Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов (стр. 4 )

2.6. Подготовка газа.

2.6.1. При расположении ЦПС и ГПЗ на одной площадке газы первой ступени сепарации и газы концевых ступеней сепарации, как правило, должны подаваться на ГПЗ раздельно без подготовки.

2.6.2. Газы первой ступени сепарации нефти при размещении последней на ДНС, а также газ первой ступени и концевых ступеней сепарации при размещении ЦПС и ГПЗ на разных площадках, должны подаваться на ГПЗ, как правило, после соответствующей подготовки.

2.6.3. Транспорт газа от ДНС и ЦПС до ГПЗ следует осуществлять при давлении первой ступени сепарации (бескомпрессорный транспорт), так и при давлении, превышающем давление первой ступени сепарации (компрессорный транспорт). Рекомендуется применять, как правило, бескомпрессорный транспорт газа. При значительных расстояниях от ДНС и ЦПС до ГПЗ и других условиях может возникнуть необходимость компрессорного транспорта газа. При этом газ может транспортироваться в зависимости от расстояния, рельефа местности, количества газа и других особенностей района двумя способами: в виде газожидкостного потока и в виде газового потока с подготовкой газа на ДНС и ЦПС.

2.6.4. Подготовка газов первой и концевых ступеней сепарации должна производиться в соответствии с унифицированными схемами, приведенными на рис. 6.

2.6.5. Бескомпрессорный транспорт (Ртр < РI ст. сеп.).

Рис. 6. Унифицированные технологические схемы подготовки газа.

С-1 ч С-4 - сепараторы 1 - 4 ступеней сепарации; КСн. д. - компрессорная станция низкого давления; КСв. д. - компрессорная станция высокого давления; С-5 - приемный сепаратор; О-1 - газосепаратор - маслоотделитель; УОГ - установка очистки газа; ВХ-1 - аппарат воздушного охлаждения; Х-1 - холодильник «газ - газ»; Х-2 - холодильник «газ - конденсат»; Хг-1 - холодильник газа; ФК - фракционирующий конденсат; С-7 - сепаратор; Е-1 - разделительная емкость; Н-9 - насос откачки конденсата; В-1 - выветриватель; Р-1 - регенерация гликоля; ХО - холодильное отделение.

2.6.5.1. Подготовка газов первой ступени сепарации должна производиться отдельно от газов концевых ступеней сепарации.

2.6.5.2. Газы концевых ступеней сепарации во всех схемах должны компримироваться до давления I ступени сепарации.

2.6.5.3. По схеме I (см. рис. 6) газы концевых ступеней сепарации после компримирования, как правило, смешиваются с газами первой ступени сепарации нефти и транспортируются до ГПЗ в виде газоконденсатного потока.

2.6.5.4. По схемам II и III (см. рис. 6) газы концевых ступеней сепарации после компримирования охлаждаются в воздушных холодильниках (ВХ-I), после чего в разделительной емкости (С-7) из них выделяется конденсат. Последний должен подаваться под собственным давлением в нефть перед первой ступенью сепарации или насосом Н-9 (см. рис. 6) в подготовленную нефть на выкид насоса Н-3 (см. рис. 3).

Газ из сепаратора С-7 подается, как правило, на смешение с газами первой ступени сепарации нефти, после чего осуществляется совместный их транспорт до ГПЗ в виде газоконденатного потока.

2.6.5.5. По схеме IV (см. рис. 6) газы концевых ступеней сепарации подготавливаются методом низкотемпературной конденсации (НТК). 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.

2.6.5.6. По схеме V (см. рис. 6) газ первой ступени сепарации подготавливается методом НТК. Выделившийся конденсат подается насосом Н-9 в товарную нефть. Газы концевых ступеней сепарации в этом случае подготавливаются по одной из схем II - IV. Подготовленные газы первой и концевых степеней сепарации в смеси или раздельно подаются на ГПЗ для переработки.

2.6.5.7. По схеме VI предусматривается подготовка газа во фракционирующем конденсаторе.

2.6.6. Компрессорный транспорт (Ртр > РI ст. сеп.) с давлением транспорта 1,6 и 4,0 МПа. Подготовку газа при компрессорном транспорте рекомендуется производить по схемам, приведенным на рис. 6 с учетом следующих особенностей.

2.6.6.1. На ДНС производится подготовка только газа I ступени методом НТК (схема VII).

2.6.6.2. На ЦПС производится совместная подготовка газов I ступени и концевых ступеней сепарации (схема VIII) методом НТК.

