Унифицированные_схемы. Министерство нефтяной промышленности
 Скачать 0.94 Mb.
|
1 2 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 С3+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 (Ртр. ≤ РI 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 Кп до 0,4 (см. рис. 6, схемы II, III). При значениях Кп от 0,4 до 0,7 подача конденсата осуществляется в нефть перед первой ступенью сепарации (см. рис. 6, схемы II, III, V). Примечание. При Кп ≥ 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 Кп ≥ 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 Кп ≤ 0,7 - для легких 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 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 Кп ≥ 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 Кп ≤ 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 Кп > 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 Ну Уловленная нефть Нн 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 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 1 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
