МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности
'ГИПРОВОСТОКН ЕФТЬ'
УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КОМПЛЕКСОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ
РД 39-1-159-79
19 7 9
МИНИСТЕРСТВО НЕШНОЙ ПРСМШЩЕННОСТИ
гупровостокнвфгь
УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХ£МЫ КСМПЛНСОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФГЕДОШВАЩИХ РАЙОНОВ
РД 39-I-I59-79
1.1 2. Рекомендуемая унифицированная технологическая схема комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды (рис. 1 и 2) отвечает условиям разработки основных нефтяных месторождений и соответствует физико-химическим свойствам добываемой продукции.
Сочетание подпроцессов указанных подкомплексов и их технологические схемы обеспечат получение продукции требуемого качества.
1.13. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающего района должны периодически уточняться и дополняться (не реже одного раза в 5 лет), а отдельные процессы и подпроцессы - совершенствоваться с учетом достижений науки и техники.
2. УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КОМПЛЕКСОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙЭНОВ
2.1. Унифицированные технологические схемы (рис.1) должны применяться при обустройстве как нефтедобывающих районов в целом (с центральным пунктом сбора - ЦПС), так и отдельных месторождений.
Примечание. ЦПС представляет собой комплекс сооружений, обеспечивающих последовательное проведение непрерывных взаимозависимых технологических процессов подготовки нефти, газа и воды.
22 Основной вариант унифицированной схемы комплекса нефтедобывающего района (рис.1) включает следующие сооружения:
- на месторождении: выкидные линии, замерные установки, при необходимости - дозаторы реагента, нефтегазо-сборные коллекторы;
- на ЦПС: сепарационные блоки первой и последующих ступеней сепарации нефти, блоки сброса воды, блоки подготовки нефти и газа, очистки (доочистки) воды, товарного учета нефти, газа и воды, вспомогательные сооружения и инженерные коммуникации.
2.3. Подача продукции скважин на ЦПС и через все технологические блоки осуществляется, как правило, без применения насосов за счет энергетических возможностей продуктивных пластов месторождений или установок механизированной добычи нефти и имеет следующие характерные особенности:
2.3.1. Для предварительной подготовки продукции скважин к рассмотрению в системе нефтегазосбора следует предусматривать возможность подачи реагента—деэмульгатора. Место подачи реагента устанавливается проектом.
23.2 На ЦПС перед сепараторами 1 ступени (С-1) следует предусматривать:
- устройство для разделения газа и нефти перед сепаратором С-1;
— подачу реагента-деэмульгатора и воды от аппаратов глубокого обезвоживания (0-2) и обессоливания (Э-1).
Место подачи воды устанавливается проектом.
Примечание. При соответствующем технико-экономическом обосновании может предусматриваться частичный возврат воды после предварительного обезвоживания в любой из подпроцессов технологического комплекса ЦП С.
В унифицированной схеме функциональные блоки подготовки нефти и основные технологические коммуникации ЦПС должны рассматриваться как единая система, в которой осуществляются технологические процессы.
2.3.4. Процесс предварительного обезвоживания нефти должен обеспечивать качество сбрасываемой воды, необходимое для ее использования в системе поддержания пластового давления (ППД).
2.3.5. Для выполнения требования п. Я3.4. должна применяться технология совместной подготовки нефти и воды с учетом подготовки продукции скважин к расслоению и очистки дренажной воды на концевых (расчетных) участках систем нефтегазосброса и необходимости отвода промежуточного слоя из отстойников (0-1).
2.3.6. Для интенсификации процесса глубокого обезвоживания и увеличения производительности отстойников (0-2) возможно использование каплеобразователя (К-1).
2.3.7. Для осуществления процесса обессоливания на выходе из отстойника (0-2) в обезвоженную нефть, через
стр. 14 РД 39—1—159—79
смесительное устройство, должна, как правило, подаваться пресная вода (3-5% от объема обрабатываемой нефти) и при необходимости, реагент-деэмульгатор.
2.3.8. Окончательное обессоливание нефти производится в электродегидраторах промышленной частоты (3-1), либо в отстойных аппаратах, оснащенных в отдельных случаях каплеобразователямя.
