ГОСТ Р 58367-2019. Национальный стандарт Российской Федерации. Обустройство месторождении нефти на суше. Технологическое проектирование
6.2 Сбор нефтегазоводяной смеси
6.2.1 Общая часть
6.2.1.1 Объекты сбора нефтегазоводяной смеси (НГВС) обеспечивают:
- герметизированный сбор НГВС от скважин до СУ, ДНС, УПСВ, УПН, ЦПС;
- максимальное использование бескомпрессорного транспорта попутного нефтяного газа первой ступени сепарации до потребителя;
- измерение количества НГВС в соответствии с требованиями нормативных документов;
- отделение ПНГ от нефти на СУ, ДСНС;
- совместный транспорт НГВС по одному нефтегазосборному трубопроводу с помощью ДМНС до ДСНС, УПСВ, УПН, ЦПС;
- использование (по возможности) концевых участков нефтегазосборных трубопроводов при подходе к ДСНС, УПСВ, УПН, ЦПС для предварительной подготовки к разделению НГВС;
- подогрев НГВС скважин при невозможности ее сбора при естественных температурах;
- защиту от коррозии оборудования и трубопроводов системы сбора НГВС.
6.2.1.2 При обустройстве месторождений нефти рекомендуется унификация применяемых технологических схем сбора нефтегазоводяной смеси.
6.2.1.3 На емкостных аппаратах, работающих под давлением, ДНС, УПСВ, СУ, размещаемых непосредственно на месторождении, предусматривают систему предохранительных клапанов, состоящую из рабочих и резервных клапанов, с направлением сброса от них в факельную систему.
Сброс с предохранительного клапана ИУ при отсутствии возможности сжигания газа допускается направлять через нефтегазоотделитель:
- газ - в атмосферу (при обоснованности расчетом безопасности рассеивания);
- нефть - в дренажную емкость.
В качестве нефтегазоотделителя допускается использовать непосредственно дренажную емкость.
6.2.1.4 При проектировании промысловых трубопроводов системы сбора НГВС предусматривают сокращение тепловых потерь путем оптимального заглубления трубопроводов и/или применения эффективных теплоизоляционных материалов в зависимости от способа прокладки трубопровода.
6.2.1.5 Для отработки нагнетательных скважин на нефть (предусмотренной техническим проектом на разработку месторождений нефти) проектируют их подключение к ИУ.
6.2.1.6 Систему сбора и транспорта НГВС рассчитывают из условий непрерывного, круглосуточного режима работы с продолжительностью 365 сут.
6.2.1.7 Технологическое оборудование с вращающимися элементами (насосы, компрессоры, АВО) должно иметь резерв в соответствии с требованиями 5.13.
6.2.1.8 На СУ, ДНС, УПСВ предусматривают герметичные, закрытые дренажные системы для полного слива жидкости из аппаратов и трубопроводов в соответствии с требованиями 6.3.1.29.
6.2.1.9 Скорости движения технологических потоков при определении диаметров технологических трубопроводов разного назначения рекомендуется принимать по данным таблицы 1.
