МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

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

РД 39 - ОМ8070 - 303 - 85

1985 г.

МИНИСТЕРСТВО ДОВОЮЙ ПРОШШЕНШСТИ

ЛВЕЩРГ Главным инженер

. Вершинин

РУКОВОДСТВО Ш ПРШШЕНШ ТЕХНОЛОГИИ СЕПАРАЦИИ ДОТИ ДЛЯ МЕСТОРОВДЕШЙ С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ

РД 39-0148070-303-85

НАОТЯр документ РАЗРАБОТАН:

Сибирски» нйучно-нселедо?ательскиы институтом нефтяной промышленности (ОибНИИНП)

Директор

Ответственные

исполнители:

СОГЛАСОВАНО;

■ ^л‘- . • ■ Директор ВНИИСПрне^^'**--:g--. :-*iE

9

МЕТОДИКА РАСЧЕТА УШ

г. иаодж дашые 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 &о , м®/м^э Коэффициент сжимаемости £

Производительность по нефти Он, м^э/сут Производительность по воде Q.B* м³/сут Производительность по жидкости Ож, м³/сут

2. РАСЧЕТ УШ

2.1. УП) состоит из трех участков: восходящего, горизонтального и нисходящего. Конструктивная схема УШ приведена на рис.1.

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 месторождений и конструированию газонефтяные сепараторов” (ВНШСГТГнефть, СибНИИНП, Уфа, 1978).

Расчет диаметра горизонтального участка УШ производится следующим образом. Предварительно определяется расходное газо-

II

содержание газожидкостной смеси ft по формуле:

Ъ ~     —    QИ5пр.

ви + а* ⁺(1г Qh ^!&пр. 13н i ¹

производительность по газовой фазе б смеси, приведенная к рабочим условиям (Р и Т) п конечном участке трубопровода перед УШ, м³/сут;

производительность по нефти, м³/сут;

производительность по воде, м³/сут;

количество свободного газа, приходящегося? на I ч³ нефти в конечном участке (приведенное к рабочим Р и Т)

Г ₌ 6o-PcTf^

^Ъпр    Рс    То ’’

параметры нормального состояния газа { Рс «= 0,1033 МПа, Те » 293 Ю;

параметры, соответствующие состоянию газе в конечном участке трубопровода пород УШ;

коэффициент сжимаемости газа, который в диапазоне рабочих давлений в сепараторе (0,6-1,6 МПа) может быть принят равным I;

газовый фактор нефти для условий сепарации. В каждом конкретном случае G_t определяется по кривой разгаэирования или по результатам непосредственные измерений в промысловых сепараторах. Для данной технологии газовый фактор по жидкости на должен превышать 400 м³/м^э.

2.2. Качественный отбор газа с наименьшими потерями осуществляется при плоско-раздельной структуре потока. По расчитан-ному расходному газосодержанию £ и номинальной пропускирй спо-

12

сорности У1Ю по жидкости (X 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 Q . Из етой точки проводится вертикаль до пересечения с ближайшей верхней кривой. Диаметр УШ принимается равным значению, указанному на етойфивой.

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 сепарапии Рс * 0 ,7 МПа Температура сепарации Тс * 293 К

Газовый фактор нефти на первой ступени сепарации Go * 200 м^э/м^в Ковффициент сжимаемости газа £ » I Производите ьность по нефти Qh * 7336 м³/сут Производительность по воде Qe » 664 м^э/сут Производительность по жидкости Цж * 8000 JVcyr.

14

Выбор диаметра трубопровода в зависимости от производительности и расходного газосодержания при раздельно-волновой структуре потока

3.2. Расчет УГО

3.2.1, Количество свободного газа, приходящегося на I м³ нефти в конечном участке (приведенное к рабочим Р и Т)

(wrft-Tc-X .    200-о .1033-293-1

Q*. Gnp + а н *■ Qe 7336*29,514 + 7336 +664

3.2.3.    По графику рис.2 По веданной пропускной способности УГО ро жидкости а ж в 8000 м³/сут и полученному расходному газосодержа-нив • 0,96 диаметр УГО Д > 1400 мм.

3.2.4.    По графику рпс.З наибольшая проипводитвг-'Нооть УГО диаметром 1400 мм Чж^» 16000 м³/сут.

Остальные конструктивные параметры находятся согласно

|)ИС.1.

руководство по применению технологии сепарации нефти для месторождений о выоокш газовым фактором

РД 39-014&070-303-85

Отв. за выпуск, редактор цодпиоано в печать 18.12.85г. Формат бумаги 60 эс 90 Vl6 Тираж 130 айв.

ротапринт СибНИИШ Тшень, ул. Орджоникидзе, 35

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 нефтенасщеннши подгазовыми зонами, а также при газлифтном способе эксплуатации скважин. Руководство распространится на технологию сепарации нефти с газовым фактором до 400 m^s/m³ на первой ступени сепарации.

Технология предназначена для повышения качества сепарации Ж сокращения потерь нефти.

Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (СибНИИНП), 1985

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РУКОВОДСТВО ПО ПРИМЕНЕНИЮ ТЕХНОЛОГИИ СЕПАРАЦИИ 1ШВТИ ДЛЯ МЕСТОЮадЕНИЙ 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 к технологическому процессу, схему, порядок и технические средства е^о осуществления.,

Руководство распространяется на технологию сепарации нефти на месторождениях Западной Сибири с газовым фактором до 400 m®/m³ на первой ступени сепараций.

I. ОБЩИЕ [СЛОЖЕНИЯ

I.I. На месторождениях с нефтенасыщенными подгазовыми тонами, а тахке при газлифтном способе эксплуатации екваяин существующие технологические схемы сепарации нефти не обеспечивают необходимого качества сепарации из-за большого количества газа, поступающего с нефтью на первую ступень сепарации. При атом наблюдаются большие потери нефти в узл. х сепарации зфчет уноса капельной нефти и бензиновых фракций с газом.

