МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

«УТВЕРЖДАЮ»

Заместитель министра

нефтяной промышленности

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.

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Государственным институтом по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности

«Гипровостокнефть»

Директор института                                                  В.П. Усачев

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Гл. Управления

проектирования и

капитального строительства                                    П.Д. Алексеев

Начальник Гл. технического

Управления                                                                 Г.И. Григоращенко

Начальник Гл. Управления

по добыче нефти и газа                                             Л.Д. Чурилов

ОТВЕТСТВЕННЫЕ ИСПОЛНИТЕЛИ:

От института «Гипровостокнефть»:

Главный инженер института,

руководитель работы, к.т.н.                                                           К.С. Каспарьянц

Заведующий отделом индустриальных

разработок объектов нефтедобычи,

руководитель работы                                                                      В.М. Кудрявцев

Главный инженер проекта,

руководитель работы                                                                      В.И. Кузин

Ведущий инженер отдела ИРОН,

руководитель работы                                                                      Э.Б. Тишина

Заведующий сектором

отдела ИРОН                                                                                    Е.В. Гирин

От института «ВНИИСПТнефть»:

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

Заведующий лабораторией, к.т.н.                                                  Р.И. Мансуров

Заведующий сектором, к.т.н.                                                         В.А. Крюков.

От института «СибНИИНП»:

Заместитель директора                                                                   Н.С. Маринин

Заведующий отделом, к.т.н.                                                           Ю.Н. Савватеев

Унифицированные технологические схемы разработаны для комплексов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды.

Схемы универсальны и обеспечивают решение вопросов обустройства нефтедобывающих районов с учетом размещения и разработки нефтяных месторождений, их энергетических возможностей, физико-химических свойств продукции скважин и прочих специфических условий.

Схемы рекомендуют различные сочетания процессов подготовки нефти, газа и воды и обеспечивают получение продукции требуемого качества при минимальных эксплуатационных и капитальных затратах.

Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности (Гипровостокнефть), 1985.

Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть).

Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (СибНИИНП).

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

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

РД 39-0148311-605-86

Вводится взамен РД 39-1-159-79

Срок введения установлен с 01.01.87 г.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие унифицированные технологические схемы являются обязательным руководящим документом для всех организаций, занимающихся проектированием систем сбора и подготовки нефти, газа и воды, конструированием соответствующих видов блочного автоматизированного оборудования, средств и систем автоматизации, исследованием указанных технологических процессов, а также для нефтегазодобывающих предприятий.

Настоящие схемы обеспечивают унификацию технологических решений по сбору и подготовке продукции нефтяных скважин в различных условиях, с различными физико-химическими свойствами.

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

1.3. Технологические схемы сбора и подготовки продукции скважин рассматриваются с учетом обустройства нефтедобывающего района, представляющего нефтегазосборную систему с законченным технологическим циклом сбора, транспорта и подготовки нефти, нефтяного газа и воды с выдачей товарной продукции.

1.3.1. Выбор вариантов технологических схем обустройства нефтедобывающего района должен обосновываться в каждом конкретном случае технико-экономическими расчетами.

1.3.2. Технологические схемы объектов обустройства нефтедобывающего района должны обеспечивать получение продукции требуемого качества при минимальных приведенных затратах на ее добычу, сбор и подготовку.

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

1.5. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается размещение в нефтедобывающем районе двух и более ЦПС при наличии нескольких направлений магистрального транспорта нефти или уникальных месторождений.

1.6. ЦПС следует размещать, как правило, на базовом месторождении (добыча нефти которого составляет 40 % и более от общей добычи района в период его максимального развития) независимо от направления магистрального транспорта нефти, 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 одной площадке с ЦПС.

1.6.2. Технологический подкомплекс подготовки нефти располагается, как правило, на ЦПС.

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

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

на ЦПС: сепарационные блоки первой и последующих ступеней сепарации нефти, блоки предварительного обезвоживания, блоки нагрева, блоки подготовки нефти, воды и газа, вспомогательные сооружения и инженерные коммуникации.

Рис. 1. Технологический комплекс обустройства нефтедобывающего района.

