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;

охрана окружающей среды.

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;

прием некондиционной нефти и подачу ее на повторную обработку;

снижение давления насыщенных паров (ДНП) и содержания сероводорода в товарной нефти до нормальной величины.

Примечание: Степень подготовки нефти принимается в соответствии с требованиями ГОСТ 9965-76.

1.13. Технологический подкомплекс приема и учета товарной нефти должен обеспечивать:

поточное измерение количества товарной нефти;

определение качества товарной нефти.

1.14. Технологический подкомплекс сооружений очистки и подготовки сточных вод к использованию их в системе поддержания пластового давления должен обеспечивать:

очистку и доочистку пластово-сточных вод, включая их очистку от сероводорода, нефти и мехпримесей, их дегазацию;

откачку подготовленных пластово-сточных вод и систему ППД;

сбор и перекачку уловленной нефти;

сбор, обеззараживание, накопление и вывоз шлама для последующего его использования;

ингибирование воды при ее высокой коррозионной активности;

поточное измерение количества и качества подготовленных пластово-сточных вод.

1.15. Технологический подкомплекс сооружений подготовки газа к транспорту должен обеспечивать:

компримирование газов промежуточных и концевых ступеней сепарации, а также выделяющихся в аппаратах УПН до давления I ступени сепарации;

компримирование газов первой, промежуточных и концевых ступеней сепарации до давления, необходимого для транспорта (если Р_тр > Р_{I ст.});

при необходимости, отбор из газов I ступени и газов низкого давления части углеводородов с целью полного исключения или снижения количества выпадающего в газопроводах углеводородного конденсата;

утилизацию отобранных из газов жидких углеводородов и передачу их потребителям;

осушку (при необходимости) газов для предотвращения гидратообразования;

очистку газов от сероводорода и углекислого газа (полностью или частично) при подаче местным бытовым потребителям;

поточное измерение количества газа и конденсата, направляемых потребителям.

1.16. Унифицированные схемы допускают применение и иных технологических решений отдельных подпроцессов при обустройстве нефтегазодобывающих районов, обусловленных их спецификой. В каждом конкретном случае эти решения должны обосновываться технологическими и экономическими расчетами.

1.17. Рекомендуемые унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов предусматривают возможность адаптации к условиям разработки нефтяных месторождений, и использование при этом методов повышения нефтеотдачи, и соответствуют различным физико-химическим свойствам добываемой продукции.

2. УНИФИЦИРОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ СБОРА, ТРАНСПОРТА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ

2.1. Сбор и транспорт нефти, газа и воды.

2.1.1. Технологические схемы сбора и транспорта продукции скважин зависят от условий размещения и разработки месторождений, физико-химических свойств продукции скважин, рельефа местности, направлений транспорта нефти, газа и воды и др.

2.1.2. Технологические схемы сбора и транспорта продукции скважин должны рассматриваться с учетом обустройства отдельных нефтяных месторождений и нефтедобывающего района в целом на основе технико-экономических расчетов по минимуму приведенных затрат на строительство и эксплуатацию нефтепромысловых объектов.

2.1.3. В зависимости от конкретных условий нефтедобывающих районов, сбор и транспорт продукции скважин месторождения (группы месторождений) осуществляется по одному из следующих вариантов технологических схем (рис. 2).

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 (Р_тр > Р_{I 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 (Σh)
			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.

3.1.8. При сборе и транспорте высоковязких парафинистых нефтей с высокой температурой застывания, в технологических схемах по схемам I - IV, следует предусматривать устьевые и путевые нагреватели.

3.1.9. Сбор и транспорт тяжелых, высоковязких, высокоэмульсионных нефтей при соответствующем технико-экономическом обосновании осуществляется по схеме VII (см. рис. 2), предусматривающей гидротранспорт газонасыщенной или дегазированной нефти.

3.1.10. Применение в технологических схемах процессов и устройств в соответствии с п. 2.1.3.3. обосновывается технико-экономическими расчетами.

3.1.11. Состав и размещение узлов учета продукции скважин по участкам месторождений, месторождениям, бригадам принимается в соответствии с выбранными схемами сбора и транспорта нефти, газа и воды месторождения, группы месторождений, нефтедобывающего района.

