МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

внииспт

НЕФТЬ

РУКОВОДСТВО ПО ПРИМЕНЕНЮ ТЕХНОЛОГИИ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ НА КОНЦЕВЫХ СЕПАРАЦИОННЫХ УСТАНОВКАХ

РД 39 - 0147103 - 334 - 88

г. Уфа

МЕНЛОТ9р0ТВО НефТЯНОЙ ПРОМЫ1ШГ9ННСХ5ТЯ

Воеооюаный научно-исследовательский институт во сбору_f подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНШШТнефть)

УТВЕРЖДЕН главным инженером Главного научно-технического управления А*А*Джавадяном 2 ноября 19881%

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО ПО ПРИМЙШВЮ ТЕХНОЛОГИИ СТАБИЛИЗАЦИЙ НЕФТИ НА КОНЦЕВЫХ СЕПАРАЦИОННЫХ УСТАНОВКА

РД 39-0147103-334-88

Уфа-1989

10

7. ОРГАНИЗАЦИЯ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

7.1* Составляется схема обвязки оборудования и врезки штуцеров для установки устройств контроля за ведением процесса сепарации.

7.2.    Проводится монтаж трубопровода, подающего конденсат, врезка штуцеров с задвижками и пробоотборных устройств.

7.3.    Обслуживающий персонал действующих концевых сепарацион-ных установок должен быть обучен особенностям внедряемого технологического процесса*

II

ПРИЛОЖЕНИЕ

Методика расчетной опенки эффективности технологии стабилизации нефти на КСУ с возвратом конденсата на начало процесса сепарации

I. Методика расчета показателей экономической эффективности

Расчет годового экономического эффекта от использования технологии стабилизации нефти, заключающейся в подаче в лоток нагретой нефти перед ее сепарацией газового ко;щенеата, производится согласно "Методическим указаниям по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских цредложений в нефтегазодобывающей промышленности"

РД 39-0147035-202-86 по формуле:

Э я (3j — 3g) Ag р

где Э - годовой экономический эффект, руб.,

З_х и 3₂ - приведенные затраты на единицу продукции (работы}, производимой с помощью базовой и новой техники, руб*,

Ag- годовой объем производства продукции с помощью новой техники в натуральных единицах*

Приведенные затраты определяются по формуле:

3 ~ С + Ен К * где 3 - приведенные затраты единицы продукции, руб.

С - себестоимость единицы продукции (работы), руб.

К - удельные капитальные вложения в производственные фонды, руб.

Ен- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, Ен » 0,15 *

12

2.Порядок работы

2*1. Определяется годовой объем товарной нефти по базовой технологии;

А",-%'³⁴⁵ ,

где Д - годовой объем товарной нефти по базовой технологии; ^ - среднесуточная сдача нефти по базовой технологии; 345 - число рабочих дней установки в году.

2.2. Определяется годовой объем товарной нефти по новой технологии;

где    - годовой объем товарной нефти по новой технологии;

- годовой объем конденсата,вовлеченного в сдачу товарной нефти.

2.3.    Годовой объем конденсата,вовлеченного в сдачу товар-

£

ной нефти,расчитывается по результатам испытаний :

^АК ^и fa ³⁴⁵ ’

где    - среднесуточный объем конденсата,вовлеченного в

сдачу товарной нефти ,

2.4.    Находится годовой объем газа по базовой технологии :

ДГ= & 345 ,

где Д, - годовой объем газа по базовой технологии; среднесуточный выход газа.

2.5.    Рассчитывается годовой объем газа по новой технологии:

А_я - А/ “А* _щ

где /\ - годовой объем газа по новой технологии

13

2.6.    Дополнительные капитальные вложения по новой технологии берутся по смете затрат на прокладку трубопровода возврата конденсата на вход КСУ.

2.7.    Рассчитываются экономические показатели базового варианта технологии.

2.7.1.    Использование новой технологии не ведет к изменению капитальных вложений по базовой технологии, т.е. к отключению действующих аппаратов, поэтому в расчете Kj = 0.

2.7.2.    Эксплуатационные расходы по базовому варианту определяются в расчете на новый объем товарной нефти и газа ;

2.8.Рассчитываются экономические показатели новой технологии.

