ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ
ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Преподаватель
доцент Л.В. Шишмина
2015 / 2016
уч.год
1
Распределение учебного времени
Лекции
Практические занятия
8 часов
16 часов
Всего аудиторных занятий
24 часа
Самостоятельная работа
Общая трудоемкость
84 часа
108 часов
Зачет
2
Рекомендуемая литература
1. Тетельмин, Владимир Владимирович Нефтегазовое дело. Полный курс:
[учебное пособие для вузов] / В. В. Тетельмин, В. А. Язев. — 2-е изд.—
Долгопрудный: Интеллект, 2014. — 800 с.
2. Мельников В.Б. Сбор и подготовка скважинной продукции газовых и
газоконденсатных месторождений: учебное пособие для вузов / В.Б.
Мельников, Н.П. Макарова. – Москва: МАКС Пресс, 2010. – 92 с.
3. Регулярные процессы и оборудование в технологиях сбора, подготовки
и переработки нефтяных и природных газов: учебное пособие / Е. П.
Запорожец [и др.]. — Краснодар: Юг, 2012. — 620 с.
4. Соловьянов, Александр Александрович Попутный нефтяной газ.
Технологии добычи, стратегии использования: учебное пособие / А. А.
Соловьянов, В. В. Тетельмин, В. А. Язев. — Долгопрудный: Интеллект,
2013. — 207 с.
5. Хаустов А.П. Редина М.М. Охрана окружающей среды при добыче
нефти. 2006.
6. Леонтьев С.А., Галикеев Р.М. Фоминых О.В. Расчет процессов
3
сбора и подготовки скважинной продукции. 2010
1. Нормы технологического проектирования объектов сбора,
транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных
месторождений. ВНТП 3-85
2. ГОСТ Р 8.615-2005 Измерение количества извлекаемой из недр
нефти и нефтяного газа.
3. ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»
4. Справочное руководство по проектированию разработки и
эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под ред.
Гиматудинова Ш.К.
5. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции
нефтяных месторождений. 2006
6. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях
России / Гриценко А.И., Истомин В.А. Кульков А.Н., Сулейманов Р.С.
1999
7. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти и газа. 1973.
8. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и
оборудование / Сулейманов Р.С. и др. 2007
9. Ситенков В.Т. Технологическое проектирование обустройства 4
нефтяных месторождений, 2007
Журналы
Нефтяное хозяйство
Нефтегазовые технологии
Оборудование и технологии для нефтегазового
комплекса
Нефтепромысловое дело
Нефтегазовое дело
Проблемы сбора и подготовки
Нефть. Газ. Новации
Нефть, Газ & Энергетика
Oil & Gas Journal
5
Промысловое обустройство представляет
сложный комплекс сооружений и коммуникаций:
собой
• кусты скважин
• пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды
• резервуарные парки
• насосные внешней перекачки
• система ППД, КНС
• сеть трубопроводов
• электрические подстанции и линии электропередачи
• автодороги
6
Проект генеральной схемы обустройства создают
на основе данных проекта разработки нефтяного
месторождения.
В генеральной схеме обустройства определяют
мощность и местоположение объектов и
сооружений
всего
технологического
и
вспомогательного комплекса.