С-1-4 - сепараторы 1 - 4 ступеней сепарации; О-1 - отстойник предварительного обезвоживания; О-2 - отстойник II ступени обезвоживания; Э-2 - электродегидратор; ГС-3,4 - газовые сепараторы; ГЗУ - групповая замерная установка; 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 - печи трубчатые; БРГ - блок регенерации гликоля; БР - блок реагента; БИ - блок ингибитора; А-1 - абсорбер; БЕ - буферная емкость; Р-1 - резервуар для приема нефти; 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 месторождений нефтедобывающих районов должны обеспечиваться:

требуемое качество товарной продукций;

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

надежность эксплуатации нефтегазопроводов и установок, полная их герметизация;

максимальное использование природных ресурсов;

комплексная автоматизация технологических процессов;

охрана окружающей среды.

1.9. Обустройство нефтедобывающих районов необходимо рассматривать как единый технологический комплекс сооружений, включающий в себя объекты следующих технологических подкомплексов:

промыслового сбора, транспорта и учета продукции скважин;

предварительного разделения продукции скважин;

подготовки нефти;

подготовки сточных вод;

приема и учета нефти;

подготовки газа.

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

замер добываемой продукции по каждой скважине;

замер и учет добычи нефти, газа и воды по отдельным месторождениям, участкам месторождений, в т.ч. по каждой производственной бригаде с сохранением существующих принципов централизации объектов сбора и транспорта;

формирование потоков по физико-химическим свойствам, равномерное распределение продукции по технологическим линиям;

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

герметизацию сбора и транспорта газа и нефти на всем пути движения продукции скважин;

использование нефтесборных трубопроводов для подготовки продукции скважин к дальнейшей ее обработке;

учет газа по направлениям использования.

1.11. Технологический подкомплекс предварительного разделения продукции скважин должен обеспечивать:

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

качественную сепарацию газа от жидкости;

предварительное обезвоживание нефти (до остаточного содержания воды в нефти 5 - 20 %), совмещенное с очисткой пластовой воды, при этом процесс предварительного обезвоживания нефти должен, как правило, обеспечивать качество сбрасываемой воды, необходимое для ее использования в системе поддержания пластового давления (ППД). Указанный технологический подкомплекс может размещаться как на ЦПС, так и на месторождении или участке крупного месторождения, где по технико-экономическим показателям целесообразно размещение ДНС.

1.12. Технологический подкомплекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечивать:

глубокое обезвоживание нефти;

обессоливание нефти (если это требуется по условиям сдачи товарной продукции);

утилизацию тепла товарной нефти с температурой ее подготовки выше 40 °С при соответствующем обосновании;

утилизацию тепла, повторное использование реагента путем возврата дренажной воды в начало процесса с использованием ее в качестве гидрофильной среды для разрушения эмульсии;

прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную обработку;

снижение давления насыщенных паров (ДНП) и содержания сероводорода в товарной нефти до нормальной величины.

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

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

поточное измерение количества товарной нефти;

определение качества товарной нефти.

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

очистку и доочистку пластово-сточных вод, включая их очистку от сероводорода, нефти и мехпримесей, их дегазацию;

откачку подготовленных пластово-сточных вод и систему ППД;

сбор и перекачку уловленной нефти;

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

ингибирование воды при ее высокой коррозионной активности;

поточное измерение количества и качества подготовленных пластово-сточных вод.

1.15. Технологический подкомплекс сооружений подготовки газа к транспорту должен обеспечивать:

компримирование газов промежуточных и концевых ступеней сепарации, а также выделяющихся в аппаратах УПН до давления I ступени сепарации;

компримирование газов первой, промежуточных и концевых ступеней сепарации до давления, необходимого для транспорта (если Р_тр > Р_{I ст.});

при необходимости, отбор из газов I ступени и газов низкого давления части углеводородов с целью полного исключения или снижения количества выпадающего в газопроводах углеводородного конденсата;

утилизацию отобранных из газов жидких углеводородов и передачу их потребителям;

осушку (при необходимости) газов для предотвращения гидратообразования;

очистку газов от сероводорода и углекислого газа (полностью или частично) при подаче местным бытовым потребителям;

поточное измерение количества газа и конденсата, направляемых потребителям.

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

1.17. Рекомендуемые унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов предусматривают возможность адаптации к условиям разработки нефтяных месторождений, и использование при этом методов повышения нефтеотдачи, и соответствуют различным физико-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 условий размещения и разработки месторождений, физико-химических свойств продукции скважин, рельефа местности, направлений транспорта нефти, газа и воды и др.