2.8.1.    Дополнительные капитальные вложения по новой технологии состоят из стоимости работ и материалов на прокладку трубопровода возврата конденсата из г аз о сепаратор а на вход КСУ.

2.8.2.    Эксплуатационные расходы по новому варианту находятся^ изменению себестоимости нефти и газа;

где    измененные    себестоимости    нефти    и    газа.

14

2.9. Годовой экономический эффект от внедрения новой технологии находится как разница приведенных затрат между базовой и новой технологиями;

Э = 3j - 3£ *

3. Пример расчета

3.1. Исходные данные приведены в таблице

Наименование показателей [Базовый вариант !Новая технология ! технологии 1 Среднесуточная сдача нефти, м3/сут. т/сут. 10145 8522 Плотность нефти, т/м3 при 20°С 0,840 0,840 Среднесуточный выход газа, м3/сут • 123000 Среднесуточное количество конденсата,вовлеченное в сдачу нефти, м3/час Себестоимость I т нефти, руб. 15,04 2,12 Себестоимость I тьш.м3 газа, руб. 5,74 Дополнительные капитальные вложения - 800

3.2,    Определяем годовой объем товарной нефти по базовой технологии;

A, = I0I45 х 315    3500025    м³/год    или    3500    тыс^/под.

3.3,    Находим объем конденсата,вовлеченного в сдачу нефти; А_к- 2,12 х 24 х 345 « 17553 м³ или 17,5 тыс.м³/год,

3.4,    Определяем годовой объем нефти по новой технологии:

3500 + 17,5 = 3517,5 тыс.м³/год или 35J7_f5 х 0,840 я 2954,7 тыс.т/год .

15

3.5.    Рассчитываем годовой объем газа по базовой технологии;

А^Г* 123000 х 345 а 42435000,0 .-/Угод ИЛИ 42435,0 тыс.м³/год ,

3.6.    Находим годовой объем газа по новой технологии

Объем газа по новой технологии снизится на объем конденсата* вовлеченного в сдачу товарной нефти?

42435,0 - 17,5 = 42417,5 тыс.м³/год .

3.7.    Дополнительные капитальные вложения по новой технологии состоят из стоимости работ и материалов на прокладку трубопровода возврата конденсата на вход КСУ и определяются на основе нормативной стоимости одного километра трубопровода соответствующего диаметра и протяженности.

В расчете дополнительные капитальные вложения примем равными 800 рублей.

3.8* Себестоимость нефти и газа примем равными 15,04 руб. и 5,74 соответственно.

3.9.    Определяем экономические показатели базовой технологии

Капитальные вложения по базовой технологии равны нулю, а

эксплуатационные расходы определяем в расчете на новый объем нефти и газа. Тогда приведенные затраты составят:

3j = 15,04 х 2954,7 + 5,74 х 4247,5 * 44682,17 тыс.руб.

3.10.    Находим экономические показатели новой технологии

Дополнительные капитальные вложений равны 800 руб. Эксплуатационные расходы определяются по изменению себестоимости нефти и' газа ;

с!- В*&Л383М . 14,97 руб.

*    2954,7

Q^fm    а    5,74 руб»

42417,5

Снижение объема газа за счет извлечения из него конденсата и вовлечение последнего в сдачу нефти, как показали расчеты, не повлечет за собой изменения себестоимости газа:

3₂ - 14,97 х 2954,7 + 5,74 х 42,4 + 0,15 х 0,8 *

= 44475,46 тыс*руб*

ЗЛ1- Годовой экономический эффект от внедрения новой технологии составит:

Э год * 44682,17 - 444^,46 = 206,71 тыс.руб.

СОДЕРНАНИ

1.    Общие положения

2.    Требования предъявляете к технологическому процессу

3.    Технические средства,необходимые для осуществления технологии

4.    Схемы, необходимые для осуществления технологии

5.    Порядок пуска технологического процесса

б« Требования безопасности и влияния на окружающую среду 7, Организация внедрения технологии Приложение

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

РУКОВОДСТВО ПО ШЖЕШШО TEXHOIOIM СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ НА КОБЦЕВЫХ СЕПАРАЦИОННЫХ УСТАНОВКАХ

РД 39-0147103-334-88

ВНИИСПТнефть 450055, Уфа, прося. Октября* IWo

Подписано в печать 27.01.89г.

Формат 60x00/16. Уч.-изд.л. 0,9. Тираж ПО экз.

