МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
«УТВЕРЖДАЮ»
Заместитель министра
«3» октября 1986 г.
УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
СХЕМЫ СБОРА, ТРАНСПОРТА И ПОДГОТОВКИ
НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ
РД 39-0148311-605-86
Куйбышев, 1986 г.
НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:
Государственным институтом по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности
«Гипровостокнефть»
Директор института
СОГЛАСОВАНО:
Начальник Гл. Управления
проектирования и
капитального строительства
Начальник Гл. технического
Управления
Начальник Гл. Управления
по добыче нефти и газа
ОТВЕТСТВЕННЫЕ ИСПОЛНИТЕЛИ:
От института «Гипровостокнефть»:
Главный инженер института,
руководитель работы, к. т.н.
Заведующий отделом индустриальных
разработок объектов нефтедобычи,
руководитель работы
Главный инженер проекта,
руководитель работы
Ведущий инженер отдела ИРОН,
руководитель работы
Заведующий сектором
отдела ИРОН
От института «ВНИИСПТнефть»:
Зам. директора института, к. т.н.
Заведующий лабораторией, к. т.н.
Заведующий сектором, к. т.н. .
От института «СибНИИНП»:
Заместитель директора
Заведующий отделом, к. т.н.
Унифицированные технологические схемы разработаны для комплексов сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды.
Схемы универсальны и обеспечивают решение вопросов обустройства нефтедобывающих районов с учетом размещения и разработки нефтяных месторождений, их энергетических возможностей, физико-химических свойств продукции скважин и прочих специфических условий.
Схемы рекомендуют различные сочетания процессов подготовки нефти, газа и воды и обеспечивают получение продукции требуемого качества при минимальных эксплуатационных и капитальных затратах.
Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности (Гипровостокнефть), 1985.
Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть).
Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (СибНИИНП).
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ
Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов
РД 39-0148311-605-86
Вводится взамен РД 39-1-159-79
Срок введения установлен с 01.01.87 г.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящие унифицированные технологические схемы являются обязательным руководящим документом 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 физико-химическими свойствами.
1.2. Унифицированные технологические схемы не распространяются на объекты обустройства газовых и газоконденсатных месторождений.
1.3. Технологические схемы сбора и подготовки продукции скважин рассматриваются с учетом обустройства нефтедобывающего района, представляющего нефтегазосборную систему с законченным технологическим циклом сбора, транспорта и подготовки нефти, нефтяного газа и воды с выдачей товарной продукции.
1.3.1. Выбор вариантов технологических схем обустройства нефтедобывающего района должен обосновываться в каждом конкретном случае технико-экономическими расчетами.
1.3.2. Технологические схемы объектов обустройства нефтедобывающего района должны обеспечивать получение продукции требуемого качества при минимальных приведенных затратах на ее добычу, сбор и подготовку.
1.4. В нефтедобывающем районе следует предусматривать, как правило, один центральный пункт сбора (ЦПС). ЦПС предназначен для осуществления процессов сепарации нефти и газа, обезвоживания и обессоливания нефти, стабилизации нефти с целью обеспечения максимального выхода товарной нефти, сокращения ее потерь при транспорте, очистки пластовых и других сточных вод и подачи их на сооружения по поддержанию пластового давления, первичной подготовки газов концевых ступеней к транспорту, а также для перекачки и учета товарной нефти в общей системе сбора и подготовки нефти, газа и воды к транспорту и использованию.
1.5. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается размещение в нефтедобывающем районе двух и более ЦПС при наличии нескольких направлений магистрального транспорта нефти или уникальных месторождений.
1.6. ЦПС следует размещать, как правило, на базовом месторождении (добыча нефти которого составляет 40 % и более от общей добычи района в период его максимального развития) независимо от направления магистрального транспорта нефти, а при отсутствии в районе базового месторождения - на месторождении, ближайшем к начальной точке магистрального транспорта.
1.6.1. Газоперерабатывающий завод (ГПЗ) следует располагать, как правило, на одной площадке с ЦПС.
1.6.2. Технологический подкомплекс подготовки нефти располагается, как правило, на ЦПС.
