газы концевых ступенейсепарации совместно с газами первой ступени сепарации транспортируются на ГПЗ.

Подачуобразовавшегося конденсата следует осуществлять в подготовленную нефть призначениях Кп до 0,4 (см. рис. 6, схемы II, III). При значенияхКп от 0,4 до 0,7 подача конденсата осуществляется в нефть передпервой ступенью сепарации (см. рис. 6, схемы II, III, V).

Примечание. При Кп ≥ 0,4(схемы II, III) подача выделившегося конденсата в подготовленную нефть ведет квозрастанию ее упругости выше 500 мм рт. ст. (66650 Па) по Рейду (ГОСТ9965-76). В этих условиях применять схемы не рекомендуется. При Кп≥ 0,7 (схемы II, III, V) подача конденсата в нефть перед первой ступеньюсепарации ведет к возрастанию упругости подготовленной нефти выше 500 мм рт.ст. (66650 Па) по Рейду (ГОСТ 9965-76) и резкому возрастанию количества газовконцевых ступеней сепарации. В этих условиях применять схемы не рекомендуется.Схемы II, III и V следует применять, как правило, только при совместном транспортегазов первой и концевых ступеней сепарации нефти.

В каждом конкретном случаевариант утилизации конденсата должен определяться технологическим итехнико-экономическим расчетом.

3.4.6.2.При необходимости транспорта газа с исключением выпадения конденсата вгазопроводе подготовку газа следует производить по одной из следующих схем:

1.Низкотемпературная конденсация газов первой ступени сепарации на ДНС (схемаVII).

2.Низкотемпературная конденсация газов первой ступени сепарации на ЦПС всочетании с воздушным охлаждением газов концевых ступеней сепарации (см. рис. 6, схемаIV) при Кп≤ 0,7 — длялегких нефтей с плотностью до 0,86 г/см³ и Кп≤0,5 — для тяжелых нефтей с плотностью более 0,86 г/см³.

3.4.6.3.Выбор технологических схем подготовки газа к транспорту должен производиться сучетом развития новой технологии и аппаратурного оформления УПГ, подлежащихосвоению.

Однимиз перспективных направлений является применение высокоэффективного тепломассообменногоаппарата с насадкой (АВР) в процессах подготовки газа к транспорту по схеме НТКв качестве составной части УПГ (см. рис. 6, схема VI).

3.4.6.4.Низкотемпературную конденсацию газов первой и концевой ступеней сепарации нефтиследует осуществлять раздельно при давлении, равном давлению первой ступенисепарации и температурах от 0 до -5 °С для первой ступени и -10 °С для концевыхступеней.

3.4.6.5.При осуществлении низкотемпературной конденсации газов концевых ступенейсепарации с целью обеспечения их транспортабельности во всех случаях возможнополучение широкой фракции углеводородов марки Б (ТУ 38101524-75) (послевыветривания конденсата), которую следует направлять на ГПЗ для переработки илиблизлежащим потребителям.

3.4.6.6.При раздельном транспорте газов первой и концевых ступеней сепарации в случаенеобходимости исключения выпадения конденсата в газопроводе подготовку газаследует производить соответственно по схемам IV и V (см. рис. 6).

Подготовкагазов концевых ступеней сепарации методом НТК при Кп ≥ 0,8рекомендуется только в особых случаях при наличии близлежащих потребителейШФЛУ. Как правило, в этом случае рекомендуется подавать газонасыщенную нефть врайон размещения ГПЗ, где и будет осуществляться концевая ступень сепарации.

3.4.7.Компрессорный транспорт.

3.4.7.1.Низкотемпературная конденсация газов первой ступени сепарации на ДНС с подачейконденсата в нефть перед первой ступенью сепарации (схема VII).

3.4.7.2.На ЦПС низкотемпературная конденсация смеси газов первой ступени сепарации сподачей конденсата в нефть перед первой ступенью сепарации при Кп≤0,2 (схема VIII).

3.4.7.3.На ЦПС низкотемпературная конденсация смеси газов первой ступени сепарации игазов концевых ступеней сепарации (схема VIII) при Кп > 0,2 сподачей конденсата в продуктопровод.

3.4.7.4.Подготовка газов концевых ступеней методом НТК может быть рекомендована толькопри ее технико-экономическом обосновании с учетом условий сбора и сбыта ШФЛУ. Востальных случаях рекомендуется на ЦПС осуществлять (при необходимостиисключения выпадения конденсата в газопроводе) НТК газов первой ступени сразмещением концевой сепарационной установки (КСУ) в районе ГПЗ.