2.1.2. Технологические схемы сбора и транспорта продукции скважин должны рассматриваться с учетом обустройства отдельных нефтяных месторождений и нефтедобывающего района в целом на основе технико-экономических расчетов по минимуму приведенных затрат на строительство и эксплуатацию нефтепромысловых объектов.

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

Рис. 2. Унифицированные технологические схемы промыслового сбора, транспорта и учета продукции 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 предварительного обезвоживания; БО - блок-отстойник для очистки воды; БД - блок-дегазатор; УБУН - узел бригадного учета нефти; Р-1 - резервуар для приема нефти; Н-4 - насос подачи воды в систему ППД.

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

По данной схеме на месторождении размещаются выкидные линии, замерные установки, нефтегазосборные коллекторы и, при необходимости, блоки дозирования реагента и ингибитора коррозии.

2.1.3.2. Технологическая схема II, предусматривающая размещение на месторождении сепарационной установки С-1. Газонасыщенная нефть под давлением сепарации направляется на ДНС или ЦПС, а газ - на ГПЗ.

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

Газонасыщенная нефть насосами транспортируется на ЦПС, а газ, под давлением сепарации, на ЦПС или ГПЗ.

2.1.3.4. Технологическая схема IV, предусматривающая размещение на месторождении ДНС с блоками предварительного обезвоживания нефти. Процесс предварительного обезвоживания нефти должен проводиться при давлении первой ступени сепарации в отстойниках О-1 при температурах, обеспечивающих химическое деэмульгирование нефтяных эмульсий. В процессе предварительного обезвоживания нефти должно обеспечиваться получение сточной воды с качеством, которое удовлетворяет требованиям при закачке сточной воды в трещинно-поровые коллекторы. При использовании сточных вод для заводнения коллекторов других типов отделившаяся в отстойниках О-1 вода должна подвергаться доочистке в блочном отстойнике БО и разгазированию в блоке-дегазаторе БД, а затем откачиваться в систему ППД. При высокой производительности объектов предусматривается очистка воды в резервуарах.

Загрязненный нефтеэмульсионный слой из отстойника О-1 и уловленная в отстойнике БО нефть откачиваются на прием насосов Н-1 и вместе с предварительно обезвоженной нефтью транспортируются на ЦПС.

Блоки дегазатора БД могут размещаться как в составе ДНС, так и блочной кустовой насосной станции (БКНС).

В необходимых случаях в составе ДНС с предварительным обезвоживанием нефти следует применять нагреватели П-1 (схемы V, VI) с использованием насоса или промежуточной ступени сепарации С-3.

2.1.3.5. Технологическая схема VII предусматривает гидротранспорт нефти или нефтяной эмульсии. Нефть (нефтяная эмульсия) после сепарации направляется в буферную емкость БЕ-1, откуда насосом Н-1 подается в специальное устройство (оголовок) и транспортируется водой на ЦПС. Вода в оголовок подается насосом Н-8 из буферной емкости БЕ-2.

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

2.1.3.7. В составе нефтепромысловых объектов должны предусматриваться узлы бригадного учета 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 энергетическими возможностями месторождений.

При сборе и транспорте продукции скважин по схемам I, II, III, VII (см. рис. 2) узлы бригадного учета нефти, газа и воды следует размещать с учетом принятой для данного нефтедобывающего района или месторождения технологической схемы сбора и транспорта.

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

устьевые подогреватели продукции скважин;

блоки дозирования реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов коррозии;

устройства предварительного отбора газа и воды;

выносные газосепараторы (каплеуловители);

устройства, интенсифицирующие процессы сепарации нефти и подготовки воды;

каплеобразователи;

камеры запуска и приема очистных устройств;

свечи для рассеивания газа, факелы для сжигания газа, в том числе с постоянно горящими дежурными горелками.

2.2. Предварительное разделение продукции скважин.

2.2.1. Технологический подкомплекс сооружений предварительного разделения продукции скважин должен предусматривать предварительное обезвоживание нефти в одну ступень с использованием отстойников, работающих под давлением без отбора газа (рис. 3. схемы I - III).

Для интенсификации процесса обезвоживания в начале технологического процесса, перед сепаратором первой ступени подается реагент-деэмульгатор и вода от аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания. Сепаратор С-2 (схемы IV - VIII) требуется, как правило, если на ЦПС не вся продукция проходит первую ступень сепарации, или I ступень сепарации и подкомплекс подготовки нефти разделены территориально.

