Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов (стр. 6 )

3.2.7. С учетом требований пп. 3.2.5 и 3.2.6 рекомендуется: для достижения ДНП товарной нефти 500 мм рт. ст. по Рейду (66650 Па) при 38 °С для нефтей с содержанием пропана до 2 %, применять схемы «горячей» сепарации (см. рис. 4, схема I, варианты а, б) при температуре не белее 45 °С; для достижения ДНП товарной нефти 500 и 220 мм рт. ст. (66650, 29330 Па соответственно) по Рейду при 38 °С для нефтей с содержанием пропана свыше 2 % применять схему ректификации нефти в отпарной колонне (без получения широкой фракции, см. рис.4, схема II, варианты а, б).

3.2.8. Ректификацию паров сепарации нефти в укрепляющей колонне с получением в виде целевого продукта ШФЛУ (схема III, варианты а, б) с обеспечением ДНП товарной нефти 220 мм рт. ст. (29330 Па) по Рейду при 38 °С рекомендуется применять в особых случаях с учетом условий получения и использования ШФЛУ.

3.3. Подготовка пластовых и промышленно-дождевых сточных вод.

3.3.1. Выбор технологических схем очистки (доочистки) пластово-сточных вод для использования их в системе ППД производится с учетом коллекторских свойств нефтяных пластов, физико-химических свойств вод и содержания в них примесей (табл. 4, рис. 5).

Таблица 4.

Схемы	Объем подготовки пластовых вод, тыс. м3/сут	Характеристика поступающей на подготовку воды	Проницаемость поровой среды, мД
ПТК	ТПК
до 350	от 350 до 1200	до 600	от 600 до 1200
Нормы качества по содержанию, мг/л
Содержание в исходной воде, мг/л	мехпримесей	нефтепродуктов	мехпримесей	нефтепродуктов	мехпримесей	нефтепродуктов	мехпримесей	нефтепродуктов
нефтепродуктов	мехпримесей	15	15	30	30	40	40	50	50
I	до 10	до 200	до 70
II	более 10	до 200	до 70
III	до 10	до 200	до 70
IV	до 10	до 200	до 70
V	до 10	до 200	до 70

ПТК - порово-трещинноватые коллекторы;

ТПК - трещинно-поровые коллекторы.

3.3.1.1. Технологические схемы I и II, основанные на отстойном принципе, обеспечивают очистку вод до остаточного содержания нефтепродуктов и механических примесей не более 30 - 50 мг/л каждого компонента. При объемах очищенных вод до 10 тыс. м3/сут. применяется схема I с напорными отстойниками; при объемах более 10 тыс. м3/сут. - схема II с резервуарами.

3.3.1.2. Технологическая схема III, предусматривающая дополнительную очистку сточных вод в отстойниках с коалесцирующим фильтром, обеспечивает очистку до остаточного содержания нефтепродуктов и механических примесей не более 15 мг/л каждого компонента.

3.3.1.3. Технологическая схема IV, предусматривающая очистку пластовых сточных вод от сероводорода, применяется с целью безопасной эксплуатации сооружений и охраны окружающей среды с учетом направления использования вод при соответствующем технико-экономическом обосновании.

3.3.1.4. Технологическая схема V, предусматривающая дополнительную очистку пластовых сточных вод во флотаторе, обеспечивает очистку до остаточного содержания нефтепродуктов 30 - 50 мг/л, мехпримесей - 30 - 40 мг/л.

3.3.2. Выбор технологических схем очистки промышленно-дождевых стоков при их использовании в системе ППД осуществляется аналогично пп. 3.3.1.1 - 3.3.1.2.

3.4. Подготовка газа.

3.4.1. Выбор технологических схем и параметров подготовки газа (рис. 6) следует производить в соответствии с рекомендациями, приведенными в табл. 5 и 6 с учетом физико-химических свойств нефтей, выделившихся из них газов, климатических и географических условий нефтедобывающего района, производительности ДНС и ЦПС по нефти и газу.

3.4.2. Рекомендуемые параметры и схемы подготовки газа определяются исходя из условий обеспечения его транспортабельности и поставки потребителям без потерь жидких углеводородов. В каждом конкретном случае рациональность применения одной из унифицированных схем должна быть подтверждена технико-экономическими расчетами.

3.4.3. В качестве показателя, который характеризует связь физико-химических свойств нефтей с исходными параметрами и схемами подготовки выделившегося газа, принимается отношение величин весовых содержаний в пластовой нефти пропана к сумме метана и этана (см. табл. 5), а для нефтей, содержащих значительное количество азота (≥ 1 %), . При поступлении на ЦПС нефтей разных месторождений величину следует определять по принципу аддитивности.

3.4.4. При расположении ЦПС и ГПЗ на одной площадке подачу газов первой ступени сепарации и газов концевых ступеней сепарации на ГПЗ следует, как правило, производить раздельно (п. 2.6.5.1). При этом, в зависимости от физико-химических свойств нефтей, расстояния от ЦПС до ГПЗ, компрессоры сжатия газов концевых ступеней сепарации могут быть расположены как на ЦПС, так и на ГПЗ.

3.4.5. При расположении ЦПС и ГПЗ на разных площадках, на ЦПС, а также на ДНС должен предусматриваться комплекс сооружений по подготовке нефтяного газа к транспорту до ГПЗ (п. 2.6.2).

Таблица 5.

Применение схем подготовки газа к транспорту под давлением первой ступени сепарации нефти (Ртр. ≤ РI ст. сеп.)

Значение Кп = С3/(УС1 + С2 + (N2))	Осушка газа от влаги tос ≥ 0 (-5) °С	НТК газа первой ступени сепарации tохл = 0 (-5) °С	НТК газов первой ступени сепарации tохл = 0 (-5) °С, компримирование и охлаждение газов концевых ступеней сепарации в воздушных холодильниках tохл = -30 (-45) °С	НТК газов первой ступени сепарации t = -5 °С и газов концевых ступеней сепарации t = -10 °С
УОГ на ДНС (осушка газа I ступени)	УОГ на ЦПС	УПГ на ДНС	УПГ на ЦПС
Выпавший в газопровод углеводородный конденсат транспортируется совместно с газом на ГПЗ (схема I)	Углеводородный конденсат закачивается в нефть перед I ст. сепарации (конденсат от концевых ступеней сепарации) (схемы II, III)	Углеводородный конденсат закачивается в нефть до или после I ступени сепарации (схема V)	Углеводородный конденсат закачивается в товарную нефть (схемы II, III, V)	Углеводородный конденсат закачивается в нефть перед I ступенью сепарации (схемы I, III, V)	Углеводородный конденсат транспортируется на ГПЗ по отдельному трубопроводу (схемы IV, V)
0,2
0,4
0,6
0,7
≥ 0,8

Примечание: - зоны с выпадением конденсата в газопроводе;