Заказ В

Ротапринт ВШШСПТнефть

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

В Руководстве описаны требования,предъявляемые к ведению технологического процесса, представлены параметры процесса, приведены принципиальная схема подачи конденсата на начало процесса, необходимые средства и оборудование для ведения цроцесса, порядок пуска и контроля.

Руководство распространяется на технологию стабилизации нефти методом сепарации, осуществляемую на концевых сепарационных установках.

Технология предназначена для повышения качества сепарации нефа и не КСУ, сокращения потерь нефти за счет повышения стабильности и увеличения выхода товарной нефти за счет сохранения в ней

углеводородов С_4+в.

Руководство разработано институтами ВНЙИСПТнефть ж Itapo-востокнефть.

Ответственные исполнители:

от ВНИИСПТнефть - Б.А.Баринов, БД.Шамов

от Гипровостокнефть - Г.Н.Поеднышев, В,И.Кузин, К.В.Куэин.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Руководство по применению технологии стабилизации нефти на концевых сепарацконных установках

РД 394(147103-334-88

Вводится впервые

Срок введения установлен с 01*01,89

Настоящее руководство устанавливает требования к технологическому процессу, порядок и технические средства его осуществления*

Руководство распространяется на технологию стабилизации нефти метода сепарации осуществлемую на концевых селарационных установках (КСУ).

I. ОЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    В промысловых условиях выходящая с концевой сепара-ционной установки система находился в неравновесном состоянии, т.е. содержит некоторое количество растворенного газа, который будет выделяться из нефти при поступлении ее в резервуары, угели-чивая потери нефти от испарения* Кроме того, при сепарации из нефти вместе с легкими углеводородами (Cj-Cg) выделяется и часть тяжелых углеводородов (С^₊₀),тем самым снижается выход нефти с КСУ.

Назначение технологии - повышение качества сепарации П£М*угк на КСУ, сокращение потерь из резервуаров и увеличение выхода товарной нефти.

1.2,    Сущность технологии заключается в выделении растворенного в нефти газа При сепарации на концевой ступени путем подачи

4

конденсата на вход КСУ.

1.3. Область применения технологии - концевая сепарационная установка, обустроенная вакуумной компрессорной станцией с воздушными холодильниками и газосепараторами, при подготовке нефтей с содержанием пропана до 2 % мае. Применение технологии на нефтях с содержанием пропана более 2 % мае. обосновывается технико-экономическим расчетом.

2. ТРЕБОВАНИЯ,1РВДШЛЯШЕ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ

ПРОЦЕССУ

2.1.    Технология должна применяться на КСУ при температурах 293-333 К и давлении 0,8-0.105 МПа.

2.2.    Технология должна включать операцию возврата конденсата на начало процесса сепарации.

2.3.    Количество конденсата, воз вращаемого на начало процесса, для каждого объекта устанавливается в гависимости от получаемого объема и наличия потребителя*

2.4.    Уровень жидкости в сепараторах должен измеряться с точности) - 5 см при установке датчиков в средней части емкости.

2.5.    Вывод установки на оптимальный технологический режим должен осуществляться согласно РД 39-I-6I-78 "Методическое руководство по исследованию сепарационных установок".

2.6.    Технологический эффект от применения технологии определяется m каждом объекте путем сравнения ДНП, остаточного гаэо-содерхания и количества нефти без подачи и с подачей конденсата* Методика расчетной оценки эффективности технологии приведена в приложении.

2.7.    Технологический процесс обеспечивает увеличение выхода н^фги ь среднем m 0,5 % об, получение нофги после КСУ с ДИП но

более 0,067 МПа (500 мм рт.ст.) и с остаточным содержанием свободного газа не более 0,1 % об.

2.8. Технологический процесс обеспечиваем содержание углеводородов С^_+в в нефти от входного потенциала не менее 99,8 % мае.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА,НЕОБКОДШЫЕ ДНЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

3.1.    Технологический процесс осуществляется на КСУ, имеющих оборудование (нефтесепараторы, компрессоры, холодильники,

газооепараторы), которое позволит получать конденсат из газа конце*» вой ступени сепарации.

3.2.    Для подачи конденсата на начало процесса сепарации применяется насос необходимой производительности с двигателем ^выполненным в взрывобезопасном исполнении.