Рис. 3. Унифицированные технологические схемы подготовки нефти.

УПС - установка предварительного отбора; С-1-4 - сепараторы 1 - 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 товарной нефти; Н-5 - насос подкачки возвратной воды; а - анализатор качества нефти, воды; Р-1 - резервуар для приема нефти; УТН - учет товарной нефти; БР - блок дозирования химреагента.

2.2.1.1. В процессе обезвоживания высокообводненных тяжелых и высоковязких эмульсий предварительное разделение продукции скважин осуществляется по схеме VII в две ступени.

2.2.1.2. При подготовке тяжелых и вязких парафинистых нефтей в процессе предварительного обезвоживания для подогрева нефти следует использовать нагреватели (схема VIII).

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

2.2.1.4. Блоки предварительного обезвоживания нефти вводятся в эксплуатацию, как правило, при обводненности поступающей продукции не менее 20 - 30 %.

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

2.2.1.6. Производительность узлов предварительного обезвоживания на ЦПС определяется в каждом конкретном случае на основе технико-экономических расчетов с учетом обеспечения предварительного обезвоживания на ДНС по качеству сбрасываемой воды.

2.3. Подготовка нефти.

2.3.1. Технологический подкомплекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечивать возможность проведения глубокого обезвоживания нефти, обессоливания нефти и снижения ДНП товарной нефти.

2.3.2. По процессам технологического подкомплекса подготовки нефти, с учетом конкретных условий нефтедобывающих районов, следует применять следующие технологические схемы (см. рис. 3).

2.3.2.1. По схемам I - III подача продукции скважин через все технологические блоки УПН осуществляется без применения насосов, за счет давления первой ступени сепарации.

2.3.2.2. По схемам IV - VIII в составе УПН для подачи продукции через все технологические блоки используются сырьевые насосы.

2.3.3. По технологическим процессам глубокого обезвоживания и обессоливания следует предусматривать обезвоживание нефти путем нагрева ее в печах и отстоя под давлением в отстойных аппаратах (схемы I - II, V, VIII). При соответствующем обосновании глубокое обезвоживание нефти можно осуществлять в аппаратах с обработкой эмульсии в электрическом поле (схемы III, IV, VI, VII) в одну или две ступени. В последнем случае целесообразно дренажную воду подавать со второй ступени на первую.

2.3.3.1. Для интенсификации процесса глубокого обезвоживания и увеличения производительности отстойной аппаратуры возможно использование каплеобразователя, электрокоалесцера с технико-экономическим обоснованием его применения.

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

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

2.3.3.4. При подготовке слабоминерализованной продукции обессоливание нефти может осуществляться в аппаратах глубокого обезвоживания (схемы I и II) без применения пресной воды.

2.3.3.5. Технологические схемы подготовки нефти предусматривают перед проведением процесса 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) ступени сепарации С-5 и при проведении процесса стабилизации (рис. 4).

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

Н-2 - насос подачи нефти; Т-1 - теплообменник; Н-6 - насос подачи ШФЛУ; П-2 - печь трубчатая; С-3 - сепаратор гор. ступени; Н-3 - насос откачки товарной нефти; К-1 - стабилизационная колонна; Н-7 - насос циркуляции гор. нефти; КС - компрессорная низкого давления; ВХ-1,2 - воздушный холодильник; С-4 - сепаратор газовый.

2.3.3.7. Сепараторы С-2, С-3, С-4, С-5 при объемном содержании выделившегося газа более 0,5 м³/м³ должны быть оборудованы устройствами предварительного отбора газа и выносными газосепараторами (каплеуловителями). С целью предотвращения выделения газа в отстойниках и электродегидраторах нефти сепарационные установки монтируются на постаментах.

2.3.4. По процессу стабилизации нефти (УСН) применяются следующие технологические схемы (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-500 мм рт. ст. (66650 Па). Сепарация проводится при давлении 0,105 МПа. Газы горячей сепарации направляются на компрессорную станцию низкого давления.

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

2.3.4.3. Стабилизация нефти методом горячей сепарации при температуре до 45 °С с барботажем газом первой или второй ступеней сепарации. Данный вариант можно применять вместо схемы II при соответствующем технико-экономическом обосновании и с учетом вопросов сохранения нефти и нефтепродуктов, транспорта газа и его утилизации.

