Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов (стр. 7 )

- зоны без выпадения конденсата в газопроводе.

Таблица 6.

Применение схем подготовки газа при компрессорном транспорте с давлением 1,6 и 4,0 МПа

Значение Кп = С3/(УС1 + С2 + (N2))	Осушка от влаги газа первой ступени сепарации нефти (схема I) tос = 0 (-5) °С	Осушка от влаги смеси газа первой ступени сепарации нефти и газа концевых ступеней сепарации (схемы II, III) tос = 0 (-5) °С	НТК газов первой ступени сепарации нефти (схема VII) tохл = -5 °С	НТК смеси газов первой ступени сепарации нефти и газов концевых ступеней сепарации (схема VIII) tохл = -10 °С
Углеводородный конденсат с КСв. д.направляется в нефть перед I ступенью сепарации и после нее	УОГ на ЦПС	УПГ на ДНС	УПГ на ЦПС
Углеводородный конденсат с КСн. д. и КСв. д. закачивается в нефть перед I ступенью сепарации	Углеводородный конденсат закачивается в нефть перед I ступенью сепарации	Углеводородный конденсат закачивается в нефть перед I ступенью сепарации	Углеводородный конденсат транспортируется на ГПЗ по отдельному трубопроводу
0,2
0,4
0,6
0,7
≥ 0,8

Примечание: - зоны с выпадением конденсата в газопроводе;

- зоны без выпадения конденсата в газопроводе.

3.4.6. Бескомпрессорный транспорт газа.

3.4.6.1. В случае, когда нет необходимости в полном исключении выпадения конденсата в газопроводе, на ЦПС следует производить компримирование до давления первой ступени сепарации и воздушное охлаждение газов концевых ступеней сепарации.

После охлаждения и отделения углеводородного конденсата газы концевых ступеней сепарации совместно с газами первой ступени сепарации транспортируются на ГПЗ.

Подачу образовавшегося конденсата следует осуществлять в подготовленную нефть при значениях Кп до 0,4 (см. рис. 6, схемы II, III). При значениях Кп от 0,4 до 0,7 подача конденсата осуществляется в нефть перед первой ступенью сепарации (см. рис. 6, схемы II, III, V).

Примечание. При Кп ≥ 0,4 (схемы II, III) подача выделившегося конденсата в подготовленную нефть ведет к возрастанию ее упругости выше 500 мм рт. ст. (66650 Па) по Рейду (ГОСТ 9965-76). В этих условиях применять схемы не рекомендуется. При Кп ≥ 0,7 (схемы II, III, V) подача конденсата в нефть перед первой ступенью сепарации ведет к возрастанию упругости подготовленной нефти выше 500 мм рт. ст. (66650 Па) по Рейду (ГОСТ 9965-76) и резкому возрастанию количества газов концевых ступеней сепарации. В этих условиях применять схемы не рекомендуется. Схемы II, III и V следует применять, как правило, только при совместном транспорте газов первой и концевых ступеней сепарации нефти.

В каждом конкретном случае вариант утилизации конденсата должен определяться технологическим и технико-экономическим расчетом.

3.4.6.2. При необходимости транспорта газа с исключением выпадения конденсата в газопроводе подготовку газа следует производить по одной из следующих схем:

1. Низкотемпературная конденсация газов первой ступени сепарации на ДНС (схема VII).

2. Низкотемпературная конденсация газов первой ступени сепарации на ЦПС в сочетании с воздушным охлаждением газов концевых ступеней сепарации (см. рис. 6, схема IV) при Кп≤ 0,7 - для легких нефтей с плотностью до 0,86 г/см3 и Кп ≤ 0,5 - для тяжелых нефтей с плотностью более 0,86 г/см3.

3.4.6.3. Выбор технологических схем подготовки газа к транспорту должен производиться с учетом развития новой технологии и аппаратурного оформления УПГ, подлежащих освоению.

Одним из перспективных направлений является применение высокоэффективного тепломассообменного аппарата с насадкой (АВР) в процессах подготовки газа к транспорту по схеме НТК в качестве составной части УПГ (см. рис. 6, схема VI).

3.4.6.4. Низкотемпературную конденсацию газов первой и концевой ступеней сепарации нефти следует осуществлять раздельно при давлении, равном давлению первой ступени сепарации и температурах от 0 до -5 °С для первой ступени и -10 °С для концевых ступеней.

3.4.6.5. При осуществлении низкотемпературной конденсации газов концевых ступеней сепарации с целью обеспечения их транспортабельности во всех случаях возможно получение широкой фракции углеводородов марки Б (ТУ 38101524-75) (после выветривания конденсата), которую следует направлять на ГПЗ для переработки или близлежащим потребителям.

3.4.6.6. При раздельном транспорте газов первой и концевых ступеней сепарации в случае необходимости исключения выпадения конденсата в газопроводе подготовку газа следует производить соответственно по схемам IV и V (см. рис. 6).