3.4.7.5.Во всех случаях, особенно при отсутствии в газе сероводорода, должна бытьопределена техническая возможность и экономическая целесообразность транспортадо ГПЗ газоконденсатного потока без промежуточного отбора конденсата посравнению с подготовкой газа к транспорту.

3.4.7.6.В каждом конкретном случае в зависимости от физико-химических свойств нефтей игазов, климатических условий района и условий прокладки газопроводов, должнабыть определена технико-экономическая целесообразность осушки газа, как прикомпрессорном, так и бескомпрессорном транспорте газа.

3.4.7.7.При подготовке газа по схемам IV, V, VII, VIII (см. рис. 6) осушкуследует производить путем впрыска абсорбента в теплообменную аппаратуру споследующей его регенерацией.

3.4.7.8.Выбор гликолевого абсорбента (ДЭГ, ТЭГ и др.) производится в зависимости отконкретных условий на основе технико-экономического расчета.

3.4.7.9.При транспорте газоконденсатного потока должна предусматриваться осушка газа.

3.4.7.10. На ДНС и ЦПС следует производитьочистку газа от сероводорода и углекислого газа. Технология очистки газа отсероводорода и выбор оборудования согласовываются с институтом«Гипрогазоочистка» (г. Москва).

3.4.7.11.Допускается применение упрощенных методов подготовки газа (вымораживание ит.д.), осуществление подачи в газ ингибиторов гидратообразования (в качествевременной меры) и коррозии, а также других методов, обеспечивающих надежныйтранспорт газа. Рациональность применения данных методов определяется в каждомконкретном случае на основе технико-экономического обоснования.

3.4.7.12.В отдельных случаях, при наличии условий для использования конденсата (наличиядорог вдоль трассы газопровода, незначительное количество выпадающегоконденсата и т.д.), допускается транспорт газоконденсатного потока спромежуточным выводом конденсата с технико-экономическим обоснованием данногорешения и обеспечения условий защиты окружающей среды при конкретномпроектировании.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Обозначениятрубопроводов на схемах:

Н      Нефтегазовая смесь

Н1     Обезвоженная нефть

Н2     Обессоленная нефть

Н3     Стабильная нефть

Ну    Уловленная нефть

Нн    Нефть некондиционная

В      Вода пресная

В1     Очищенная вода после УПВ

В2     Вода после установки предварительногообезвоживания

В3     Вода после аппаратов глубокогообезвоживания и обессоливания

В4     Производственно-дождевые и бытовые стоки

В5     Загрязненные сточные воды на очистку

В6     Горячая пресная вода

Ш     Шлам

Р      Реагент

Г      Газ на ГПЗ

Г1-4   Газ I — IV ступеней сепарации

Г5     Газ концевой (горячей) ступени сепарации

Г6     Газ осушенный

Г7     Газ осушенный и частично отбензиненный

Гв     Газ выветривания конденсата

Гнд    Газ низкого давления

Гк     Газовый конденсат

Гбс    Газ бессернистый

Гс     Газ сернистый

НГ   Насыщенный гликоль

РГ    Регенерированный гликоль

Хж    Хладагент жидкий

Хг     Хладагент газообразный

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения. 2 2. Унифицированные технологическиесхемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающихрайонов. 6 2.1. Сбор и транспорт нефти, газаи воды. 6 2.2. Предварительное разделениепродукции скважин. 9 2.3. Подготовка нефти. 11 2.4. Прием и учет нефти. 13 2.5. Подготовка пластовых ипромышленно-дождевых сточных вод. 13 2.6. Подготовка газа. 15 3. Рекомендации по выборувариантов унифицированных технологических схем комплексов сбора и подготовкинефти, газа и воды нефтедобывающих районов. 18 3.1. Сбор и транспорт нефти, газаи воды. 18 3.2. Предварительное разделениепродукции скважин и подготовка нефти. 20 3.3. Подготовка пластовых ипромышленно-дождевых сточных вод. 22 3.4. Подготовка газа. 22 Приложение. 25

 

Поиск по каталогу, статьям, СНиПам:

Кроме быстрого и качественного ремонта труб отопления, оказываем профессиональный монтаж систем отопления под ключ. На нашей странице по тематике отопления > https://resant.ru/otoplenie-doma.html < можно посмотреть и ознакомиться с примерами наших работ. Но более точно, по стоимости работ и оборудования лучше уточнить у инженера.

Для связи используйте контактный телефон ООО ДИЗАЙН ПРЕСТИЖ 8(495) 744-67-74, на который можно звонить круглосуточно.