2.3.4.4. Стабилизация нефти методом ректификации паров горячей сепарации в укрепляющей колонне (схема III, варианты а, б). Схемы позволяют получить стабильную нефть с ДНП-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 применяются следующие схемы (см. рис. 3). Нефть, прошедшая цикл подготовки, минуя резервуар Р-3, работающий как аварийный, поступает на прием насосов Н-3 (схемы I - VIII).

От насосов Н-3 кондиционная нефть направляется на узел учета товарной нефти, а некондиционная нефть возвращается на повторную обработку.

2.5. Подготовка пластовых и промышленно-дождевых сточных вод.

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

2.5.2. В соответствии с п. 2.2.1.4. при обводненности нефти менее 20 - 30 % необходимо предусматривать очистку всего объема пластовых сточных вод. При большой обводненности требуемое качество воды должно 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, в том числе утилизацией газа и вывозом шлама.

2.5.5. В зависимости от конкретных условий нефтедобывающих районов допускается применение различных технологических схем очистки (доочистки) пластовых сточных вод при неизменных технологических схемах вспомогательных процессов подготовки воды.

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

Рис. 5. Унифицированные технологические схемы подготовки сточных вод.

БО - блок-отстойник; БД - блок-дегазатор; БОН - блок откачки уловленной 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 и воды.

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 две ступени, в блоке напорного отстойника и коалесцирующем фильтре (схема III).

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

2.5.7. Для интенсификации очистки и повышения качества очищенных пластовых вод следует применять флотацию как с использованием газа, растворенного в пластовых водах, так и с дополнительной подачей нефтяного газа с одной из ступеней сепарации процесса 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 аппаратов очистки КФ (схема III), Д-1 (схема IV) должна приниматься по максимальному объему пластовых вод.

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

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

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

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

2.5.9.4. Хранение кондиционной воды в резервуаре Р-2 при аварийных и профилактических ремонтных работах в системе поддержания пластового давления, а также откачка ее насосом 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 в гидроциклон.

2.5.10. Подготовку несовместимых по химическому составу пластовых сточных вод следует осуществлять раздельно.

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

2.5.12. Технологические схемы очистки промышленно-дождевых стоков в каждом конкретном случае принимаются на основе имеющегося опыта и технико-экономической оценки с учетом их количества.

2.5.12.1. Сбор промышленно-дождевых стоков и их очистку следует осуществлять по одному из вариантов схем подготовки пластовых сточных вод с возможным последующим использованием их в системе поддержания платового давления совместно с поверхностными 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 и газы концевых ступеней сепарации, как правило, должны подаваться на ГПЗ раздельно без подготовки.

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

2.6.3. Транспорт газа от ДНС и ЦПС до ГПЗ следует осуществлять при давлении первой ступени сепарации (бескомпрессорный транспорт), так и при давлении, превышающем давление первой ступени сепарации (компрессорный транспорт). Рекомендуется применять, как правило, бескомпрессорный транспорт газа. При значительных расстояниях от ДНС и ЦПС до ГПЗ и других условиях может возникнуть необходимость компрессорного транспорта газа. При этом газ может транспортироваться в зависимости от расстояния, рельефа местности, количества газа и других особенностей района двумя способами: в виде газожидкостного потока и в виде газового потока с подготовкой газа на ДНС и ЦПС.

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

2.6.5. Бескомпрессорный транспорт (Р_тр < Р_{I ст. сеп.}).

Рис. 6. Унифицированные технологические схемы подготовки газа.

С-1 ÷ С-4 - сепараторы 1 - 4 ступеней сепарации; КС_н.д. - компрессорная станция низкого давления; КС_в.д. - компрессорная станция высокого давления; С-5 - приемный сепаратор; О-1 - газосепаратор - маслоотделитель; УОГ - установка очистки газа; ВХ-1 - аппарат воздушного охлаждения; 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 ступени сепарации должна производиться отдельно от газов концевых ступеней сепарации.

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

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

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

Газ из сепаратора С-7 подается, как правило, на смешение с газами первой ступени сепарации нефти, после чего осуществляется совместный их транспорт до ГПЗ в виде газоконденатного потока.

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

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

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

2.6.6. Компрессорный транспорт (Р_тр > Р_{I ст. сеп.}) с давлением транспорта 1,6 и 4,0 МПа. Подготовку газа при компрессорном транспорте рекомендуется производить по схемам, приведенным на рис. 6 с учетом 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 ступеней сепарации (схема VIII) методом НТК.

