Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

52 страницы

Купить РД 39-1-159-79 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

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

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.

Схемы обеспечивают унификацию технологических решений по сбору и подготовке продукции нефтяных скважин в различных, условиях, с различными физико-химическими 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.

Унифицированные схемы не распространяются на объекты обустройства газовых и газоконденсатных месторождений.

 Скачать PDF

Оглавление

Введение

1 0бщие положения

2 Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти газа и виды нефтедобывающих районов

3 Варианты технологических схем процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды

4 Рекомендации по выбору вариантов технологических схем процессов сбора и подготовки нефти, газа и воды

5 Рекомендации по отдельным технологическим подкомплексам

     5.1 Сбор и транспорт нефти, газа и воды

     5.2 Подготовка нефти

     5.3 Подготовка газа на ЦПС

     5.4 Подготовка воды

6 Учет товарной нефти

Приложение. Обозначения трубопроводов на схемах

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

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

УТВЕРЖДАЮ


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".