Таблица 1
Скорость движения технологических потоков компонентов
нефтегазоводяной смеси и реагентов в трубопроводах
Наименование потоков | Скорость, м/с |
Нефть, эмульсия, масло смазочное, реагенты: |
|
- на всасывании насоса; | Не более 1,0 |
- на нагнетании насоса; | Не более 3,0 |
- под давлением (между аппаратами); | Не более 1,0 |
- самотеком (между аппаратами) | 0,2 - 0,5 |
Жидкость большой вязкости | 0,5 - 0,8 |
Газ на всасывании и нагнетании поршневого компрессора | Не более 10,0 |
Газ на всасывании центробежного компрессора | Не более 15,0 |
Газ на нагнетании центробежного компрессора | Не более 18,0 |
Углеводородный конденсат, отводимый самотеком | 0,15 - 0,3 |
Углеводородный конденсат, отводимый самотеком (между аппаратами) | 0,2 - 0,5 |
Сжатый воздух и инертные газы | Не более 30 |
Топливный газ к печам | Не более 30,0 |
Пар насыщенный водяной | Не более 30,0 |
Газ углеводородный в трубопроводах | 5 - 20 |
Ингибиторы в трубопроводах | Не более 3,0 |
Масла смазочные | 0,2 - 0,8 |
Сероводородсодержащий газ | Не более 10,0 |
Вода на всасывании насоса для Ду до 250 мм | 0,6 - 1,0 |
Вода на всасывании насоса для Ду св. 250 до 800 мм | 0,8 - 1,5 |
Вода на всасывании насоса для Ду св. 800 мм | 1,2 - 2,0 |
Вода на нагнетании насоса для Ду до 250 мм | 0,8 - 2,0 |
Вода на нагнетании насоса для Ду св. 250 до 800 мм | 1,0 - 3,0 |
Вода на нагнетании насоса для Ду св. 800 мм | 1,5 - 4,0 |
6.2.2 Устье одиночной добывающей скважины
6.2.2.1 При обустройстве устья одиночной добывающей скважины в зависимости от способа эксплуатации предусматривают:
- приустьевую площадку;
- площадку под инвентарные приемные мостки;
- площадку под передвижной ремонтный агрегат;
- фундамент под станок-качалку (для ШГН);
- станцию управления ЭЦН, ЭВН, ШГН, ШВН и др.;
- наземное оборудование для эксплуатации скважин винтовыми и другими насосами;
- трансформаторные подстанции.
При необходимости на площадке устья скважины предусматривают:
- якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;
- узел пуска очистных устройств промыслового трубопровода;
- узел контроля коррозии;
- лубрикаторную площадку;
- установку дозированной подачи химреагента в скважину или в промысловый трубопровод;
- дренажную емкость;
- емкость для сбора поверхностных (дождевых) стоков с приустьевого шахтного колодца;
- устьевой подогреватель продукции скважины;
- клапан-отсекатель;
- площадку под передвижную ДЭС;
- площадку под передвижную ИУ или ИУ;
- ограждение территории устья скважины.
6.2.2.2 Дренажная емкость предназначена для дренажа камеры пуска очистных устройств; емкость для сбора предназначена для сбора поверхностных (дождевых) сточных вод с приустьевого шахтного колодца, в котором в процессе бурения скважины установлено устьевое оборудование ниже уровня земли.
Загрязненные стоки при ремонте скважин должны собираться в инвентарные поддоны и емкости, которыми оснащают ремонтные бригады.
6.2.2.3 Размер земельного участка под размещение проектируемых сооружений на площадке устья одиночной добывающей скважины определяют в ПД.
6.2.2.4 Наименьшие расстояния от устьев нефтяных добывающих скважин до зданий и сооружений соседних предприятий и объектов обустройства месторождения нефти принимают в соответствии с таблицами 16, 17 и требованиями [12].
6.2.2.5 При проектировании устья одиночной добывающей скважины учитывают требования [12] (разделы XXX, XXXII).
6.2.3 Куст скважин
6.2.3.1 При размещении куста на ММГ расстояние между устьями скважин должны соответствовать требованию [12] (раздел XXV).
Площадь, отводимую на период эксплуатации скважин, определяют в ПД.
6.2.3.2 В зависимости от способа эксплуатации скважин на кусте скважин предусматривают следующие технологические сооружения:
- приустьевые площадки;
- измерительную установку;
- технологические трубопроводы;
- кабельную эстакаду;
- площадки под инвентарные приемные мостки;
- площадки под ремонтный агрегат;
- фундаменты под станки-качалки;
- станции управления ЭЦН, ЭВН, ШГН, ШВН и др.;
- наземное оборудование для эксплуатации скважин винтовыми и другими насосами;
- трансформаторные подстанции.
При необходимости на площадке куста скважин предусматривают:
- якоря для крепления оттяжек ремонтного агрегата;
- узлы пуска очистных устройств нефтегазосборных трубопроводов;
- узел контроля коррозии;
- лубрикаторную площадку;
- установку дозированной подачи химреагента;
- устьевой подогреватель продукции скважин;
- клапаны-отсекатели;
- пробоотборник на выкидном трубопроводе;
- площадку под передвижную ДЭС;
- пункт контроля и управления;
- ВРП;
- газораспределительные блоки;
- дренажную емкость;
- емкость для сбора поверхностных (дождевых) стоков с приустьевого шахтного колодца;
- нефтегазоотделитель;
- радиомачту;
- молниеотвод;
- прожекторные мачты;
- ограждение территории куста.