2.6.6.3. Подготовка газа в соответствии с данными унифицированными схемами предусматривает (при необходимости) осушку газа впрыском гликолей в теплообменную аппаратуру УПГ (схемы VII - VIII) см. рис. 6) или по обычным схемам с различными гликолевыми абсорбентами (схема I). При компрессорном транспорте может применяться схема осушки газа методом адсорбции.

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

3. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ ВАРИАНТОВ УНИФИЦИРОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ КОМПЛЕКСОВ 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 следует рассматривать с учетом подкомплекса подготовки нефти, газа и воды и обустройства нефтедобывающего района в целом.

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

3.1.3. При выборе технологических схем сбора и транспорта продукции скважин учитываются:

энергетические возможности месторождения в основной период его разработки;

физико-химические и геологические свойства нефти и водонефтяной эмульсии;

рельеф местности;

наличие в районе рассматриваемого месторождения других месторождений, их размещение, а также размещения в районе ЦПС и ГПЗ.

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

Таблица 1.

Допустимые расчетные пределы однотрубного транспорта в зависимости от рельефа трасс трубопроводов и вязкости продукции

3.1.5. Окончательное решение о возможности применения технологического комплекса на месторождении с однотрубным транспортом продукции скважин до ЦПС принимается на основе технико-экономического расчета совместно с характеристикой и размещением других 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 за счет давления сепарации или насосов (см. рис. 2, схемы II и III).

3.1.7. Для месторождений с добычей нефти 15 - 20 % от общей добычи нефтедобывающего района или отдельных участков уникальных месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления и расположенных на расстоянии, большем, чем определенное в соответствии с табл. 1, следует принимать технологическую схему с применением дожимных насосных станций и установок предварительного обезвоживания продукции скважин (см. рис. 2, схема IV).

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

3.1.8. При сборе и транспорте высоковязких парафинистых нефтей с высокой температурой застывания, в технологических схемах по схемам I - IV, следует предусматривать устьевые и путевые нагреватели.

3.1.9. Сбор и транспорт тяжелых, высоковязких, высокоэмульсионных нефтей при соответствующем 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 сбора и транспорта нефти, газа и воды месторождения, группы месторождений, нефтедобывающего района.

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

на отдельных средних месторождениях, участках крупных месторождений, обустраиваемых по схеме IV одной ДНС, предусматривается один узел учета с измерением транспортируемой на ЦПС газонасыщенной нефти, транспортируемого на ГПЗ газа и в систему ППД воды. В этом случае зона обслуживания бригады формируется в пределах скважин, работающих на эту ДНС;

при обустройстве группы месторождений по схемам I, II, III и IV узлы учета газонасыщенной нефти размещаются на объектах, где осуществляется разделение продукции скважин с дальнейшим насосным транспортом продукции (на ДНС или ЦПС) - схемы III, IV, узлы учета газа - на объектах, где осуществляется сепарация нефти (схемы II, III, IV), узлы учета пластовой сточной воды - на объектах, где осуществляется предварительное обезвоживание нефти (схема IV). В этом случае в зону обслуживания бригады входят несколько месторождений;

при обустройстве участков месторождений и месторождений, на которых размещаются центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды, а сбор и транспорт продукции скважин осуществляется по схемам I и II, узлы учета нефти, газа и воды размещаются в непосредственной близости от ЦПС на индивидуальных для каждой бригады технологических витках.

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

3.2. Предварительное разделение продукции скважин и подготовка нефти.

3.2.1. Выбор технологических схем процессов подготовки нефти следует осуществлять с учетом технологий и параметров подготовки к транспорту и переработке нефтяного газа и размещения ЦПС и ГПЗ в нефтедобывающем районе.

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

Таблица 2.

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

3.2.3.1. Схемы без сырьевого насоса, как правило, могут применяться при величине давления 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 и содержание в них компонентов С_3+В всегда выше, чем в схемах с сырьевым насосом.

3.2.3.3. ДНП товарной нефти при снижении упругости ее паров методом горячей сепарации при подготовке нефти на установке без сырьевого насоса всегда ниже, чем для варианта 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 более предусматривать предварительное обезвоживание в две ступени (см. рис. 3, схема VII). При этом первая ступень должна осуществляться при естественной температуре нефти (без нагрева) и без подачи деэмульгатора, что позволяет сбросить 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, схемы I, II, III, IV) следует применять для месторождений со слабоминерализованными пластовыми водами и низкоэмульсионными нефтями.