2.3.9. Все аппараты установки для подготовки нефти (глубокое обезвоживание и обессоливание) по основному варианту схемы (рис.1) должны работать с отбором газа, выделяющегося из нефти при нагреве и снижении давления.
2.3.10. Окончательное разгазирование обезвоженной
и обессоленной нефти должно проводиться в концевых сепараторах (С-3).
2.3.11. Нефть, прошедшая цикл подготовки, минуя резервуар (Р-1), работающий как компенсатор потока, должна поступать на прием насосов (Н-3).
2.3.1 Я От насосов (Н-3):
— кондиционная нефть направляется на узел учета товарной нефти;
- некондиционная нефть, при необходимости, возвращается на установку подготовки нефти.
2.4. Блоки предварительного обезвоживания нефти вводятся в эксплуатацию, как правило: при обводненности поступающей продукции не менее 15—20%.
2.5. Сточные воды ЦПС в течение всего периода работы его объектов должны быть использованы в системе поддержания пластового давления.
26. Производственно-дождевые сточные воды предварительно обрабатываются отдельно (п.28.3) от пластовых вод.
27. В соответствии с п. 2.4 при обводненности нефти менее 15-20% необходимо предусматривать очистку всех стоков в блоке очистки воды(БО). При обводненности нефти свыше 20% требуемое качество воды обеспечивается применением технологии совместной подготовки нефти и воды,как правило, без расширения блоков очистки воды (БО).
2.8. в соответствии с п.п.25-2.7 на объектах очистки подготовки воды должны предусматриваться следующие вспомогательные процессы (см. рис.1).
28.1. Сбор, дегазация, замер и подача в систему поддержания пластового давления подготовленной сточной воды.
2.8.2. Прием нефти, уловленной во всех аппаратах блоков очистки воды и откачка ее на блоки подготовки нефти.
2.8.3. Сбор производственно-дождевых стоков вод в блок приема и откачки стоков (БОС), подачу на очистку их в мульти гидроцикл он (МГЦ), после которого осветленная
и обескислороженная вода направляется в блок приема и откачки (БОН) для перекачки ее совместно с уловленной нефтью в голову процесса перед С-1.
2.8.4. Сбор и накопление шлама с МГЦ и дренаж осадка из других аппаратов блоков подготовки нефти и воды
в шламонакопи * «.ли (Е-2).
2.8.5. Хранение кондиционной воды в резервуаре Р-2 при аварийных и профилактических ремонтных работах в системе поддержания пластового давления, а также откачка ее насосом Н-5 в блок БДН и после узла применения (УЗР) на кустовые насосные станции.
2.8.6. Введение в воду в необходимых случаях реагентов (ингибиторов коррозии и солеобразования, бактерицидов, аммиака и др.). Место ввода их устанавливается проектом.
2.9. Трубопроводная обвязка аппаратов и инженерные сети блоков подготовки воды должны обеспечивать сбор, обработку и откачку сточных вод в систему поддержания пластового давления при максимальном объеме их в расчетном периоде.
2.10. При расположении ЦПС и ГПЗ на одной площадке газы первой ступени сепарации и газы низкого давления,
как правило, должны подаваться на ГПЗ раздельно без подготовки.
2.11. При расположении ЦПС и ГПЗ на разных площадках газы первой ступени сепарации должны подаваться на ГПЗ, как правило, бескомпрессорным способом. Подготовка к транспорту газов первой ступени сепарации и низкого давления должна при этом производиться по унифицированным технологическим схемам (рис.2), имеющим
|
Рве. 2. Структурные (уимфицдроммхме) тжцжшогнн»с««« схемы устаиоеох поаготовев глл» |
следующие характерные особенности:
2.11.1. Подготовка газов первой ступени сепарации должна производиться отдельно от газов низкого давления.
2.11.2. Газы низкого давления во всех схемах должны компримироваться до давления 1 ступени сепарации.
211.3. По схеме 1 (рис.2) газы низкого давления после компримирования, как правило, смешиваются с газами первой ступени сепарации нефти и транспортируются до ГПЗ
в виде газоконденсатного потока. Газы первой ступени сепарации нефти транспортируются бескомпрессорным способом.
