Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

19 страниц

258.00 ₽

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль".

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Руководство устанавливает требования к технологическому процессу, схему, порядок и технические средства его осуществления. Руководство распространяется на технологию сепарации нефти на месторождениях Западной Сибири с газовым фактором до 400 м3/м3 не первой ступени сепарации.

Действие завершено 01.02.1989

Оглавление

1 Общие положения

2 Требования, предъявляемые к технологическому процессу

3 Технические средства, необходимые для осуществления технологического процесса

4 Технологическая схема реализации технологии

5 Порядок пуска технологического процесса сепарации нефти для месторождений с высоким газовым фактором

6 Требования безопасности и влияния на окружающую среду

7 Возможные неисправности работы оборудования и способы их устранения

Приложение. Методика расчета УПО

Показать даты введения Admin

Страница 1

МИНИСТЕРСТВО нефтяной промышленности

РУКОВОДСТВО ПО ПРИМЕНЕНИЮ ТЕХНОЛОГИИ СЕПАРАЦИИ НЕФТИ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ

РД 39 - 0148070 - 303 - 85

1985 г.

Страница 2

утвирвдаг

Главный инженер маэменнофтегаэа

Н. Вершинин

УГТТТгг.

РУКОВОДСТВО

по пршишю технологии сепарации нести

ДЛЯ ЫБСТОРОВДЕШЙ С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ САНТОРОМ РД 39-0146070-303-85

НАСТОЯфЙ ДО19МЕНТ РАЗРАБОТАН:

Сибирски» научно-исследогательсяии институтом нефтяной промышленности (СибНИИНП)

Директор

/

■М

К.Ф.Кинн

Н.В.Пастрецов

СОГЛАСОВАНО:

■^лЛ/.т 4 .

Директор ВННГС[П'не,фтЬ' -^... ^^.. < ,—

А.Г.Гумеров

Страница 3

Руководство устанавливает требования к технологическому процессу и его схеме, порядок проведения и технические средства для его осуществления.

Приведена схема реализации процесса сепарации нефти месторождений с нефтенасыщенными подгазовши зонами, а также при газлифтном способе эксплуатации скважин. Руководство распространится на технологию сепарации нефти с газовал фактором до 400 м83 на первой ступени сепарации.

Технология предназначена для повышения качества сепарации и сокращения потерь нефти.

С/ Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (СибНИИНЩ, 1985

Страница 4

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

руководство ш пршишш) •пашолог’ии сепагации нштм

ДЛЯ МЕСЯЪГОадШЙ С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ РД 39-0148070-303-85

Вводится впервые

Срок введения установлен с 01*02,86 г.

Срок действия до 01.02.89 г.

Настоящее руководство устанавливает требования ж технологическому процессу, схему, порядок и технические средства рло осуществления.

Руководство распространяется на технологию сепарации нефти на месторождениях Западной Сибири с газовым фактором до 400 мээ на первой ступени сепарация.

I. ОБЩИЕ (СЛОЖЕНИЯ

I.I. На месторождениях с нефтенасьЕцечиыми подгаэовмми зонами, а также при газлифтном способе вксплуатации скважин существующие технологические схемы сепарации нефти не обеепэчивают необходимого качества сепарации иа-эа большого количества газа, поступающего с нефтью на первую ступень сепарации. При ©том наблюдаются большие потери нефти в узЛч х сепарация эарчет уноса капельной нефти и бензиновых фракций с газом.

Назначение технологии - повъшенне качества сепарации нефти с высоким газовьи фактором на первой ступени сепарации и сокращение потерь.

Страница 5

z

1.2.    Сущность технологии заключается в разделении потока газожидкостной смеси на жидкую п газовую фазы в подводящем трубопроводе с минимальным содержанием в газе капельной жидкости, дальнейшей сепарации жццкости в оепареторе и газа в гаэо-сеператоро (каплеуловителе). Жидкость из гапосепаратора (каплеуловителя) направляется б чондексатосборник.

1.3.    Область применения технологии - первая ступень сепарации нефти на месторождениях с газовым фактором от 80 до 400 м3э.

2. ТРЕБОВАНИЯ, ПРВДЬЛШШЛНЕ К ТЕЗШОЛОГИЧЕЗСКОМУ ПРОЦЕССУ

2.1.    Газовый фактор нефти, поступающей на сепарацию, не должен превыпать 400 м3э.

2.2.    Давление сепарации 0,7 МПа.

При давлениях сепарации больше или меньше С,7 МПа газовый фактор жидкости не должен провьшать значения, определяемого предельной величиной расходного газосодержания ft * 0,9828.