6.2.3.3 Дренажная емкость предназначена для приема жидкости из камеры пуска очистных устройств; емкость для сбора поверхностных (дождевых) сточных вод предназначена для приема стоков с приустьевого шахтного колодца, в котором в процессе бурения скважины установлено устьевое оборудование ниже уровня земли.
Также на территории удаленных кустов скважин, ДНС могут располагаться пункт обогрева персонала, туалетная кабина, площадка для стоянки спецтехники и автотранспорта.
Размещение указанных сооружений на кусте скважин (кустовой площадке) определяют в ПД.
6.2.3.4 Размещение сооружений на кусте скважин должно учитывать возможность применения третичных методов повышения нефтеотдачи пластов, отработки нагнетательных скважин на нефть и перевода скважин на механизированную добычу, когда такое решение предусматривается в техническом проекте на разработку месторождения нефти.
6.2.3.5 Загрязненные стоки при ремонте скважин собирают в инвентарные поддоны и емкости, которыми оснащают ремонтные бригады.
6.2.3.6 Прокладку трубопроводов на кусте предусматривают как подземной (непосредственно в грунте) в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014 (пункт 9.5), так и надземной на эстакаде в соответствии с ГОСТ 32569.
6.2.3.7 Выбор материального исполнения технологических трубопроводов проводят в зависимости от конкретных условий работы в соответствии с 6.17.
6.2.3.8 После выбора основных параметров и материального исполнения трубопроводов проводят поверочный расчет трубопровода на прочность с учетом нагрузок, регламентируемых нормативным документом, а также их сочетания в соответствии с СП 20.13330.2011. Расчетная схема должна отражать действительные условия работы, а методы расчета - учитывать возможность использования специализированного программного обеспечения.
6.2.3.9 Наименьшее расстояние от устьев скважин до зданий и сооружений соседних предприятий и объектов обустройства месторождения нефти принимают в соответствии с 6.15, таблицами 16, 17 и [12].
6.2.4 Измерительная установка
6.2.4.1 В качестве ИУ применяют установки, соответствующие требованиям законодательства в сфере обеспечения единства измерений. Количество установок и их размещение на месторождении определяют технико-экономическим расчетом.
6.2.4.2 В составе ИУ предусматривают технологический и аппаратурный блок, а также при необходимости нефтегазоотделитель, дренажную емкость.
6.2.4.3 При проектировании ИУ учитывают требования [12] (раздел XXXII).
6.2.5 Сепарационная установка
6.2.5.1 СУ предназначены для частичного отделения ПНГ от нефти.
6.2.5.2 При обустройстве месторождений нефти систему "скважина-сепаратор" рассматривают как последовательно расположенные сооружения, в которых осуществляется разделение и подготовка к сепарации нефти и ПНГ.
Процессы выделения газа и коалесценцию пузырьков и капель жидкости, происходящих в трубопроводах нефтегазосбора от скважин до СУ, рассматривают как начальную стадию разделения, завершающуюся в сепараторах.
6.2.5.3 При проектировании СУ учитывают следующие основные требования:
- использование трубопроводов сбора для подготовки НГВС к сепарации с созданием в их конечных участках расслоенной структуры течения;
- обеспечение оптимальных условий ввода НГВС скважин в сепараторы с учетом структуры течения;
- обеспечение благоприятных гидродинамических условий для разделения НГВС в сепараторе, в том числе при помощи высокоэффективных внутренних сепарационных устройств;
- использование технологических методов воздействия и специальных компоновочных схем при сепарации НГВС с аномальными физико-химическими свойствами;
- блочность, агрегатирование и унификация внешних и внутренних узлов сепарационных установок;
- отделение капельной жидкости от нефтяного газа.