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

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

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

3.2.4.7. Необходимая глубина обессоливания нефти в каждом конкретном случае определяется требованиями потребителей.

3.2.4.8. Необходимость регенерации тепла товарной нефти обосновывается технико-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 элементом технологии промысловой подготовки нефти. Целью данного процесса должно быть обеспечение максимального выхода товарной нефти и предъявляемых к ней требований (ГОСТ 9965-76).

Получение целевого продукта в виде ШФЛУ при промысловой стабилизации нефти не должно являться обязательным условием.

В каждом конкретном случае, в зависимости от компонентного состава нефти, условий взаимного размещения объектов на месторождении (ЦПС, УСН, ГПЗ), условий сбора и сбыта широкой фракции должен решаться вопрос о целесообразности получения ШФЛУ при промысловой стабилизации нефти.

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

с индексом «а» - к размещению УСН и ГПЗ на одной площадке, ЦПС и ГПЗ - на разных площадках;

с индексом «б» - к размещению УСН и ЦПС на одной площадке, ЦПС и ГПЗ, как на одной, так и на разных площадках.

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

Таблица 3.

Рекомендации по выбору вариантов технологических схем стабилизации нефти

Примечание:  - рекомендуемые схемы.

3.2.7. С учетом требований пп. 3.2.5 и 3.2.6 рекомендуется: для достижения ДНП товарной нефти 500 мм рт. ст. по Рейду (66650 Па) при 38 °С для нефтей 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 ДНП товарной нефти 500 и 220 мм рт. ст. (66650, 29330 Па соответственно) по Рейду при 38 °С для нефтей с содержанием пропана свыше 2 % применять схему ректификации нефти в отпарной колонне (без получения широкой фракции, см. рис. 4, схема II, варианты а, б).

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

3.3. Подготовка пластовых и промышленно-дождевых сточных вод.

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

Таблица 4.

ПТК - порово-трещинноватые коллекторы;

ТПК - трещинно-поровые коллекторы.

3.3.1.1. Технологические схемы I и II, основанные на отстойном принципе, обеспечивают очистку вод до остаточного содержания нефтепродуктов и механических примесей не более 30 - 50 мг/л каждого компонента. При объемах очищенных вод до 10 тыс. м³/сут. применяется схема 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 с коалесцирующим фильтром, обеспечивает очистку до остаточного содержания нефтепродуктов и механических примесей не более 15 мг/л каждого компонента.

3.3.1.3. Технологическая схема IV, предусматривающая очистку пластовых сточных вод от сероводорода, применяется с целью безопасной эксплуатации сооружений и охраны окружающей среды с учетом направления использования вод при соответствующем технико-экономическом обосновании.

3.3.1.4. Технологическая схема V, предусматривающая дополнительную очистку пластовых сточных вод во флотаторе, обеспечивает очистку до остаточного содержания нефтепродуктов 30 - 50 мг/л, мехпримесей - 30 - 40 мг/л.

3.3.2. Выбор технологических схем очистки промышленно-дождевых стоков при их использовании 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 с учетом 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 условий обеспечения его транспортабельности и поставки потребителям без потерь жидких углеводородов. В каждом конкретном случае рациональность применения одной из унифицированных схем должна быть подтверждена технико-экономическими расчетами.

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

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

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

Таблица 5.

Применение схем подготовки газа к транспорту под давлением первой ступени сепарации нефти (Р_тр. ≤ Р_{I ст. сеп.})

Примечание:      - зоны с выпадением конденсата в газопроводе;

                                    - зоны без выпадения конденсата в газопроводе.

Таблица 6.

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

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 в газопроводе, на ЦПС следует производить компримирование до давления первой ступени сепарации и воздушное охлаждение газов концевых ступеней сепарации.

После охлаждения и отделения углеводородного конденсата газы концевых ступеней сепарации совместно с газами первой ступени сепарации транспортируются на ГПЗ.

Подачу образовавшегося конденсата следует осуществлять в подготовленную нефть при значениях К_п до 0,4 (см. рис. 6, схемы II, III). При значениях К_п от 0,4 до 0,7 подача конденсата осуществляется в нефть перед первой ступенью сепарации (см. рис. 6, схемы II, III, V).