Подготовка газов концевых ступеней сепарации методом НТК при Кп ≥ 0,8 рекомендуется только в особых случаях при наличии близлежащих потребителей ШФЛУ. Как правило, в этом случае рекомендуется подавать газонасыщенную нефть в район размещения ГПЗ, где и будет осуществляться концевая ступень сепарации.

3.4.7. Компрессорный транспорт.

3.4.7.1. Низкотемпературная конденсация газов первой ступени сепарации на ДНС с подачей конденсата в нефть перед первой ступенью сепарации (схема VII).

3.4.7.2. На ЦПС низкотемпературная конденсация смеси газов первой ступени сепарации с подачей конденсата в нефть перед первой ступенью сепарации при Кп ≤ 0,2 (схема VIII).

3.4.7.3. На ЦПС низкотемпературная конденсация смеси газов первой ступени сепарации и газов концевых ступеней сепарации (схема VIII) при Кп > 0,2 с подачей конденсата в продуктопровод.

3.4.7.4. Подготовка газов концевых ступеней методом НТК может быть рекомендована только при ее технико-экономическом обосновании с учетом условий сбора и сбыта ШФЛУ. В остальных случаях рекомендуется на ЦПС осуществлять (при необходимости исключения выпадения конденсата в газопроводе) НТК газов первой ступени с размещением концевой сепарационной установки (КСУ) в районе ГПЗ.

3.4.7.5. Во всех случаях, особенно при отсутствии в газе сероводорода, должна быть определена техническая возможность и экономическая целесообразность транспорта до ГПЗ газоконденсатного потока без промежуточного отбора конденсата по сравнению с подготовкой газа к транспорту.

3.4.7.6. В каждом конкретном случае в зависимости от физико-химических свойств нефтей и газов, климатических условий района и условий прокладки газопроводов, должна быть определена технико-экономическая целесообразность осушки газа, как при компрессорном, так и бескомпрессорном транспорте газа.

3.4.7.7. При подготовке газа по схемам IV, V, VII, VIII (см. рис. 6) осушку следует производить путем впрыска абсорбента в теплообменную аппаратуру с последующей его регенерацией.

3.4.7.8. Выбор гликолевого абсорбента (ДЭГ, ТЭГ и др.) производится в зависимости от конкретных условий на основе технико-экономического расчета.

3.4.7.9. При транспорте газоконденсатного потока должна предусматриваться осушка газа.

3.4.7.10. На ДНС и ЦПС следует производить очистку газа от сероводорода и углекислого газа. Технология очистки газа от сероводорода и выбор оборудования согласовываются с институтом «Гипрогазоочистка» (г. Москва).

3.4.7.11. Допускается применение упрощенных методов подготовки газа (вымораживание и т. д.), осуществление подачи в газ ингибиторов гидратообразования (в качестве временной меры) и коррозии, а также других методов, обеспечивающих надежный транспорт газа. Рациональность применения данных методов определяется в каждом конкретном случае на основе технико-экономического обоснования.

3.4.7.12. В отдельных случаях, при наличии условий для использования конденсата (наличия дорог вдоль трассы газопровода, незначительное количество выпадающего конденсата и т. д.), допускается транспорт газоконденсатного потока с промежуточным выводом конденсата с технико-экономическим обоснованием данного решения и обеспечения условий защиты окружающей среды при конкретном проектировании.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Обозначения трубопроводов на схемах:

Н Нефтегазовая смесь

Н1 Обезвоженная нефть

Н2 Обессоленная нефть

Н3 Стабильная нефть

Ну Уловленная нефть

Нн Нефть некондиционная

В Вода пресная

В1 Очищенная вода после УПВ

В2 Вода после установки предварительного обезвоживания

В3 Вода после аппаратов глубокого обезвоживания и обессоливания

В4 Производственно-дождевые и бытовые стоки

В5 Загрязненные сточные воды на очистку

В6 Горячая пресная вода

Ш Шлам

Р Реагент

Г Газ на ГПЗ

Г1-4 Газ I - IV ступеней сепарации

Г5 Газ концевой (горячей) ступени сепарации

Г6 Газ осушенный

Г7 Газ осушенный и частично отбензиненный

Гв Газ выветривания конденсата

Гнд Газ низкого давления

Гк Газовый конденсат

Гбс Газ бессернистый

Гс Газ сернистый

НГ Насыщенный гликоль

РГ Регенерированный гликоль

Хж Хладагент жидкий

Хг Хладагент газообразный

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения 2. Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов 2.1. Сбор и транспорт нефти, газа и воды. 2.2. Предварительное разделение продукции скважин. 2.3. Подготовка нефти. 2.4. Прием и учет нефти. 2.5. Подготовка пластовых и промышленно-дождевых сточных вод. 2.6. Подготовка газа. 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. 3.2. Предварительное разделение продукции скважин и подготовка нефти. 3.3. Подготовка пластовых и промышленно-дождевых сточных вод. 3.4. Подготовка газа. Приложение