6.2.5.4 В составе СУ, как правило, предусматривают:
- узел подключения;
- успокоительный коллектор;
- блок нефтегазовых сепараторов;
- газосепаратор;
- факел для аварийного сжигания ПНГ;
- факельный сепаратор;
- конденсатосборник;
- КИПиА для управления процессом;
- дренажную емкость.
При необходимости в составе СУ предусматривают:
- узел предварительного отбора ПНГ (депульсатор);
- установку дозированной подачи химреагента;
- узел распределения потоков по сепараторам;
- системы измерений количества и параметров нефти, свободного нефтяного газа и воды.
6.2.5.5 Количество ступеней и давление сепарации нефти, размещение СУ определяют с учетом энергетических возможностей нефтяной залежи, физико-химических характеристик свойств нефти, конечного целевого использования углеводородного сырья (технологической схемы последующей подготовки и транспорта нефти и газа до пунктов их потребления).
6.2.5.6 Первую ступень сепарации располагают, как правило, на СУ, ДСНС, УПСВ. Давление сепарации, исходя из требований бескомпрессорного транспорта газа до УПН, УПГ, ГПЗ, ЦПС и т.п., рекомендуется принимать в пределах 0,3 - 0,8 МПа.
6.2.5.7 На стадии проектирования СУ определяют объемы НГВС скважин и физико-химические свойства нефти, газа и воды с прогнозной оценкой изменений их в процессе разработки месторождения. Размещение СУ (куст скважин, СУ, ДСНС, УПСВ, УПН, ЦПС) определяют с учетом распределения объемов добычи нефти и газа на месторождении, протяженности, конфигурации системы сбора и т.п.
6.2.5.8 Критерием выбора объема нефтегазосепаратора является рекомендуемое время пребывания жидкости в аппарате. Все технологические варианты СУ разрабатывают на базе нормального унифицированного ряда аппаратов объемом 6,3; 12,5; 25; 50; 100; 150 м3 на рабочее давление 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3 МПа.
6.2.5.9 Перед сепарацией предусматривают успокоительный коллектор, предназначенный для предварительного расслоения нефтегазоводяной смеси. Успокоительный коллектор представляет собой прямолинейный горизонтальный участок трубопровода без местных сопротивлений.
Диаметр и длину коллектора определяют из условия обеспечения послойного движения газовой, нефтяной и водной фаз. Принимают по результатам расчетов, выполненных с использованием специализированного программного комплекса.
6.2.5.10 Сброс ПНГ из оборудования СУ при проведении внутреннего осмотра и ремонта, а также в аварийных ситуациях предусматривают на факельную установку.
6.2.6 Промысловые трубопроводы
6.2.6.1 Промысловые трубопроводы проектируют в соответствии с ГОСТ Р 55990.
В состав промысловых трубопроводов системы сбора НГВС добывающих скважин входят:
- выкидные трубопроводы от одиночных добывающих скважин до ИУ, кроме выкидных трубопроводов в пределах кустовой площадки;
- нефтегазосборные трубопроводы от ИУ до входных узлов запорной арматуры ДНС и УПСВ (нефтегазопроводы);
- газопроводы от территорий площадок, где находятся СУ, до УПГ, установок предварительной подготовки газа или до потребителей;
- нефтепроводы от ДНС и УПСВ до ЦПС;
- газопроводы к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;
- газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;
- нефтепроводы от ЦПС до сооружения магистрального транспорта;
- газопроводы от ЦПС до сооружения магистрального транспорта газа;
- ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений;
- деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам ДНС и УПСВ.
Границы промысловых трубопроводов на технологических площадках принимают в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014 (пункт 1.2).
6.2.6.2 Внутренний диаметр труб, обеспечивающий сбор НГВС в течение рассматриваемого периода, принимают по результатам гидравлических расчетов данных систем.
Гидравлический расчет системы сбора продукции скважин выполняют на базе данных технического проекта на разработку месторождения нефти, с применением лицензионного программного обеспечения или по методикам (или руководящим документам).
Физико-химические и реологические свойства нефти и нефтеводяной эмульсии, необходимые для гидравлического расчета, принимают на основании исследований, проводимых специализированными организациями.