2.6.6.3. Подготовка газа в соответствии с данными унифицированными схемами предусматривает (при необходимости) осушку газа впрыском гликолей в теплообменную аппаратуру УПГ (схемы VII - VIII) см. рис. 6) или по обычным схемам с различными гликолевыми абсорбентами (схема I). При компрессорном транспорте может применяться схема осушки газа методом адсорбции.

2.6.7. При подаче газа непосредственно с ДНС или ЦПС местным потребителям, при необходимости, следует производить очистку газа от сероводорода (п. 3.4.7.10). В других случаях решение об очистке газа от сероводорода на ДНС или ЦПС должно приниматься на основе технического или экономического обоснования.

3. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ ВАРИАНТОВ УНИФИЦИРОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ КОМПЛЕКСОВ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ

3.1. Сбор и транспорт нефти, газа и воды.

3.1.1. Технологические схемы сбора и транспорта продукции скважин следует рассматривать с учетом подкомплекса подготовки нефти, газа и воды и обустройства нефтедобывающего района в целом.

3.1.2. Выбор сочетаний процессов подкомплекса сбора и транспорта продукции скважин и технологических схем обосновывается технологическими, технико-экономическими расчетами при конкретном проектировании.

3.1.3. При выборе технологических схем сбора и транспорта продукции скважин учитываются:

энергетические возможности месторождения в основной период его разработки;

физико-химические и геологические свойства нефти и водонефтяной эмульсии;

рельеф местности;

наличие в районе рассматриваемого месторождения других месторождений, их размещение, а также размещения в районе ЦПС и ГПЗ.

3.1.4. По принятому в технологической схеме разработки давлению на устье эксплуатационных скважин и другим параметрам, указанным в п. 3.1.3, по табл. 1 в первом приближении определяется возможное расстояние однотрубного транспорта.

Таблица 1.

Допустимые расчетные пределы однотрубного транспорта в зависимости от рельефа трасс трубопроводов и вязкости продукции

Объемы транспорта продукции, тыс. т/год	Давление в начале трубопровода, МПа	Внутренний диаметр трубопровода, м	Вязкость продукции скважин (нефть, газ, вода) м2/с
10 · 10-6	80 · 10-6	200 · 10-6
Сумма подъемов трассы трубопровода, м/км (Уh)
15	30	40	15	30	40	15	30	40
Допустимые расчетные расстояния однотрубного транспорта, км
100		0,255	21,6	11,8	8,3	20,0	11,5	8,2	17,3	10,3	7,3
300	1,5	0,357	21,0	11,6	8,2	19,4	11,3	8,0	18,0	10,6	7,4
1000		0,509	19,7	11,3	8,1	17,9	10,8	7,8	16,3	10,0	7,2
100		0,255	36,7	19,6	14,6	34,0	19,0	14,3	29,1	17,0	12,5
300	2,0	0,357	35,7	19,4	14,5	33,3	18,7	14,1	30,0	17,4	12,7
1000		0,509	33,7	18,9	14,2	30,6	18,0	13,7	27,8	16,7	12,4
100		0,255	70,0	38,1	33,8	63,8	37,4	32,0	54,6	31,7	25,0
300	3,0	0,357	66,3	37,9	33,5	64,8	37,0	32,3	56,4	32,6	25,6
1000		0,509	65,5	37,2	32,2	60,0	35,6	31,5	53,5	31,5	25,0

3.1.5. Окончательное решение о возможности применения технологического комплекса на месторождении с однотрубным транспортом продукции скважин до ЦПС принимается на основе технико-экономического расчета совместно с характеристикой и размещением других месторождений нефтедобывающего района (см. рис. 2, схема I).

3.1.6. При расстояниях от месторождений до ЦПС, превышающих указанные в табл. 1, следует принимать технологическую схему с транспортом газонасыщенной нефти за счет давления сепарации или насосов (см. рис. 2, схемы II и III).

3.1.7. Для месторождений с добычей нефти 15 - 20 % от общей добычи нефтедобывающего района или отдельных участков уникальных месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления и расположенных на расстоянии, большем, чем определенное в соответствии с табл. 1, следует принимать технологическую схему с применением дожимных насосных станций и установок предварительного обезвоживания продукции скважин (см. рис. 2, схема IV).

3.1.7.1. Применение в схемах V - VI нагрева эмульсий научно обосновывается технико-экономическими расчетами и научно-исследовательскими работами.