7
Основные технологические системы
• система кустования скважин
• система сбора, транспорта и подготовки нефти,
попутного газа и воды
• система ППД
• система электроснабжения
•система автомобильных дорог
8
1. Общие и технологические принципы норм
технологического проектирования систем
обустройства нефтяных месторождений ВНТП 3-85
• рациональное использование природных ресурсов;
• использование современной вычислительной техники для
разработки вариантов обустройства месторождений и выбора
оптимального варианта, а также для оптимизации:
кустования скважин,
систем сбора, подготовки и транспорта нефти, нефтяного газа и
воды,
общепромысловых инженерных коммуникаций,
транспортных схем;
• применение герметизированных систем сбора, подготовки,
транспорта и учета нефти, нефтяного газа и пластовых вод на всем
пути движения от скважин до потребителей;
• осуществление однотрубного герметизированного сбора нефти
и нефтяного газа до пунктов первой ступени сепарации нефтяного
9
газа или центральных пунктов сбора (ЦПС);
• транспорт газонасыщенной нефти от ДНС или пунктов сбора
(ПС) до ЦПС;
• обезвоживание и обессоливание нефти в газонасыщенном
состоянии с последующей ее сепарацией на концевых ступенях;
• комплексную
автоматизацию
и
телемеханизацию
технологического процесса сбора, подготовки и транспорта нефти и
нефтяного газа с безрезервуарным учетом и сдачей товарной
нефти;
• максимальное применение бескомпрессорного транспорта
нефтяного газа первой ступени сепарации до потребителей;
• применение
методов кустового строительства скважин при
обустройстве месторождения с оснащением их комплексом
блочных установок, оборудования и сооружений для обслуживания
и ремонта скважин, замера дебита скважин, объемов
закачиваемой воды, расхода электроэнергии, использования
автоматизированных средств телемеханики и т.п.;
10
• применение
высокоэффективных ингибиторов коррозии в
трубопроводных системах при транспорте продукции скважин и
реагентов-деэмульгаторов при подготовке нефти;
• осуществление
коридорной
объединенной
прокладки
промысловых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП, линий связи и
телемеханики, автодорог и др..;
• применение в максимально возможных объемах блочного и
блочно-комплектного оборудования и установок основного
технологического назначения, блок-боксов и зданий станций
катодной защиты (СКЗ)
для объектов
производственновспомогательного назначения;
• использование суперблоков, проектирование центральных
пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды с компоновкой
аппаратуры и оборудования в едином технологическом блоке с
этажным (ярусным) размещением технологического оборудования;
11
применение
блочных
автоматизированных
компрессорных станций (КС) повышенной единичной
мощности, наземного технологического оборудования, в
том числе установок осушки газа в блочно-комплектном
исполнении;
•
• применение
индустриальных
методов
строительства объектов инфраструктуры с монтажом их
из готовых объемных блоков и индустриальных
заготовок;
• использование неметаллических труб.
12
При проектировании мероприятий по защите нефтепромыслового
оборудования и трубопроводов от внутренней коррозии
агрессивными
средами
в
первую
очередь
должны
предусматриваться меры, направленные на снижение и
предупреждение усиления первоначальной агрессивности
среды:
• предотвращение попадания в добываемую нефть, нефтяной
газ и сточные воды кислорода из атмосферы;
• исключение смешивания сероводородсодержащих нефтей,
нефтяного газа и сточных вод с продукцией, не содержащей
сероводород, до введения в практику обустройства эффективной
защиты внутренней поверхности труб сплошными покрытиями,
ингибиторами коррозии и расширения возможности применения
коррозионно-стойких материалов;
• снижение коррозийной агрессивности
деаэраторов и других средств.
среды
с
помощью
13
Система сбора скважинной продукции, промыслового транспорта,
подготовки нефти, нефтяного газа и пластовой воды должна
обеспечивать:
• оптимальную
централизацию
объектов
технологического
комплекса подготовки, транспорта нефти и нефтяного газа на
площадке центрального пункта сбора (ЦПС), на территории или в
районе наиболее крупного месторождения и
• надежную работу всех объектов промыслового обустройства.
Допускается при обустройстве:
крупных месторождений и
группы месторождений небольших по площади и
рассредоточенных
по
территории
нефтяного
района
децентрализованное размещение технологических объектов
и сооружений (установок предварительного сброса (УПС),
сепарационных установок, ДНС, компрессорных станций (КС) и т.д.).
Оптимальность принятых решений должна быть подтверждена
путем
технико-экономического
сопоставления
вариантов
обустройства.
14
Для технологических установок различного назначения с
применением
систем
охлаждения
рекомендуется
предусматривать, по возможности, безводные системы
(использование воздуха или другого охлаждающего
агента), причем в циркуляционных системах охлаждения
поток должен быть непрерывным.
При реконструкции, расширении и техническом
перевооружении действующих комплексных сборных
пунктов (КСП), дожимных насосных станций (ДНС)
производительностью более 3 млн. т/год (по нефти),
пунктов сбора (ПС) необходимо руководствоваться
требованиями норм, предъявляемыми к центральным
пунктам сбора (ЦПС).