2.3.    Технологический процесс обеспечивает сепарацию нефти до содержания капельной нефти в газе после первой ступени не более 0,6 г/мэ.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ОС^даГШЛЕ}Ш ТЕЫЮЛОГМЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

3.1. Отбор газа из нефти перед сепаратором осуществляется из устройства предварительного отбора газа (УШ) новой более совершенной конструкции (а.с. № 589661, 783634), УП> состоит из трех участков: восходящего, горизонтального и нисходящего. Горизонтальный и нисходящий участки имеют одиьаковьЛ диаметр и длину,равную 15 диаметрвм, но не менее 15 м.

Страница 6

3

Угол наклона восходящего участка к горизонту около 45°, нисходящего - не менее 6°. В нисходящем участке устанавливаются специальные насадки, над которьали через патрубок осущестЕппется отбор гМ^ц. Диаметр У!Ь определяется в зависимости от допустимой скорости движения смеси, расходного гяэосодержания и заданной производите;»* -ности. Методика расчета У(Ю приведена в приложении.

3.2.    Сепарация нефти осуществляется в сепараторе по проек^ ту ГП 496.00.000 ВО, ЦКБН, (г. Подольск).

3.3.    Очистка газа, отбираемого из УШ и сепаратора, производится в аппарате-каплеуловителе конструкции СибНИИНИ и Гипро-тюменнефтегаза.

3.4.    Измерение давления в технологических аппаратах осущес? вляется манометрами по ГОСТ 6626 -77 с классом точности не нике 1.0.

3.5.    Измерение температуры осуществляется термометрами по РОСТ 2623-73 Е с ценой деления шкалы 1°С и диапазоном от

0°С до 60°С.

3.6.    Отбор проб на входе и выходе технологических аппаратов производится пробоотборником по ГОСТ 2517-60.

3.7.    Для контроля параметров процесса сепарации на аппаратах и трубопроводах устанавливаются зонды и задвижки в соответствии с РД 39-1-61-76 "Методическое руководство по исследованию селарагдоон-них установок".

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ

4.1. На рисунке представлена схема сепарации нефти. Продукция скважин перед первой ступенью сепарации поступает в устройство предварительного отбора газа (УПО) I, где происходит расслоение потока и производится отбор гэза из наклонного нисходящего участка

Страница 7

4

Технологическая схема сепарации нефти

I - УПО; 2 - нефтегазовый сепаратор; 3 - каплеуловитель; 4 - конденсетосборник, 5,5,7,8 - задвижки НО - нефтепровод; ГО - газопровод

Страница 8

э

трубопровода. Жидкость после УЛ) подается в сепаратор 2. В се-ларатлро происходит сепарация нефти, которая направляется на дальнейшую подготовку.

Газ, отобранный из УГЮ и сепаратора, направляется в гаэосепаратор 3 (аппарат-каплеуловитель), а после него - на ГНЗ. Жидкость из гаэосепаратора 3 сливается в конденсатоеборник 4. Из коцценсатосборника жидкость поступает на вход последующей ступени сепарации или на прием откачивающего насоса. Конденсатоеборник может быть исключен из схемы сепарации при условии обеспечения свободного слива жидкости из каплеуловителя под уровень жидкости в сепараторе первой ступени.

4.2. Технологическая схема выполняется с соблюдением следующих требований:

к одному УГЮ подключается не более двух параллельно работал -щих сепараторов; келичество нефтяных сепараторов определяется в соответствии с "Руководством по проектированию селара;*ионных узлов нефтяных месторождений и конструированию газонефтяных сепараторов" (ВНШСГГГнефть, Уфа, 197Ь) на основании опытных данных и в зависимости от физико-химических свойств нефти;

нижняя образующая горизонтального участка УН) находится на высоте верхней образующей сепаратора;

на входе в сепаратор устанавливается задвижка с условным проходом, равным или большим диаметра вводного штуцера в сепаратор;

уровень жидкости в сепараторе и в емкости для сбора и удаления уловленной жидкости поддерживается постоянным в диапазоне 0.4 -0,6 диаметра аппарата;

диаметр трубопровода ввода нефти в сепаратор равен диаметру вводного штуцера на сепараторе;

регулирован»! расхода жидкости на входе в сепаратор задвижкой

не допускается.