3.3.    Запорная арматура (задвижки и обратный клапан), устанавливаемая на линии возврата конденсата, должна быть стальной.

3.4.    Для подачи конденсата должны использоваться стальные трубы, диаметр и количество которых определяются для каждой установки при составлении схемы и зависят от количества подаваемых углеводородов и от места подачи.

3.5.    Количество подаваемого конденсата измеряется согласно РД 50-213-80 "Правила измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами", изданному Госстандартом ОССР в 1982 г.

3.6.    Давление должно измеряться мановакуумметрами с диаметром корпуса 160 или 250 мм, классом точности не ниже 1,5 в диапазоне от 0,05 до 0,15 МПа и манометрами с классом точности не ниже 0,6

в диапазоне от 0 до 1,0 МПа.

3.7.    Температура измеряется термометрами По ГОСТ 2823-73Е с ценой деле! ий гкалы I °С и диапазоном от 0 до 60 °С.

6

3.8,    фобы нефти отбираются на входе и выходе КСУ по ГОСТ 2517*85 или через пробоотборные устройства.

3.9,    Для контроля параметров процесса сепарации на трубопроводах устанавливаются пробоотборники и задвижки согласно РД 39-I-6I-78 "Методическое руководство по исследованию сепарацион-ных установок".

3.10,    Содержание свободного газа в нефти определяется с помощью устройства У0СГ-1ОСМ, ТУ 39-900-84.

3*11, Содержание капельной жидкости определяется с-помощью устройства ИКЖ-I, ТУ 39-1034-65.

3.12.    Равновесное давление в системе "нефть-газ" определяется

при    0_#05 и измеряется при помощи устройства УОДО-I (Инст

рукция по эксплуатации 1150.00.00.000.).

3.13.    Давление насыщенных паров (ДНП) определяется по ГОСТ 1756-52 с точностью 0,005 МПа в диапазоне от 0,03 до 0,1 МПа.

3*14. Плотность нефти определяете* по ГОСТ 3900-85.

3.15. Компонентный состав нефти» конденсата и газа определяется хроматографическим методом по ГОСТ 13379-82 и ГОСТ 14920-79.

3.16# Параметры технологического процесса, не определенные регламентом на установку (содержание капельной жидкости в газе, компонентный состав нефти, конденсата и газа, равновесное давление в системе "нефть-газ" и до.),определяются ,в период опытно-промышленных испытаний не менее 3 раз в сутки, а после внедрения 2-3 раза в год*

7

4.    СХЕМЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЕЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

технологии

4.1.    Подача конденсата на начало процесса концевой сепарации нефти осуществляется в соответствии с принципиальной схемой ведения технологии представленной на рис Л.

4.2.    Установка приборов и устройств контроля качества сепарации нефти выполняется в соответствии с рис.2.

5.    ПОРЯДОК ПУСКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

5.1.    Перед пуском КСУ должна работать на технологическом режиме, пр усмотренном регламентом на технологию без подачи конденсата.

5.2.    Пуск осуществляется открытием задвижки на линии подачи конденсата.

6. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ВЛИЯНИЯ НА ОКРУЖАЩУЮ СРЕДУ

б Л. Внедрение технологического процесса не влияет на изменение техники безопасности и охраны труда на концевой сепарацион-ной установке.

6.2.    Применяемое на установке оборудование должно обеспечивать полную герметизацию всех стадий технологического процесса.

6.3.    Технологический процесс должен быть оснащен системой дистанционного контроля,обеспечивающей защиту работающих и аварийное

отключение производственного оборудования.

6.4.    Производственное оборудование должно соответствовать •требованиям ГОСТ 12.2.003-74,

Принципиальна': схема стабилизации нефти с возвратом конденсата на вход КСУ

КСУ - концевая сепараиионная установка; С-1,С-2 - газосепараторы;

ЕК - воздушный холодильник; МО - маслоотделитель; К - компрессор; Н - насосы; Е - подземная емкость.

I - место привязки ИКЖ (индикатора капельной жидкости"); 2 - место привязки УОСГ-ЮШ (устройства для определения свободного газа)

Рис Л

Схемы подключения устройств

УОСГ-ЮОМ

I - задвижка Ду20; 2 - задвижка Д^ЮО; 3 - секущая задвижка