15
2. Внутрипромысловое обустройство на
месторождении
Объекты внутрипромыслового обустройства, размещаемые на территории
непосредственно месторождения в соответствии с ВНТП-3-85, должны
обеспечивать:
• герметизированный сбор и внутрипромысловый транспорт продукции
скважин до ЦПС, включая бескомпрессорный транспорт нефтяного газа
первой ступени сепарации:
до ЦПС, ГПЗ,
на собственные нужды и другим потребителям;
• замер продукции скважин;
• сепарацию нефтяного газа от нефти;
• учет суммарной добычи продукции скважин по бригадам и цехам;
• использование концевых участков нефтесборных трубопроводов при
подходе их к ЦПС и сепараторам для предварительной подготовки к
разделению продукции скважин;
• предварительное обезвоживание нефти, осуществляемое по качеству
сбрасываемой пластовой воды;
• подогрев продукции скважин при невозможности ее сбора и транспорта
16
при обычных температурах.
Соответствие блочных, блочно-комплектных, типовых проектов
установок сепарации, дожимных насосных станций, установок
подготовки нефти, предварительного сброса воды и др. конкретным
условиям работы должно проверяться технологическим расчетом
материального баланса по принятому режиму их работы, по
результатам которого уточняются расходные показатели и
правильность подбора каждого вида оборудования.
При проектировании трубопроводов (внеплощадочных) систем
сбора
и
транспорта
продукции
скважин
необходимо
предусматривать сокращение тепловых потерь путем оптимального
заглубления
трубопроводов
и
применения
эффективных
теплоизоляционных материалов при наземной и надземной их
прокладке.
Трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы, газопроводы)
таких систем по возможности должны проектироваться в одну нитку
с соблюдением принципа коридорной прокладки с другими
инженерными коммуникациями.
17
Кусты скважин
Число скважин в кусте не должно быть более 24-х.
Суммарный свободный дебит одного куста скважин
должен приниматься не выше 4000 м3/сутки (по нефти),
а газовый фактор — не более 200 м3/м3.
Устья скважин в кусте должны располагаться на одной
прямой с расстоянием друг от друга не менее 5 м.
Допускается размещение устьев скважин отдельными
группами. Расстояние между группами (в заболоченной
местности, например, для Западной Сибири,) не менее
15 м и не менее 20 м — при расположении устьев
скважин на минеральных грунтах.
Количество скважин в группе не должно превышать 4х.
18
В
зависимости
от
способа
эксплуатации
скважин
на
кусте
предусматриваются следующие технологические сооружения:
приустьевые площадки нефтяных и нагнетательных скважин;
1. замерные установки;
2. технологические трубопроводы;
3. блоки для подачи реагентов — деэмульгаторов, ингибиторов и др.;
4. газораспределительные блоки (гребенки);
5. площадки под ремонтный агрегат;
6. якори для крепления оттяжек ремонтного агрегата;
7. фундаменты под станки-качалки;
8. станции управления ЭЦН и ШГН;
9. трансформаторные подстанции;
10. площадки под инвентарные приемные мостки;
11. емкость-сборник;
12. блок закачки воды в нагнетательные скважины и блоки водораспределительных гребенок.
Размещение сооружений на кусте скважин должно учитывать возможность
применения третичных методов повышения нефтеотдачи и перевода скважин
на механизированную добычу, когда такое решение предусматривается в
технологической схеме разработки. Трубопроводы на кусте скважин должны
проектироваться, как правило, подземно.
При ремонте скважин загрязненные стоки должны собираться в поддоны и
19
емкости
Замерные установки
Размещение групповых замерных установок (ГЗУ) на
кустах
скважин
должно
увязываться
со
схемой
генерального плана месторождения.
В качестве замерных установок рекомендуется применять
установки типа «Спутник», «Биус» и других модификаций.
Количество установок и их размещение должно
определяться технико-экономическим расчетом.
На
площадках
замерных
установок
(ЗУ),
при
необходимости, должна предусматриваться установка
блоков закачки реагентов — деэмульгаторов и ингибиторов
коррозии.
20
Сепарационные установки
Сепарационные установки (СУ) предназначены для отделения газа
от нефти, как без частичного ее обезвоживания, так и с
использованием технологии, обеспечивающей непрерывность
процессов отделения нефтяного газа и пластовой воды от нефти.