211.4. По схемам 2 и 3 (рис.2) газы низкого давления после компримирования охлаждаются в воздушных холодильниках (ВХ-1), после чего из них выделяется в трехфазном разделителе (С-7) конденсат. Последний должен подаваться под собственным давлением в нефть перед первой ступенью сепарации и насосом (Н-1 - рис. 2) в подготовленную нефть на выкид насоса Н-3 (рис.1).
Газ из трехфаэного разделителя (С-7) подается,как правило, на смешение с газами первой ступени сепарации нефти, после чего осуществляется совместный их транспорт до ГПЗ в виде газоконденсатного потока. Газы первой ступени сепарации нефти транспортируются бескомпрессорным способом.
211.5. По схеме 4 (рис.2) газы низкого давления подготавливаются методом низкотемпературной конденсации (НГК). 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.
2.11.6. По схеме 5 (рис»2) газ первой ступени сепарации подготавливается методом НТК. Выделившийся конденсат подается насосом (Н-1) в товарную нефть.
Газы низкого давления в этом случае подготавливаются по одной из схем 2-4. Подготовленные газы 1 ступени
и низкого давления в смеси или раздельно (см.9 4.21-4.28) подаются на ГПЗ для переработки.
2.11.7. При подаче газа непосредственно с ЦПС местным потребителям при необходимости следует производить его очистку по схеме, приведенной на рис.3. В других случаях потребность в очистке газа определяется при проектировании.
2.11.8. Подготовка газа в соответствии с данными унифицированными схемами предусматривает (при необходимости) осушку газа впрыском гликолей в теплообменную аппаратуру УПГ (в схемах 4, 5 см. рис.2) или по Схеме, приведенной на рис.4.
3. ВАРИАНТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ПРОЦЕССОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕСТИ,
ГАЗА И ВОДЫ
3.1. Допускается применение измененных технологических схем отдельных подпроцессов сбора и подготовки
Руководящий документ
'Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов'
РД 39 - 1 - 159 - 79
Приказом Министерства нефтяной промышленности
от 6.04—79 г. № 199 Срок введения установлен с 01.06.79 Вводится взамен 'Унифицированных технологических схем комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов' ВРМ-ОЗ—76
ВВЕДЕНИЕ
Унифицированные схемы являются результатом выполнения институтами 'Ги про воет окнефтъ' и 'ВНИИСПТнефть' ряда базовых научно-исследовательских работ по обоснованию оптимальных мощностей объектов обустройства нефтедобывающей промышленное'™, определению параметрических рядов блочного автоматизированного оборудования, классификации нефтедобывающих предприятий с целью индустриализа-
ции их строительства, оптимизации технологических процессов комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды, анализу и обобщению последних достижений научных исследований и проектирования в области техники и технологии сбора и подготовки продукции скважин, выполненных институтами отрасли, а также опыта строительства и эксплуатации указанных комплексов в СССР и за рубежом.
Одним из основных технологических принципов унифицированных схем является совмещение в системе нефте-газосбора гидродинамических и физико-химических процессов с целью подготовки продукции скважин (нефть, газ и вода) для ее разделения на фазы в специальной аппаратуре центральных пунктов сбора и увеличения единичной производительности блочного оборудования.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящие унифицированные технологические схемы являются обязательным руководящим материалом 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 физикохимическими свойствами, определяют номенклатуру технологического блочного оборудования и требования к нему, а также должны являться базой компоновочных решений комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды.
1.2. Унифицированные схемы не распространяются
на объекты обустройства газовых и газоконденсатных месторождений.
1.3. При проектировании объектов обустройства нефтедобывающих районов должны обеспечиваться:
а) полная герметизация процессов сбора и транспорта нефти, газа и воды;
б) требуемые кондиции товарной продукции.
1.4. В соответствии с требованием п.1.3 обустройство нефтедобывающих районов необходимо рассматривать
как единый технологический комплекс сооружений, включающий в себя объекты:
а) сбора и транспорта нефти, газа и воды;
б) проедваритсльного разделения продукции скважин:
в) подготовки нефти;
г) подготовки и утилизации пластовых и производственно-дождевых вод;
д) приема и учета товарной нефти;
е) приема и подготовки газа к транспорту.