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

В каждом конкретном случае вариант утилизации конденсата должен определяться технологическим и технико-экономическим расчетом.

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

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

2. Низкотемпературная конденсация газов первой ступени сепарации на ЦПС в сочетании с воздушным охлаждением газов концевых ступеней сепарации (см. рис. 6, схема IV) при К_п ≤ 0,7 - для легких нефтей с плотностью до 0,86 г/см³ и К_п ≤ 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 с учетом развития новой технологии и аппаратурного оформления УПГ, подлежащих освоению.

Одним из перспективных направлений является применение высокоэффективного тепломассообменного аппарата с насадкой (АВР) в процессах подготовки газа к транспорту по схеме НТК в качестве составной части УПГ (см. рис. 6, схема VI).

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

3.4.6.5. При осуществлении низкотемпературной конденсации газов концевых ступеней сепарации с целью обеспечения их транспортабельности во всех случаях возможно получение широкой фракции углеводородов марки Б (ТУ 38101524-75) (после выветривания конденсата), которую следует направлять на ГПЗ для переработки или близлежащим потребителям.

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

Подготовка газов концевых ступеней сепарации методом НТК при К_п ≥ 0,8 рекомендуется только в особых случаях при наличии близлежащих потребителей ШФЛУ. Как правило, в этом случае рекомендуется подавать газонасыщенную нефть в район 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 подачей конденсата в нефть перед первой ступенью сепарации (схема VII).

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

3.4.7.3. На ЦПС низкотемпературная конденсация смеси газов первой ступени сепарации и газов концевых ступеней сепарации (схема VIII) при К_п > 0,2 с подачей конденсата в продуктопровод.

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

3.4.7.5. Во всех случаях, особенно при отсутствии в газе сероводорода, должна быть определена техническая возможность и экономическая целесообразность транспорта до ГПЗ газоконденсатного потока без промежуточного отбора конденсата по сравнению с подготовкой газа к транспорту.

3.4.7.6. В каждом конкретном случае в зависимости от физико-химических свойств нефтей и газов, климатических условий района и условий прокладки газопроводов, должна быть определена технико-экономическая целесообразность осушки газа, как при компрессорном, так и бескомпрессорном транспорте газа.

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

3.4.7.8. Выбор гликолевого абсорбента (ДЭГ, ТЭГ и др.) производится в зависимости от конкретных 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 производить очистку газа от сероводорода и углекислого газа. Технология очистки газа от сероводорода и выбор оборудования согласовываются с институтом «Гипрогазоочистка» (г. Москва).

3.4.7.11. Допускается применение упрощенных методов подготовки газа (вымораживание и т.д.), осуществление подачи в газ ингибиторов гидратообразования (в качестве временной меры) и коррозии, а также других методов, обеспечивающих надежный транспорт газа. Рациональность применения данных методов определяется в каждом конкретном случае на основе технико-экономического обоснования.

3.4.7.12. В отдельных случаях, при наличии условий для использования конденсата (наличия дорог вдоль трассы газопровода, незначительное количество выпадающего конденсата и т.д.), допускается транспорт газоконденсатного потока с промежуточным выводом конденсата с технико-экономическим обоснованием данного решения и обеспечения условий защиты окружающей среды при конкретном проектировании.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Обозначения трубопроводов на схемах:

Н      Нефтегазовая смесь

Н₁     Обезвоженная нефть

Н₂     Обессоленная нефть

Н₃     Стабильная нефть

Н_у    Уловленная нефть

Н_н    Нефть некондиционная

В      Вода пресная

В₁     Очищенная вода после УПВ

В₂     Вода после установки предварительного обезвоживания

В₃     Вода после аппаратов глубокого обезвоживания 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

Г_1-4   Газ I - IV ступеней сепарации

Г₅     Газ концевой (горячей) ступени сепарации

Г₆     Газ осушенный

Г₇     Газ осушенный и частично отбензиненный

Г_в     Газ выветривания конденсата

Г_нд    Газ низкого давления

Г_к     Газовый конденсат

Г_бс    Газ бессернистый

Г_с     Газ сернистый

НГ   Насыщенный гликоль

РГ    Регенерированный гликоль

Х_ж    Хладагент жидкий

Х_г     Хладагент газообразный

СОДЕРЖАНИЕ