При проектировании сепарационных установок должны учитываться
следующие основные требования:
• обеспечение оптимальных условий ввода продукции скважин в
сепараторы с максимальным учетом структуры течения
газожидкостной смеси в трубопроводе;
• обеспечение
благоприятных
гидродинамических
условий
расслоения (сепарации) газоводонефтяной смеси в сепараторе;
• использование технологических методов воздействия при
сепарации газожидкостных смесей с аномальными физикохимическими свойствами;
21
блочность, агрегирование и унификация внешних и
внутренних узлов сепарационных установок (СУ);
•
• сепарация (отделение) капельной жидкости из потока
нефтяного газа.
В составе сепарационных установок, как правило,
должны предусматриваться:
• узел распределения потока по сепараторам;
• блок сепараторов;
• узел предварительного отбора газа;
• выносной каплеуловитель;
• факел для аварийного сжигания нефтяного газа;
• емкость-сборник.
22
Количество ступеней и давление сепарации нефти в них,
размещение сепарационных установок должно определяться с
учетом:
•
энергетических возможностей нефтяной залежи,
•
физико-химических свойств добываемой нефти,
•
конечного целевого использования углеводородного сырья.
Для отдельных ступеней сепарации нефти следует применять
блочные автоматизированные установки.
Производительность сепараторов по жидкости и нефтяному газу
должна обосновываться расчетом.
Производительность и давление насосов сепарационных
установок типа УБСН проверяется расчетным путем.
23
Трубопроводы нефти и газа
В систему сбора и транспорта продукции нефтяных скважин входят:
1. выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции
добывающих скважин до замерных установок;
2. нефтегазосборные
трубопроводы
(нефтегазопроводы,
нефтепроводы), обеспечивающие сбор продукции добывающих
скважин от замерных установок до пунктов первой ступени
сепарации нефти (ДНС или ЦПС);
3. нефтепроводы для транспорта обводненной или безводной
нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;
4. нефтепроводы для транспорта товарной нефти от ЦПС до
сооружений магистрального транспорта нефти;
5. газопроводы для транспорта нефтяного газа от установок
сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и
собственных нужд промышленных предприятий;
6. газопроводы для транспорта нефтяного газа от ЦПС до
сооружений магистрального транспорта газа.
24
Гидравлический
скважин
расчет
должен
технологической
системы
выполняться
схемы
сбора
на
(проекта)
продукции
базе
данных
разработки
месторождения и другой технологической проектной
документации на разработку месторождения, а также
научных рекомендаций по реологическим и физикохимическим свойствам нефти, нефтяного газа и воды,
выдаваемых
проектной
организации
до
начала
проектирования.
25
По результатам расчетов принимается ближайший в
сторону увеличения внутренний диаметр трубы по ГОСТ.
Гидравлический расчет трубопроводов при движении по
ним жидкости в однофазном состоянии следует
производить по формуле Дарси-Вейсбаха.
Минимальный
условный
диаметр
выкидного
трубопровода от добывающей скважины следует
принимать не менее 80 мм.
26
Выкидные трубопроводы от добывающих скважин должны
проектироваться в одну нитку с соблюдением принципов коридорной
прокладки с другими инженерными коммуникациями.
Раздельный сбор и транспорт разносортных нефтей и нефтяных
газов (соответственно обводненных и безводных нефтей, сернистых и
бессернистых пластовых нефтей) и однотипных пластовых нефтей в
каждом случае должен проектироваться на основании техникоэкономических обоснований с учетом:
• целевого назначения использования нефти и нефтяного газа,
• возможности осуществления технологических процессов совместной
подготовки разносортных нефтей, нефтяного газа и добываемой воды,
• магистрального их транспорта до потребителей.
В любом случае испытательное давление в трубопроводе не должно
превышать заводское испытательное давление для труб и
арматуры.
27
Для
сбора
конденсата
на
газопроводах,
транспортирующих
нефтяной
газ,
должны
предусматриваться конденсатосборники с размещением
их в наиболее низких местах рельефа местности по
трассе газопровода.
Суммарный
объем
конденсатосборников
следует
предусматривать на прием конденсата, образовавшегося
в течение двух суток на расчетном участке его
выпадения с периодическим удалением в герметичные
передвижные емкости, а при наличии конденсатопровода
или
нефтесборного
трубопровода
—
автоматизированную продувку или откачку конденсата в
трубопроводы.