Страница 9

6

5. ггладлс пуска технологического процесса сепарации НАМИ ДНЯ месть годам С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ

O.I. Пуск в роботу технологической схемы осуществляется следующим образом, Перед подачек газожидкостной смеси на вход У№ задвижку Ь (см.рис.) необходимо установить в положение "закрыто", задвижки 6,7 ив в положение "открыто". При этих условиях на вход УШ с узла распределения подать газокидкоствую смесь, постепенно увеличивая расход жидкости до значения, принятого в «печете ((.*м. приложение).

5.2. С помощью задвижек 5,6 и С добиться такого режима сепарации, при котором унос капельной нефти газом после каплеуловителя 3 будет минимальным. Унос капельной нефти определить в соответствии с ГД 39-3-540-61"Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях Министерства нефтяной промышленности" .

6. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ВЛИЯНИЯ НА 0КТО(АЩУЮ СРЕДУ

6.1.    Осуществление разрабатываемой технологии не связано

с изменением условий техники безопасности и охраны труда на промысловых объектах.

6.2.    При проведении процесса должны соблюдаться "Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности”, утвержденные Госгортехнадзором СССГ 31 января 1774 г (раздел 7 "Сбор и подготовка нефти и газа к транспорту. Сбор, хранение и транспорт газового конденсата").

Страница 10

7

6.3. Технология сепарации нефти для месторождений с высоким газовым фактором при нормальных режимах работы исключает попадание нефтепродуктов в окружающую среду.

7. ВОЭШЮЗ НЕИСПРАВНОСП1 РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ И С1ЮС0Ш ИХ УСТРАНЕНИЯ

7.1. Возможные неисправности работы оборудования и способы их устранения приведены в таблице.

Вид неисправности

Причина неисправности

Способы устранения

Увеличился унос

I. Засорились фильтры

Очистить фильтры

капельной нефти

в каплеуловителе

пропаркой

газом

2. Образование уров-

Проверить слив

ня жидкости в кап-

жидкости из капле-

деуловителе

уловителя л коаден-сатосборника и при необходимости прочистить трубопроводы

3. Высокий уровень

Очистить труболро-

жадности в

вод отбора жидкое-

с< параторе

ти из сепаратора

от возможных ыехпри-месей и отрегулиро-

Страница 11

Продолжение таблицы

Вид

неисправности

Причина неисправности

Способы устранения

вать регулятор уровня на нормальный верхний уровень (0,6 диаметра сепаратора)

Зам.директора по научной работе л \-в области добычи нефти, к.т.н. с.н.с., руководитель работы

Зав.сектором нормоконтроля

VI/ if

С.Маринин Б.И.Артемьев

Зав.очделом техники и технологии

сбора и подготовки нефти, к.т.н^_    .

с.н.с., руководитель работы    У    и.н,

^ав.лабораторией сбора и сепаратен нефти и газа, руководитель раборы

Савввтеев

Исполнители:

Н.В.Кириллов

Ст.науч.сотр.

Ст.науч.сотр.

Мл.науч.сотр.

Мл.науч.сотр.

Мл.науч.сотр.

Г.Н.Соболева П. А. Годунин.? Г.В.Солдатова Л.И.Зарудняя

Н.М.Щеглова

Страница 12

ПРИЛОЖЕНИЕ

9

МЕТОДИКА РАСЧЕТА УГО

I. ИСХОД® ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА

Атмосферное давление Ро, МПа Давление сепарации Рс, МПа Температура воздуха То, К Температура сепарации Тс, К Газовый фактор нефти на первой ступени сепарации , м®/мэ Коэффициент сжимаемости £

Производительность по нефти Он, мэ/сут Производительность по воде Qb, м3/сут Производительность по жидкости Ож, мэ/сут

2. РАСЧЕТ УШ

2.1. УПО состоит из трех участков: восходящего, горизонтального и нисходящего. Конструктивная схема УШ приведена на рис.I.

Диаметр восходящего участка может быть равен диаметру подводящего трубопровода или диаметру горизонтального участка и с углом наклона к горизонту не более 45°. Длина и диаметр подводящего трубопровода определяются по п.п. 3.3. и 3.4. Руководства по проектированию сепарационных узлов нефтяных мес-тороздений и конструированию газонефтяные сепараторов" (ВНИИСГТГнефть, СибНДОНП, Уфа, 1978).

Расчет диаметра горизонтального участка УШ проиоьэдитсл следующим образом. Цредварительно определяется расходное глзо-

Страница 13

Расчетная конструктивная схема УХ

АгА яаЫрчути    В-5    'labtpxvm:

I - подводдаиЯ трубопровод; 2 - успокоительный трубопровод; 3,5,6 - насадки;

4 - патрубок для отбора газа из трубопровода; 7 - иисхозсзий трубопровод

Рис.1

Страница 14

IX

содоржяние газожедкостной смеси у по формуле:

О-г Он ■» Oe *Qr

Qh • Gnp.