1.7. Технологический комплекс обустройства нефтедобывающего района (месторождения) включает следующие сооружения (рис. 1):
на месторождениях: выкидные линии, замерные установки, при необходимости - устьевые подогреватели, сепараторы I ступени сепарации, узлы предварительного обезвоживания, бригадного учета продукции скважин, дожимные насосные станции (ДНС), дозаторы реагента, ингибиторы коррозии, путевые подогреватели;
на ЦПС: сепарационные блоки первой и последующих ступеней сепарации нефти, блоки предварительного обезвоживания, блоки нагрева, блоки подготовки нефти, воды и газа, вспомогательные сооружения и инженерные коммуникации.
Рис. 1. Технологический комплекс обустройства нефтедобывающего района.
С-1-4 - сепараторы 1 - 4 ступеней сепарации; О-1 - отстойник предварительного обезвоживания; О-2 - отстойник II ступени обезвоживания; Э-2 - электродегидратор; ГС-3,4 - газовые сепараторы; ГЗУ - групповая замерная установка; КС - компрессорная станция; Н-1 - насос подачи сырой нефти; Н-3 - насос откачки товарной нефти; Н-4 - насос подачи воды в систему ППД; Н-5 - насос подкачки возвратной воды; УОГ - установка очистки газа отH2S; ГЦ - гидроциклон; П-1,2 - печи трубчатые; БРГ - блок регенерации гликоля; БР - блок реагента; БИ - блок ингибитора; А-1 - абсорбер; БЕ - буферная емкость; Р-1 - резервуар для приема нефти; а - анализатор качества; БО - блок отстойник для очистки воды; БД - блок - дегазатор; БОН - блок откачки уловленной нефти; БОС - блок откачки стоков; Р-2 - резервуар пластовой воды; Е-2 - шламонакопитель.
1.8. Унифицированными схемами технологических комплексов обустройства месторождений нефтедобывающих районов должны обеспечиваться:
требуемое качество товарной продукций;
замер дебита нефти и газа по каждой скважине, измерение продукции (нефть, газ, вода) в системе нефтегазосбора по каждой производственной бригаде и предприятию в целом, учет товарной продукции;
надежность эксплуатации нефтегазопроводов и установок, полная их герметизация;
максимальное использование природных ресурсов;
комплексная автоматизация технологических процессов;
1.9. Обустройство нефтедобывающих районов необходимо рассматривать как единый технологический комплекс сооружений, включающий в себя объекты следующих технологических подкомплексов:
промыслового сбора, транспорта и учета продукции скважин;
предварительного разделения продукции скважин;
подготовки нефти;
подготовки сточных вод;
приема и учета нефти;
подготовки газа.
1.10. Технологический подкомплекс сбора, транспорта и бригадного учета нефти, газа и воды должен обеспечивать:
замер добываемой продукции по каждой скважине;
замер и учет добычи нефти, газа и воды по отдельным месторождениям, участкам месторождений, в т. ч. по каждой производственной бригаде с сохранением существующих принципов централизации объектов сбора и транспорта;
формирование потоков по физико-химическим свойствам, равномерное распределение продукции по технологическим линиям;
транспорт продукции скважин, при необходимости, насосный. При этом следует предусматривать, при возможности и экономической целесообразности, бескомпрессорный транспорт газа I ступени сепарации до ЦПС или ГПЗ;
герметизацию сбора и транспорта газа и нефти на всем пути движения продукции скважин;
использование нефтесборных трубопроводов для подготовки продукции скважин к дальнейшей ее обработке;
учет газа по направлениям использования.
1.11. Технологический подкомплекс предварительного разделения продукции скважин должен обеспечивать:
подготовку потоков к расслоению перед поступлением в технологические аппараты, формирование их по производительности;
качественную сепарацию газа от жидкости;
предварительное обезвоживание нефти (до остаточного содержания воды в нефти 5 - 20 %), совмещенное с очисткой пластовой воды, при этом процесс предварительного обезвоживания нефти должен, как правило, обеспечивать качество сбрасываемой воды, необходимое для ее использования в системе поддержания пластового давления (ППД). Указанный технологический подкомплекс может размещаться как на ЦПС, так и на месторождении или участке крупного месторождения, где по технико-экономическим показателям целесообразно размещение ДНС.
1.12. Технологический подкомплекс сооружений по подготовке нефти должен обеспечивать:
глубокое обезвоживание нефти;
обессоливание нефти (если это требуется по условиям сдачи товарной продукции);
утилизацию тепла товарной нефти с температурой ее подготовки выше 40 °С при соответствующем обосновании;
утилизацию тепла, повторное использование реагента путем возврата дренажной воды в начало процесса с использованием ее в качестве гидрофильной среды для разрушения эмульсии;
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 |