28
Дожимные насосные станции
Технологический комплекс сооружений ДНС в зависимости от
обводненности добываемой продукции включает:
1. первую ступень сепарации нефти;
2. предварительный сброс воды (при необходимости);
3. нагрев продукции скважин (при необходимости);
4. транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;
5. бескомпрессорный (как правило) транспорт нефтяного газа
первой ступени на ЦПС, ГПЗ и др.;
6. транспорт, при наличии предварительного сброса, подготовленной
пластовой воды в систему ППД;
7. бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;
8. закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов)
29
В общем случае в состав ДНС входят следующие основные
технологические и вспомогательные блоки:
1. предварительного отбора газа;
2. сепарации нефти;
3. насосной (с буферной емкостью — объем буферной емкости
ДНС принимается из расчета пребывания в ней жидкости до 10
минут);
4. предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
5. аварийных емкостей;
6. замера нефти, нефтяного газа, добываемой воды;
7. компрессорная воздуха для питания приборов КиА;
8. нагрева (при необходимости) продукции скважин;
9. реагентного хозяйства для закачки ПАВ перед первой ступенью
сепарации;
10.закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;
11.емкость дренажная подземная.
30
Технологические расчеты, выбор оборудования и
аппаратуры должны производиться на основе данных
материального баланса.
Мощность ДНС должна рассчитываться по году
максимальной добычи нефти и году максимальной
добычи жидкости из скважин, подключенных к ДНС.
31
При проектировании ДНС необходимо предусматривать:
1. компоновку аппаратуры и оборудования для проведения
основных технологических процессов в едином технологическом
блоке;
2. сепарацию нефти с предварительным отбором нефтяного газа;
3. этажное расположение оборудования;
4. учет нефти, газа и воды по бригадам;
5. технологические процессы предварительного обезвоживания и
очистки пластовой воды в герметизированных аппаратах при
давлении первой ступени сепарации и, как правило,
осуществление процесса при естественной температуре
поступающего на ДНС сырья;
6. получение из аппаратов отделяемой воды с качеством,
обеспечивающим закачку ее в продуктивные пласты без
дополнительной подготовки.
32
Производительность проектируемых ДНС по выходу жидкости
после предварительного сброса воды не должна превышать З млн т
/ год.
При размещении ДНС на месторождениях, расположенных в
заболоченных и труднодоступных местах, в:
•
районах вечной мерзлоты,
•
пустынях,
суммарный объем аварийных резервуаров типа РВС должен
приниматься из расчета 8—12-часового запаса поступающей
жидкости.
Количество РВС и их номинальный единичный
определяются технико-экономическими расчетами.
объем
Дожимные насосные станции должны проектироваться блочными,
автоматизированными, заводского изготовления, как правило, без
постоянного обслуживающего персонала.
33
3. Сооружения технологического комплекса
центрального пункта сбора (ЦПС)
ЦПС, собирающий продукцию одного крупного или нескольких
сравнительно
мелких
месторождений,
представляет
собой
технологический комплекс сооружений, которые обеспечивают
непрерывность взаимозависимых технологических процессов по:
•
приему продукции скважин,
•
подготовке продукции до товарных кондиций и
•
транспорту нефти, нефтяного газа и воды.
Как правило, на ЦПС предусматривается использование энергетических возможностей продуктивных пластов месторождения или
скважинных насосов и насосов ДНС с максимальным КПД.
Целесообразность размещения всего комплекса сооружений по
подготовке нефти на ЦПС или части их на месторождении
(сепарационные установки, установка предварительного сброса
воды, ДНС и др.) в каждом конкретном случае обосновывается
технико-экономическими расчетами.
34
Технологический комплекс по подготовке продукции скважин на ЦПС
должен обеспечивать:
• прием и предварительную сепарацию (разделение) поступающей
продукции скважин с промыслов;
• прием и учет продукции, поступающей от ближайших скважин;
• подготовку нефти;
• подготовку и утилизацию пластовой и производственно-дождевых
вод;
• прием и учет товарной нефти;
• прием и подготовку нефтяного газа к транспорту;
• перекачку
транспорта.