Оч (эпр Г Qh « (Хь

У

где    -    производительность    по    газовой фазе в смеси,

приведенная к рабочим условиям (Р и Т) п конечном участке трубопровода перед УШ, м3/сут;

Он- производительность по нефти, м3/сут;

0^- производительность по воде. мэ/сут;

G*- количество свободного газа, приходящегося на I ч3

нефти в конечном участке (приведенное к рабочим Р и Т*

С -    Рй Тс    3:

Ъпр -    рс То    ’

параметры нормального состояния газа ( Я » 0,1033 МПа, Тс г: 293 К) ;

параметры, соответствующие состоянию газа в конечном участке трубопровода перед УПО;

коэффициент сжимаемости газа, который в диапазоне рабочих давлений в сепараторе (0,6-1.6 МПа) может быть принят равньол I;

газовый фактор нефти для условий сепарации. В каждом конкретном случае Gt определяется по кривой разгазировения или по результатам непосредственны* измерений в промысловых сепараторах, /до данной технологии газовый фактор по жидкости но должен превьзиать 400 м33.

2.2. Качественный отбор газа с наименьшими потерями осуществляется при плоско-раздельной структуре потока. По распутанному расходному газосодержзниго £ и номинальной пронуекпрй спо-

Р,.Тс-

г .

&о-

Страница 15

12

сорности УШ по жидкости Q по графику на рис.2 определяется диаметр горизонтального участка. На графике находится точка пересечения прямой, параллельной оси ординат, соответствующей }    ;

и прямой, параллельной оси абсцисс, соответствующей £ . Из Отой точки проводится вертикаль до пересечения с ближайшей верхней кривой. Диаметр УШ принимается равным значению, указанному на отой фИВОЙ.

По графикам рис.З для рассчитинного ^ и найденному диаметру определяется максимальная пропускная способность УШ, при которой структура потока становится раздельно-волновой, но качество отбираемого газа остается удовлетворительным.

Диаметр нисходящего участка принимается таким же, как и горизонтального участка. Угол наклона должен быть в пределах 6-15° к горизонту.

Длины горизонтального и нисходящего участков УШ берутся из расчета 15 диаметров, но не менее 15 м каждый.

3. ПРИМЕР РАСЧЕТА УШ

3.1. Исходные данные для расчета

Давление сепораиии Рс «0,7 МПа Температура сепарации Тс « 293 К

Газовый фактор нефти на первой ступени сепарации Go * 200 mVm8 Коэффициент сжимаемости газа J = I Производите ьность по нефти Он * 7336 м3/еут Производительность по воде Об * 664 м®/сут Производительность по жидкости Ож « 80СО ...3/сут.

Страница 16

13

Выбор диаметря трубопровода в зависимости от производительности и расходного гаэосодержанил при устойчивой плоско-раздельной структуре потоке

Рис. 2

Страница 17

14

ЪцГ)йр диаметра трубопровода в зависимости от производительности и расходного газосодержания при раздельно'волновой структуре потока

Р

Рис .3

Страница 18

3.2. Расчет УГО

15

3.2.1. Количество свободного газа, приходящегося на I мнефти в коночном участке (приведенное к рабочим Р и Т)

бу-ft-Тс -31 в 200-о,1033-293-Х 0,7-293

Gnp

«29,514 м*/м*

Рс То

3.2.2. Расходное газосодержание га8ожедкостной смеси . Qn -Gop. _в ^36^9,514__в0,96

Q* +    7336-29,514    +    7336 4664

3.2.3.    По графику рис.2 по веданной пропускной способности УГГ по жидкости О ж *» 8000 м3/сут и полученному расходному гааосодержа-ниъ £ » 0,96 диаметр УШ Д * 1400 мм.

3.2.4.    По графику рпс.З наибольшая проиг.водитэд''нооть УГГ* диаметром 1400 мм Ож^* 16000 м3/сут.

Остальные конструктивные параметры находятся согласно

|ЖС.1.

Страница 19

руководство по применению технологии сепарации нефти дли месторождений о высоким гаэовым фактором

РД 39-0148070303-85

Отв. за выпуск, редактор Подписано в печать 18.12.85г. формат бумаги 60 х 90 Vl6 Тира* 130 вкв.

В. А. Брей тер

Объем о»7 п.л.

Зека8 Л 3

ротапринт СибНИИШ Тшень, ул. Орджоникидзе, 35