6.2.6.3 Гидравлический расчет трубопроводов выполняют на:
- максимальную добычу жидкости, принимаемую по данным технического проекта на разработку месторождения нефти, и вязкость, соответствующую обводненности периода;
- максимальную вязкость и соответствующую ей добычу жидкости.
В случае меняющегося газосодержания (с учетом прорывного газа) по годам эксплуатации месторождения (динамики) гидравлические расчеты выполняют на весь период по каждому году, определяя оптимальные диаметры, обеспечивающие пропускную способность системы нефтегазосбора по всем годам, не исключая раздельную двух и более трубную схему сбора.
По результатам расчетов принимают ближайший в сторону увеличения внутренний диаметр применяемых труб, обеспечивающий транспортирование нефтегазоводяной смеси в течение рассматриваемого периода.
При разработке ПД для системы трубопроводов учитывают нормативный расчетный срок службы трубопроводов и объем перекачиваемой среды на этот период.
6.2.6.4 При проектировании промысловых трубопроводов для нефтей, склонных к отложению парафина, предусматривают одно из следующих мероприятий:
- нанесение защитных покрытий на внутреннюю поверхность трубопроводов;
- механическую очистку внутренних стенок трубопроводов от парафина путем пуска очистных устройств;
- применение химреагентов;
- применение тепловых методов борьбы с отложениями с учетом требований к эксплуатации трубопроводов.
Возможно применение нескольких мероприятий одновременно.
Марки растворителей и присадок принимают по результатам лабораторных исследований специализированных организаций.
6.2.6.5 На промысловых трубопроводах устанавливают камеры пуска/приема средств очистки и диагностики для удаления отложений и внутритрубной диагностики. Допускается не устанавливать камеры пуска/приема при технико-экономическом обосновании в ПД.
6.2.6.6 Для парафиносодержащих нефтей минимально допустимой температурой нефти на конце трубопровода (участка трубопровода) считают температуру на 5 - 10 °C выше температуры появления у нефти начального напряжения сдвига, что гарантирует наличие определенного запаса времени до наступления застывания нефти в трубопроводе в случае его остановки.
Необходимо определять время охлаждения нефти в остановленном трубопроводе до температуры, при которой возобновление работы трубопровода невозможно.
При невозможности осуществления перекачки нефти с температурой, обеспечивающей перекачку по всей длине трубопровода, предусматривают инженерные решения (путевой подогрев, ввод депрессатора, смешение с маловязкими нефтями, газонасыщение и т.д.).
Границы содержания парафина, при которых необходимо выполнять указанные расчеты, определяют научно-исследовательскими работами.
6.2.6.7 Промысловые трубопроводы проектируют в одну нитку с соблюдением принципов коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями. При коридорной прокладке ЛЭП и линии связи размещают по одну сторону автодороги, а трубопроводы - по другую, причем ближе к дороге укладываются водоводы, далее - нефтепроводы и последними - газопроводы.
Допускается проектирование промысловых трубопроводов в несколько ниток при соответствующем технико-экономическом обосновании.
6.2.6.8 Раздельный сбор, учет и перекачку разносортных нефтей и газов (соответственно обводненных и безводных, сернистых и бессернистых) и однотипных нефтей проектируют на основании технико-экономических обоснований с учетом целевого назначения использования нефти и газа, возможности осуществления технологических процессов совместной подготовки разносортных нефтей, газа и воды с передачей для транспортирования до потребителей.
6.2.6.9 Выбор материала труб и соединительных деталей к ним выполняют в соответствии с 6.17.
6.2.6.10 После выбора основных параметров и материального исполнения трубопроводов проводят поверочный расчет трубопровода на прочность с учетом всех действующих нагрузок с применением специализированного программного обеспечения или по методикам (или руководящим документам).
6.2.6.11 Давление испытания на прочность и герметичность промысловых трубопроводов назначают в соответствии с ГОСТ Р 55990.
6.2.6.12 Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии при перекачке НГВС предусматривают:
- формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз и выделение свободной воды;
- удаление скопления воды и механических примесей с применением очистных устройств с целью снижения скорости коррозии.
Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии и применения наружных покрытий предусматривают рекомендации в соответствии с 6.14.
6.2.6.13 Диаметр газопроводов определяют на основании гидравлического расчета и теплотехнического расчета с использованием специализированного программного обеспечения, с учетом вывода конденсата или без вывода конденсата.
6.2.6.14 Для сбора конденсата на газопроводах, перекачивающих неосушенный нефтяной газ на основании расчета выпадения конденсата, предусматривают конденсатосборники с размещением в наиболее низких местах рельефа местности по трассе газопровода. Суммарный объем конденсатосборников предусматривают 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 нефтегазосборного трубопровода - продувку или откачку конденсата в трубопроводы. Технологическая схема работы конденсатосборника должна обеспечивать герметичность системы вывода конденсата из газопровода и его утилизацию, предусматривая особые меры безопасности при работе с нестабильным конденсатом.
6.2.6.15 На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой, узлах пуска и приема СОД, узлах подключения предусматривают установку продувочных свечей вне зависимости от плотности газа (величины относительной плотности газа по воздуху). На газопроводах-шлейфах допускается продувочные свечи не устанавливать.
6.2.7 Дожимная насосная станция
6.2.7.1 ДНС являются технологическим объектом, назначение которого заключается в обеспечении сбора и перекачки НГСВ добывающих скважин на объекты подготовки нефти в случае невозможности или нецелесообразности осуществления этого процесса под давлением скважин. ДНС подразделяются на ДСНС и ДМНС.
При проектировании ДНС учитываются следующие основные требования:
- выбор варианта технологической схемы ДНС и ее размещение на месторождении нефти обосновывают при проектировании технико-экономическим расчетом;
- проектную производительность ДНС рассчитывают по году максимальной добычи нефти и году максимальной добычи жидкости (по данным технического проекта на разработку месторождения нефти) из добывающих скважин, подключенных к ДНС. При проектировании ДНС выполняют требования [12] (раздел XXXII).
6.2.7.2 Технологический комплекс сооружений ДСНС предусматривает:
- первую ступень сепарации нефти;
- перекачку нефтегазонасыщенной (разгазированной при давлении I ступени сепарации) смеси на УПСВ, УПН, ЦПС;
- бескомпрессорную перекачку попутного нефтяного газа I ступени на УПГ, ЦПС, ГПЗ и др.
При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается компрессорная перекачка ПНГ.
При необходимости технологический комплекс сооружений ДСНС дополнительно предусматривает:
- предварительный сброс пластовой воды;
- нагрев продукции скважин;
- дополнительные ступени сепарации;
- подачу подготовленной пластовой воды в систему ППД при наличии предварительного сброса;
- подготовку ПНГ к использованию;
- измерение количества и параметров нефти и свободного нефтяного газа;
- измерение количества и параметров подготовленной пластовой воды;
- закачку реагентов-деэмульгаторов;
- закачку ингибиторов коррозии.
6.2.7.3 В состав ДСНС входят следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:
- блок сепарации нефти;
- блок насосной;
- факельная система;
- дренажные емкости;
- межблочные коммуникации.
При необходимости в состав ДСНС входят следующие технологические и вспомогательные сооружения:
- блок предварительного отбора ПНГ;
- блок буферной емкости;
- блок предварительного обезвоживания;
- блок очистки пластовой воды;
- блок подготовки ПНГ;
- блок емкостей для аварийных ситуаций;
- блок измерений количества и параметров НГВС;
- блок измерения количества и параметров ПНГ;
- блок измерения количества и параметров подготовленной пластовой воды;
- блок компрессорной воздуха для питания КИПиА и исполнительных устройств;
- блок нагрева НГВС;
- блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
- блок закачки ингибиторов коррозии;
- блок КСУ;
- блок насосной внутренней перекачки;
- блок автоматизированного налива нефтеводяной смеси в автоцистерны;
- ЭСН;
- КС низких ступеней сепарации;
- эжекторная установка для утилизации ПНГ концевой ступени сепарации.