3.1.12. В соответствии с технологическими схемами (см. рис. 2) применяются следующие основные варианты размещения и состава узлов учета:

на отдельных средних месторождениях, участках крупных месторождений, обустраиваемых по схеме IV одной ДНС, предусматривается один узел учета с измерением транспортируемой на ЦПС газонасыщенной нефти, транспортируемого на ГПЗ газа и в систему ППД воды. В этом случае зона обслуживания бригады формируется в пределах скважин, работающих на эту ДНС;

при обустройстве группы месторождений по схемам I, II, III и IV узлы учета газонасыщенной нефти размещаются на объектах, где осуществляется разделение продукции скважин с дальнейшим насосным транспортом продукции (на ДНС или ЦПС) - схемы III, IV, узлы учета газа - на объектах, где осуществляется сепарация нефти (схемы II, III, IV), узлы учета пластовой сточной воды - на объектах, где осуществляется предварительное обезвоживание нефти (схема IV). В этом случае в зону обслуживания бригады входят несколько месторождений;

при обустройстве участков месторождений и месторождений, на которых размещаются центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды, а сбор и транспорт продукции скважин осуществляется по схемам I и II, узлы учета нефти, газа и воды размещаются в непосредственной близости от ЦПС на индивидуальных для каждой бригады технологических витках.

3.1.13. Сбор и транспорт газонасыщенных нефтей (сернистых, бессернистых, водных, безводных) осуществляется раздельно по индивидуальным схемам и при соответствующем технико-экономическом обосновании.

3.2. Предварительное разделение продукции скважин и подготовка нефти.

3.2.1. Выбор технологических схем процессов подготовки нефти следует осуществлять с учетом технологий и параметров подготовки к транспорту и переработке нефтяного газа и размещения ЦПС и ГПЗ в нефтедобывающем районе.

3.2.2. Выбор технологических схем подпроцессов и их сочетания следует производить в соответствии с табл. 2 в зависимости от физико-химических свойств продукции скважин, требований, предъявляемых к продукции нефтедобывающих предприятий или района в целом на основании технологических и технико-экономических расчетов.

Таблица 2.

Плотность нефти, г/см³	Рекомендуемое сочетание процессов подготовки нефти
до 0,830	Предварительное обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация
0,831 - 0,870	Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация
0,871 - 0,940	Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, горячая сепарация, регенерация тепла товарной нефти
более 0,940	Предварительное обезвоживание, глубокое обезвоживание, обессоливание, регенерация тепла товарной нефти, сепарация

3.2.3. При выборе вариантов схем с применением сырьевого насоса или без него должны учитываться следующие технико-экономические особенности.

3.2.3.1. Схемы без сырьевого насоса, как правило, могут применяться при величине давления на входе нефти на установку (первая или вторая ступень сепарации) более или равной 0,6 МПа.

3.2.3.2. При применении схем без сырьевого насоса количество газов низкого давления и содержание в них компонентов С_3+Ввсегда выше, чем в схемах с сырьевым насосом.

3.2.3.3. ДНП товарной нефти при снижении упругости ее паров методом горячей сепарации при подготовке нефти на установке без сырьевого насоса всегда ниже, чем для варианта с сырьевым насосом.

3.2.4. С учетом требований п. 3.2.2 рекомендуется:

3.2.4.1. При подготовке особо вязких тяжелых нефтей при обводненности 70 % и более предусматривать предварительное обезвоживание в две ступени (см. рис. 3, схема VII). При этом первая ступень должна осуществляться при естественной температуре нефти (без нагрева) и без подачи деэмульгатора, что позволяет сбросить основную массу воды с низким содержанием мехпримесей и нефти.

3.2.4.2. На второй ступени для интенсификации процесса предварительного обезвоживания, при соответствующем обосновании, возможно использование подогрева продукции.

3.2.4.3. Подпроцесс глубокого обезвоживания и обессоливания в одну ступень (см. рис. 3, схемы I, II, III, IV) следует применять для месторождений со слабоминерализованными пластовыми водами и низкоэмульсионными нефтями.

3.2.4.4. Подпроцесс глубокого обезвоживания и обессоливания в две ступени (см. рис. 3, схемы V, VIII) следует применять для месторождений с высокоэмульсионными нефтями средней и высокой плотности. При этом первая ступень должна быть термохимической, вторая - электрической.

3.2.4.5. Для тяжелых и очень тяжелых нефтей, при соответствующем технико-экономическом обосновании, глубокое обезвоживание и обессоливание следует осуществлять в две электрические ступени (см. рис. 3, схемы VI, VII).

3.2.4.6. При малой минерализации пластовых вод возможно обессоливание нефти без использования пресной воды.

3.2.4.7. Необходимая глубина обессоливания нефти в каждом конкретном случае определяется требованиями потребителей.