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

г

1.2.    Сущность технологий заключается в разделении потока газожидкостной смеси на жадную и газовую фазы в подводящем трубопроводе с минимальным содержанием в газе капельной жадности, дальнейшей сепарации жидкости в сепараторе и газа в гаэо-сепарвторе (каплеуловителе)» Жадность из гаяосепаратора (каплеуловителя) направляется в нонденсатосборник*

1.3.    Область применения технологии - первая ступень сепарации нефти на месторождениях с газовым фактором от 80 до 400 м⁸/м^*

2. ТРЕБОВАНИЯ,    К    ТШОЛОГИЧЕСКОМУ    ПРОЦЕССУ

2Л. Газовый фактор нефти, поступающей на сеяарацюв, не должен превышать 400 м⁸/м³,

£.2. Давление сепарации 0,7 МПа.

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

2.3.    Технологический процесс обеспечивает сепарацию нефти до содержания капельной нефти в газе после первой ступени не более 0,5 г/м^э.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА, НЕ0БХ0ДШЕ ДЛЯ ОСУЦЕСШШИ ТЕИЮЛОгаЧЕСКОШ ПРОЦЕССА

ЗЛ, Отбор газа из нефти перед сепаратором осуществляется из устройства предварительного отбора газа (УГО) новой более совершенной конструкции (а*с* № 869561, 783634), УПО состоит из трех участков: восходящего, горизонтального и нисходящего. Горизонтальный и нисходящий участки имеют одинаковый диаметр и длину, равную 15 диаметрам, но Не менее 15 м.

3

Угол наклона восходящего участка к горизонту около 4о°, нисходящего - не менее 8°. В нисходящем участке устанавливаются специальные насадки, над которыми через патрубок осуществляется отбор г#ь*. Диаметр УГЮ определяется в зависимости о? допустимой скорости движения смеси, расходного газосодержания и заданной производительности. Методика расчета УШ 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 СибНИИНЛ и Гипро-тюменнефтегаза.

3.4.    Измерение давления в технологических аппаратах осуществляется манометрами по ГОСТ 8626 -77 с классом точности не ниже 1,0,

3.5.    Измерение температуры осуществляется термометрами по ГОСТ 2823-73 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 2617-60.

3.7.    Для контроля параметров процесса сепарации на аппаратах и трубопроводах устанавливаются зонды и задвижки в соответствии с РД 39-I-6I-76 "Методическое руководство по исследованию сепарацион-ных установок".

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХШОГИИ

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

4

Технологическая схема сепарации нефти

I - УПО; 2 - нефтегазовый сепаратор; 3 - каплеуловитель; 4 - конденсатосборнйл, 5,6,7,8 - задвижки НО - нефтепровод; П) - газопровод

э

трубопровода. Жадкость после УН) подается в сепаратор 2. В сепараторе происходит сепарация нефти, которая направляется на дальнейшую подготовку.

Газ, отобранный из УН) и сепаратора, направляется в гаэосепаратор 3 (аппарат-каплеуловитель), а после него - на ГПЗ. Жадность из гаэосепаратора 3 сливается в конденсатосборник 4. Из ковденсатосборника жадность поступает на вход последующей ступени сепарации или на прием откачивающего насоса. Конденсатосборник 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 ье более двух параллельно работающих сепараторов; каличество нефтяных сепараторов определяется в соответствии с "Руководством по проектированию сепарациоиных узлов нефтяных месторождений и конструированию газонефтяных сепараторов" (ВНИИСПТнефть, Уфа, 1978) на осьовг.лии опытных данных и в зависимости от физико-химических свойств нефти;

нижняя образующая горизонтального участка УШ находится на высоте верхней образующей сепаратора;

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

уровень жадности в сепараторе и в емкости для сбора и удаления уловленной жадности поддерживается постоянным в диапазоне 0_Я4 -0,6 диаметра аппарата;

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

регулирован:!* расхода жадности на входе в сепаратор задвижкой не допускается.

6

ь. шгадок ПУСКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА СЕПАРАЦИИ ШЪ\ ДЛЯ №Ш)ГОЯЩЕ»1Й С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ

ЬЛ. Пуск в работу технологической схемы осуществляется следующим образом, Перед подачей газожидкостной смеси на вход yw задвижку b (см.рис.) необходимо установить в положение "закрыто", задвижки 6,7 и 8 в положение "открыто". При этих условиях на вход УГО с узла распределения подать газожидкостную смесь♦ постепенно увеличивая расход жидкости до значения, принятого в ®а счете (ем, приложение).

5.2.    С помощью задвижек 5,6 и 8 добиться такого режима сепарации, при котором унос капельной нефти газом после каплеуловителя 3 будет минимальным. Унос капельной нефти определить в соответствии с РД 39-3-540-БГ'Методичеекйе указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях Министерства нефтяной промышленности" .

6. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ И ВЛИЯНИЯ НА.

окташвдую срвду

6Д. Осугцествление 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", утверзденные Госгортехнадзором СССР 31 января 1974 г (раздел 7 "Сбор и подготовка нефти и газа- к транспорту. Сбор, хранение и транспорт газового конденсата").

7

6*3. Технология сепарации нефти для месторождений с высоким газовым фактором при нормальный: режимах работы исключает попадание нефтепродуктов в о*фужахщую среду.

7. ЮЗЮЖгО ШСПРАБНОСТИ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

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

сатосборкика и при необходимости прочистить трубопроводы

3. Высокий уровень жидкости в сепараторе

Очистить трубопровод отбора жидкости из сепаратора от возможных ыехпри' месек и отрегулиро-

---