1.5. Технологический подкомплекс сбора и транспорта нефти, газа и воды должен обеспечивать:
а) замер продукции скважин по нефти, воде и газу;
б) транспорт продукции скважин, в том числе, при необходимости, насосный. При этом следует предусматривать, как правило, бескомпрессорный транспорт газа первой ступени сепарации до УПС и ГПЗ.
в) учет суммарной добычи нефти, воды и газа по отдельным месторождениям и участкам крупных месторождений;
г) герметизацию сбора и транспорта нефти, газа и воды на всем пути движения продукции скважин;
д) использование нефтесборных трубопроводе® для подготовки продукции скважин к дальнейшей ее обработке.
1.6. Технологический подкомплекс предварительного разделения продукции скважин должен обеспечивать:
а) подготовку потоков к расслоению перед поступле
нием в специальные аппараты;
б) качественную сепарацию газа от жидкости;
в) предварительное обезвоживание нефти, совмещенное с очисткой пластовой воды.
Указанный технологический подкомплекс должен размещаться, как правило, на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС). В отдельных случаях, когда месторождение находится на значительном расстоянии от ЦПС, при соответствующем технико—экономическом обосновании допускается размещение всех сооружений или их части (узел сепарации и др.) на месторождении. При этом следует предусматривать, как правило, беекомпрессорный транспорт газа первой ступени сепарации нефтей до ЦПС и ГПЗ и при необходимости, его осушку.
1.7. Технологический комплекс сооружений подготовки нефти должен обеспечивать:
а) глубокое обезвоживание нефти;
б) обессоливание нефти (если это требуется по условиям сдачи товарной продукции);
в) утилизацию тепла товарной нефти с температурой ее подготовки выше 40°С при соответствующем обосновании;
г) утилизацию тепла, повторное использование реагента путем возврата дренажной воды в начало процесса с использованием ее в качестве гидрофильной среды для разрушения эмульсии;
д) прием некондиционной нефти и подачу ее на по
вторную обработку;
е) в необходимых случаях снижение упругости паров товарной нефти.
Примечание. Степень подготовки нефти (обезвоживание, обессоливание, снижение упругости паров и другие процессы) принимаются в соответствии с требованиями ГОСТа 9965-76 и определяется при проектировании подкомплекса.
1.8. Технологический подкомплекс приема и учета товарной нефти должен обеспечивать:
а) поточное измерение количества товарной нефти (п. 4.38);
б) определение качества товарной нефти;
в) прием некондиционной и товарной нефти в случае нарушения процессов подготовки или транспорта;
г) возврат некондиционной нефти на повторную обработку или в имеющиеся резервуарные емкости.
1.9. Технологический подкомплекс сооружений подготовки газа к транспорту должен обеспечивать:
а) компримирование газов концевых и горячей ступеней сепарации, а также выделяющихся в аппаратах установок подготовки нефти (УПН)1 до давления 1 ступени сепарации;
б) отбор из газов первой ступени и низкого давления (при необходимости) части углеводородов с целью полного исключения или снижения количества выпадающего в газопроводах углеводородного конденсата;
в) утилизацию отобранных из газов жидких углеводородов;
г) осушку (при необходимости) газов и снижение температуры гидратообразования;
д) очистку газа от сероводорода и углекислого газа при подаче местным бытовым потребителям;
е) поточное измерение количества газа, направляемого потребителям.
1.10. Технологический подкомплекс сооружений очистки и подготовки сточных вод к использованию их в системе поддержания пластового давления должен обеспечивать:
а) очистку и доочистку пластовых вод, включая их дегазацию, а также очистку производственно-дождевых вод;
б) откачку подготовленных сточных вод в систему поддержания пластового давления (ППД);
в) сбор и перекачку уловленной нефти на УПН;
г) сбор, накопление или сжигание шлама;
д) подачу в пластовую воду, при необходимости, ингибиторов коррозии, солеобразования, бактерицидов и других реагентов;
е) замер расхода водьц
1.11. Унифицированная схема допускает применение иных технологических решений отдельных подпроцессов при обустройстве нефтегазодобывающих районов, обусловленных специфическими их условиями. В каждом конкретном случае эти решения должны обосновываться технологическими и
экономическими расчетами.
1
Ниже именуются - "газы низкого давления".