6.2.7.4 Проектирование СУ, расположенных на ДНС - в соответствии с 6.2.5.
Отсепарированный ПНГ при соответствующем технико-экономическом обосновании используют для выработки электроэнергии на ЭСН или направляют в газопровод.
6.2.7.5 При использовании в качестве емкостей для аварийных ситуаций резервуаров типа РВС предусматривают КСУ с горизонтальным сепаратором, расчетная производительность которой обеспечивает сепарацию максимального объема НГСВ, поступающей на ДСНС. При использовании блока предварительного обезвоживания объем НГВС рассчитывается с учетом предварительно отделенной воды. Высота постамента под КСУ обеспечивает самотечный слив разгазированной нефтеводяной смеси в резервуары или возможно использование насоса внутренней перекачки для подачи разгазированной нефтеводяной смеси.
Проектирование РВС - в соответствии с 6.3.6.
6.2.7.6 В аварийных ситуациях, когда нефтеводяная смесь поступает в вертикальные резервуары, давление сепарации в концевых сепараторах не должно превышать 0,005 МПа (0,05 кгс/см2 изб.). При этом ПНГ направляют на факел для аварийного сжигания или установку для компримирования газа (вакуумная КС, эжекторная установка).
6.2.7.7 Технологические расчеты, выбор оборудования и аппаратуры проводят на основе данных материального баланса.
6.2.7.8 Высоту расположения буферной емкости насоса определяют с учетом разности геодезических отметок нижней образующей емкости и приемного патрубка насоса, с учетом потерь давления в трубопроводе.
Рекомендуется буферную емкость поднимать на высоту, равную потерям давления в трубопроводе между буферной емкостью и насосом, а давление на входе в насос поддерживать не менее давления в буферной емкости.
Всасывающий трубопровод должен иметь минимум криволинейных участков и трубопроводной арматуры, вызывающих потери давления, а также должна быть исключена возможность образования газовых "мешков".
Объем буферной емкости ДСНС принимают из расчета пребывания жидкости в ней в течение 10 мин.
Допускается совмещение КСУ и буферной емкости.
6.2.7.9 Выбор типа и числа насосов в ПД проводят в зависимости от физико-химических свойств нефтеводяной смеси и параметров перекачки (расчетного рабочего давления, производительности и режима перекачки).
Насосные агрегаты, работающие в переменном режиме, рекомендуется оснащать ЧРП с подключением к АСУ ТП и выводом управления на пульт оператора. Количество ЧРП для группы насосов определяют в ПД.
Необходимость применения ЧРП решается в ПД и обосновывается технико-экономическими расчетами.
6.2.7.10 Производительность рабочих насосных агрегатов определяют по максимальному количеству нефтеводяной смеси, поступающей на насосную станцию. В случае если на ДСНС предусматривают предварительный сброс пластовой воды, производительность насосных агрегатов внешней откачки определяют с учетом сброса.
6.2.7.11 Для сбора утечек нефти от уплотнений насосов предусматривают емкость с датчиком верхнего уровня (уровнемером) и выводом от него сигнала верхнего уровня на щит оператора.
6.2.7.12 Количество резервных насосов определяют в соответствии с 5.13.
6.2.7.13 Сброс ПНГ при ремонте, профилактике оборудования и аварийных ситуациях осуществляют на факел для аварийного сжигания.
6.2.7.14 С целью исключения кратковременной остановки работы добывающих скважин в аварийных ситуациях на ДСНС или на нефтепроводе внешнего транспорта на основании технико-экономических расчетов и по согласованию с заказчиком на ДСНС предусматривают емкости для аварийных ситуаций.
Предусматривают горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей обеспечивает прием максимального объема жидкости, поступающей на ДНС в течение времени, необходимого для остановки фонда добывающих скважин, согласованного с заказчиком.
При количестве более шести горизонтальных емкостей номинальным единичным объемом 200 м3 в качестве емкостей для аварийных ситуаций предусматривают резервуары типа РВС и КСУ в соответствии с 6.2.7.5.
Конструктивное и материальное исполнение емкостей для аварийных ситуаций - в соответствии с [19].