3.2.4.8. Необходимость регенерации тепла товарной нефти обосновывается технико-экономическими расчетами.

3.2.4.9. Число ступеней сепарации в каждом отдельном случае принимается индивидуально.

3.2.5. Процесс снижения ДНП товарной нефти (стабилизация) на месторождениях должен являться обязательным элементом технологии промысловой подготовки нефти. Целью данного процесса должно быть обеспечение максимального выхода товарной нефти и предъявляемых к ней требований (ГОСТ 9965-76).

Получение целевого продукта в виде ШФЛУ при промысловой стабилизации нефти не должно являться обязательным условием.

В каждом конкретном случае, в зависимости от компонентного состава нефти, условий взаимного размещения объектов на месторождении (ЦПС, УСН, ГПЗ), условий сбора и сбыта широкой фракции должен решаться вопрос о целесообразности получения ШФЛУ при промысловой стабилизации нефти.

3.2.6. Выбор вариантов технологических схем снижения ДНП товарной нефти следует производить в соответствии с табл. 3, в которой рекомендации по применению схем определяются компонентным составом нефти, взаимным размещением объектов (ЦПС, ГПЗ, УСН), задачами процесса. В качестве ключевого компонента для выбора схем принято содержание пропана в пластовой нефти в %. При этом, варианты технологических схем (см. табл. 3, рис. 4) относятся:

с индексом «а» - к размещению УСН и ГПЗ на одной площадке, ЦПС и ГПЗ - на разных площадках;

с индексом «б» - к размещению УСН и ЦПС на одной площадке, ЦПС и ГПЗ, как на одной, так и на разных площадках.

Примечание: Варианты «а» и «б» технологических схем стабилизации нефти различаются составом сооружений, что обусловлено взаимным расположением ЦПС, ГПЗ, УСН.

Таблица 3.

Рекомендации по выбору вариантов технологических схем стабилизации нефти

Содержание пропана в пластовой нефти, мас. доли	ДНП товарной нефти до 500 мм рт. ст. (66650 Па)				ДНП товарной нефти 220 мм рт. ст. (66650 Па)
	объекты стабилизации при ГПЗ (ЦПС и ГПЗ на разных площадках)		объекты стабилизации при ЦПС (ЦПС и ГПЗ на одной и разных площадках)		объекты стабилизации при ГПЗ (ЦПС и ГПЗ на разных площадках)		объекты стабилизации при ЦПС (ЦПС и ГПЗ на одной и разных площадках)
	I а	II а	I б	II б	II а	III а	II б	III б
1
2
3
4

Примечание: - рекомендуемые схемы.

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 (Р_тр. ≤ Р_{I ст. сеп.})

Значение К_п = С₃/(ΣС₁ + С₂ + (N₂))	Осушка газа от влаги t_ос ≥ 0 (-5) °С		НТК газа первой ступени сепарации t_охл = 0 (-5) °С	НТК газов первой ступени сепарации t_охл = 0 (-5) °С, компримирование и охлаждение газов концевых ступеней сепарации в воздушных холодильниках t_охл = -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;

- зоны без выпадения конденсата в газопроводе.

Таблица 6.

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

Значение К_п = С₃/(ΣС₁ + С₂ + (N₂))	Осушка от влаги газа первой ступени сепарации нефти (схема I) t_ос = 0 (-5) °С	Осушка от влаги смеси газа первой ступени сепарации нефти и газа концевых ступеней сепарации (схемы II, III) t_ос = 0 (-5) °С	НТК газов первой ступени сепарации нефти (схема VII) t_охл = -5 °С	НТК смеси газов первой ступени сепарации нефти и газов концевых ступеней сепарации (схема VIII) t_охл = -10 °С
	Углеводородный конденсат с КС_в.д. направляется в нефть перед I ступенью сепарации и после нее	УОГ на ЦПС	УПГ на ДНС	УПГ на ЦПС
		Углеводородный конденсат с КС_н.д. и КС_в.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 К_п до 0,4 (см. рис. 6, схемы II, III). При значениях К_п от 0,4 до 0,7 подача конденсата осуществляется в нефть перед первой ступенью сепарации (см. рис. 6, схемы II, III, V).

Примечание. При К_п ≥ 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 К_п ≥ 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 К_п ≤ 0,7 - для легких нефтей с плотностью до 0,86 г/см³ и К_п ≤ 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 К_п ≥ 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 К_п ≤ 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 К_п > 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.