товарной
нефти
на
сооружения
магистрального
35
Основные технологические коммуникации ЦПС должны
рассматриваться как единая система обеспечения
технологических
процессов,
происходящих
в
функциональных блоках подготовки продукции скважин.
Для ЦПС или УПН мощностью 6 млн тонн товарной
нефти в год и более следует предусматривать
самостоятельные
технологические
линии
(потоки)
мощностью
3
млн
т/год
каждая.
Объекты
вспомогательного назначения проектируются общими на
суммарную мощность ЦПС или УПН.
36
Теплообменная аппаратура УПН должна иметь резерв на случай
отключения одного из аппаратов в связи с текущим ремонтом.
При количестве печей три и более следует предусматривать
резерв мощности печей для обеспечения подачи нагреваемой
среды, в случае выхода из строя одной из печей, в остальные печи.
В топливном газе для печей нагрева не должно быть капельной
жидкости.
Для объектов и установок ЦПС необходимо предусматривать
единую систему воздухоснабжения. При этом на каждом отдельном
объекте (установке), потребляющем 10 м3 воздуха в час и более,
следует предусматривать ресивер сжатого воздуха с обеспечением
не менее 0,5 часа работы установки без подачи воздуха из сети, а
также аварийную сигнализацию, предупреждающую о недопустимом
понижении давления воздуха.
Нефтяной газ, подготовленный на ЦПС и подаваемый в единую
систему магистральных газопроводов, должен отвечать требованиям
ОСТ 51.40-83.
37
Компоновка блоков УПН, а также компоновка установок в
целом должна выполняться из условия обеспечения:
а) принятого
установки;
б)
технологического
режима
работы
минимального количества встречных перекачек;
в) свободного доступа к местам обслуживания
оборудования, приборам контроля и автоматизации, а
также арматуре при их обслуживании и ремонте;
г)
возможности ведения ремонтных работ с помощью
средств механизации;
д) требований
проектирования.
норм
противопожарного
Сброс некондиционной нефти с УПН
предусматривать в сырьевые резервуары.
следует
38
Установки предварительного сброса
пластовых вод
Объекты предварительного разделения продукции скважин должны
рассматриваться как составная часть технологического комплекса
сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, нефтяного газа и
воды.
Технологическая схема процесса должна обеспечивать:
а)
подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением
в «отстойные» аппараты;
б)
сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;
в)
предварительное обезвоживание эмульсии до содержания в ней
воды не более 5—10% масс.
Для
подготовки
нефтяной
эмульсии
к
расслоению
должна
предусматриваться подача реагента-деэмульгатора на концевых участках
нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии
соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций —
подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.
39
Процесс
предварительного
обезвоживания
нефти
должен
предусматриваться
при
обводненности
поступающей продукции со скважин не менее 15—20%
об. и осуществляться, как правило, без дополнительного
нагрева
продукции
скважин
с
применением
высокоэффективных деэмульгаторов при умеренных и
низких
температурах
процесса
предварительного
обезвоживания нефти.
Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного
обезвоживания нефти должен предусматриваться под
остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на
прием насосных станций системы ППД или, при
необходимости, на очистные сооружения без установки
дополнительных насосных.
40
Установки подготовки нефти
Установки подготовки нефти являются составной частью единого
технологического комплекса сооружений по сбору и подготовке продукции
скважин и, как правило, должны располагаться на ЦПС.
Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти должен
обеспечивать:
а) глубокое обезвоживание нефти;
б) обессоливание;
в) снижение упругости паров товарной нефти;
г) прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную подготовку;
д) повторное использование реагента и тепла дренажных вод путем
возврата их в начало процесса.
Технологическая схема процесса подготовки нефти должна обеспечивать:
а) полную герметизацию процесса подготовки нефти;
б) требуемое качество товарной нефти;
и) гибкость и маневренность работы установки;
г) возможность освобождения аппаратуры и трубопроводов при ремонтах и
аварийных остановках;
д) использование тепла продукции скважин;
е) использование оборудования в блочно-комплектном исполнении.
41
При проектировании УПН должны рассматриваться следующие основные
технологические варианты:
а)
подготовка нефти в газонасыщенном состоянии;
б)
подготовка разгазированной нефти.
В технически обоснованных случаях подготовку «тяжелых нефтей» с
аномальными физико-химическими свойствами, повышенным содержанием
механических примесей (сульфидов железа и др.) допускается проводить в
промывных технологических резервуарах.
Требования к качеству товарной нефти (остаточное содержание в ней
воды, хлористых солей, мехпримесей, давление насыщенных паров и пр.)
определяются ГОСТ Р 51858—2002 и, в отдельных случаях, специальными
техническими условиями.
42
Показатель
Группа нефти
1
2
3
Максимальное содержание воды,
%, не более
0,5
0,5
1,0
Максимальное содержание
хлористых солей, мг/л не более
100
300
900
Максимальное содержание
механических примесей, %, не
более
0,05
0,05
0,05
Максимальное давление
насыщенных паров (ДНП) при
температуре 37,8оС, кПа, не
более
66,7
66,7
66,7
Массовая доля органических
хлоридов, млн-1 (ppm)
10
Массовая доля сероводорода,
млн-1 (ppm), не более
20
100
100
Массовая доля метил- и
этилмеркаптанов в сумме, млн-1
(ppm), не более
40
100
100
43
Резервуарные парки
Для УПН следует предусматривать запасы сырья (продукция
скважин, продукция, поступающая от ДНС или УПСВ) и товарной
нефти:
а)
для сырья — суточный объем, поступающий на УПН;
б)
для товарной нефти — объем суточной производительности
УПН по товарной нефти при трубопроводном транспорте;
в)
при использовании резервуарного парка одновременно для
нужд ЦПС и головных сооружений магистрального транспорта
суммарный объем резервуарных емкостей (типа РВС) и их
количество должны определяться с учетом совмещенного графика их
работы.
Проектирование газоуравнительной обвязки резервуаров должно
осуществляться в соответствии с действующими нормативными
документами.
44
В аварийных ситуациях, когда нефть поступает в
вертикальные резервуары, давление сепарации в
концевых сепараторах не должно превышать 0,005 МПа
(0,05 кгс/см2 изб.). При этом газ должен направляться на
компрессорную установку или, в обоснованных случаях,
сбрасываться на факел.
Внутренние поверхности металлических резервуаров и
устройств должны иметь противокоррозийное покрытие.
Необходимость применения ингибиторов коррозии для
защиты внутренних поверхностей аппаратов или их
протекторной защиты принимается в соответствии с
рекомендациями
научно-исследовательских
организаций.
45
Узлы учета нефти
Стандарт устанавливает общие метрологические и
технические требования к измерениям количества сырой
нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр на
территории Российской Федерации, а также нормы
погрешности измерений с учетом параметров (физикохимических характеристик) сырой нефти и нефтяного
газа.
Стандарт применяется в качестве основы для разработки
методик выполнения измерений количества извлекаемой
из недр сырой нефти и нефтяного газа и выбора
конкретных средств измерений.
46
Классификация узлов учета нефти
Классификация
узлов учета
нефти
Назначение
Степень
подготовки
нефти
Узел товарного
учета
Предназначен
для
сдачи
товарной
нефти
нефтедобывающими
предприятиями Транснефти и
другим потребителям
ГОСТ Р 518582002
Оперативные
узлы
промыслового
(цехового) учета
Предназначены
для
учета
добычи
нефти
промыслом
(цехом)
Не нормируется
Узлы бригадного
учета
Предназначены
продукции
обслуживаемых
добыче нефти
Не нормируется
для
учета
скважин,
бригадой по
47
Допускаемая погрешность систем измерения
количества и параметров нефти сырой
Объемная доля воды в сырой
нефти
(водонефтяной эмульсии),
%об.
Пределы допускаемой основной
относительной погрешности
СИКНС
(погрешности измерения массы
нефти), % масс.
До 5
±0,35
До 10
±0,4
До 20
±1,5
До 50
±2,5
До 70
±5,0
До 85
±15,0
48
СИКНС - система измерений, представляющая собой
совокупность средств измерений, системы обработки
информации,
технологического
оборудования
и
трубопроводной арматуры, функционирующих как единое
целое, основанная на методе динамических измерений
массы брутто сырой нефти и предназначенная для:
• получения информации об измеряемых параметрах
сырой нефти,
• автоматической и ручной обработки результатов
измерений,
• индикации и регистрации результатов измерений и их
обработки.
Режим перекачки нефти через узлы учета должен быть
стабильным и не допускать отклонения от среднего
значения перекачиваемого объема более чем на ± 10% —
для узлов товарного учета и на ±20% — для оперативных
49
узлов промыслового и бригадного учета нефти.
Предел допускаемой относительной погрешности
определения массы: в узлах товарного учета нефти не
должен
превышать
±0,5%
объема
нефти;
в
оперативных узлах промыслового и бригадного учета
— ±4%.
При использовании
оперативных узлах
следующие условия:
турбинных расходомеров в
учета должны соблюдаться
а)
поток жидкости через узел учета должен быть
однофазным (без выделения растворенного газа);
б)
поток жидкости через узел учета не должен
расслаиваться на нефть (нефтяную эмульсию) и воду.
50
В оперативный узел промыслового и бригадного учета
нефти с турбинными счетчиками должны входить
следующие основные элементы:
а) рабочая и резервная измерительные линии с
необходимыми
средствами
измерения
и
вспомогательными
устройствами
(фильтрами,
струевыпрямителями,
прямыми
участками
трубопроводов до и после преобразователей расхода,
запорно-регулирующей
арматурой
с
устройством
контроля протечек);
б) поточный влагомер и автоматический пробоотборник;
в) вторичные приборы обработки, хранения и индикации
результатов измерения.
51
В составе узла
предусматривать:
товарного
учета
нефти
следует
а)
рабочие, резервные и контрольные измерительные
линии с необходимыми средствами измерения и
вспомогательным
оборудованием
(фильтрами,
струевыпрямителями, прямыми участками трубопроводов
до и после преобразователей расхода, запорнорегулирующей арматуры с устройством контроля
протечек);
б)
блок контроля качества, включающий в себя
циркуляционный
насос,
автоматические
поточные
анализаторы
— влагомер,
солемер,
плотномер,
автоматический пробоотборник, термометр, манометр;
в)
вторичные
приборы
обработки,
хранения,
индикации и передачи результатов измерения.
52
Нефтенасосные станции
Установки подготовки нефтяного газа
В
зависимости
от
направления
использования
нефтяного газа и условий его транспорта до
потребителей следует применять следующие способы
подготовки газа:
а) осушку газа от влаги абсорбционным способом;
б) извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от
влаги способом низкотемпературной конденсации (НТК).
53
Извлечение тяжелых углеводородов способом НТК из
газов первой ступени или из смеси газов первой и
концевых ступеней сепарации следует предусматривать
лишь в тех случаях, когда подготовка газа другими
способами не обеспечивает возможность транспорта газа
в однофазном состоянии и подтверждается техникоэкономическими расчетами.
Целесообразность осушки газа от влаги определяется в
каждом конкретном случае по результатам техникоэкономических расчетов.
54
Выделившийся при подготовке газа углеводородный
конденсат следует направлять или в товарную нефть,
если
это
не
насыщенных
приводит
паров
к
нефти
увеличению
сверх
давления
нормативного,
установленного ГОСТ Р 51858-2002, или в нефть перед
первой ступенью сепарации.
55
При проектировании установок подготовки нефтяного
газа необходимо руководствоваться следующими
основными положениям:
а) установки осушки газа должны, как правило, быть в
блочно-комплектном исполнении или комплектоваться
из технологических узлов в блочном исполнении;
б) при привязке блочно-комплектных установок осушки
газа
должны
быть
выполнены
поверочные,
технологические расчеты процессов абсорбции и
десорбции
газа,
расчет
теплового
баланса
абсорбционных и десорбционных аппаратов, расчет
колонной, теплообменной и другой аппаратуры.
56
Расчетами должны быть уточнены расходные показатели
для конкретных условий привязки установки и определена
возможность
использования
принятого
в
проекте
оборудования.
Если температура газа, направляемого на осушку
абсорбционным способом, ниже 288 К, необходимо
предусматривать подогрев газа.
Потери осушителя не должны превышать 0,02 кг (20 г) на
1000 м3 нефтяного газа.
Температура
регенерации
осушителя
должна
поддерживаться в соответствии с рекомендациями,
указанными в паспорте осушителя (абсорбента).
57