При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается предусматривать на ДНС обводную (байпасную) линию.
6.2.7.15 Количество РВС и их номинальный единичный объем определяют технико-экономическими расчетами.
6.2.7.16 Откачку жидкости из емкостей и резервуаров осуществляют резервным насосом ДСНС.
6.2.7.17 В обоснованных случаях допускается предусматривать насосную внутренней перекачки.
6.2.7.18 Допускается насосную внутренней перекачки проектировать без резерва.
6.2.7.19 ДМНС рекомендуется размещать на удаленных от развитой инфраструктуры месторождениях. Территориальное размещение ДМНС на месторождении обосновывают технико-экономическими расчетами.
6.2.7.20 Технологический комплекс сооружений ДМНС предусматривает:
- транспортирование НГВС до сооружений подготовки нефти и газа;
- измерение количества и параметров нефти и ПНГ (при необходимости);
- закачку ингибиторов коррозии (при необходимости).
6.2.7.21 В состав ДМНС входят следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:
- блок мультифазных насосов;
- блок фильтров;
- блок управления насосным оборудованием;
- блок системы электрообеспечения;
- блок измерения количества и параметров нефти и газа (при необходимости);
- блок закачки ингибиторов коррозии (при необходимости);
- дренажная емкость;
- межблочные коммуникации.
При необходимости в состав ДМНС включают ЭСН, блок зажижения.
Необходимость применения ЭСН определяют в ПД и обосновывают технико-экономическими расчетами.
6.2.7.22 Для обеспечения перекачки "газовых пробок" большого объема предусматривают блок зажижения.
Блок зажижения состоит из расширительной трубы (емкости) и запорно-регулирующей арматуры, осуществляет подачу жидкости на прием мультифазного насоса при достижении максимально допустимой температуры перекачиваемой среды при прохождении "газовой пробки".
Необходимость использования блока зажижения определяет изготовитель блока мультифазных насосов на основании проектных данных.
6.2.7.23 В составе сооружений ДМНС при необходимости предусматривают блок закачки ингибитора коррозии и оборудование для подогрева добываемой продукции (при невозможности ее транспортирования до ДСНС, УПСВ, УПН, ЦПС при естественных условиях). Необходимость подогрева должна быть обусловлена технологическими условиями обеспечения бесперебойной (безаварийной) работы ДМНС и обоснована технико-экономическими расчетами.
6.2.7.24 Количество резервных насосов определяют в соответствии с 5.13.
Выбор типа и числа насосов в проекте проводят в зависимости от физико-химических свойств жидкости, газа и параметров перекачки (расчетного рабочего давления, производительности и режима перекачки).
Насосные агрегаты рекомендуется оснащать ЧРП.
6.2.8 Компрессорная станция воздуха
6.2.8.1 КС воздуха предназначена для обеспечения потребителей сжатым воздухом требуемого качества.
На каждом отдельном объекте (установке), потребляющем 10 нм3 воздуха в 1 ч и более, предусматривают ресивер сжатого воздуха с обеспечением не менее 1 ч работы установки без подачи воздуха из сети, а также аварийную сигнализацию, предупреждающую о недопустимом понижении давления воздуха.
Отбор воздуха для технологических целей от сети питания КИПиА не допускается.
6.2.8.2 При проектировании КС воздуха следует руководствоваться [12].
6.2.8.3 Устройство компрессорного оборудования (размещение агрегатов, узлов, систем управления и др.) обеспечивает удобство, контролепригодность и безопасность монтажа, эксплуатации, технического обслуживания и ремонта.
6.2.8.4 КС воздуха оборудуют маслоотделителями и концевыми холодильниками. Системы сжатого воздуха оборудуют ресиверами (для КИПиА и технического воздуха). Объем ресивера принимают из условия запаса сжатого воздуха для работы средств автоматики в течение не менее 1 ч.
Воздухосборники, влагомаслоотделители, промежуточные и концевые холодильники и нагнетательные воздухопроводы всех ступеней имеют возможность очистки от масляных отложений способом, не вызывающим коррозию металла. Очистку воздухопроводов и воздушных аппаратов проводят 3%-ным раствором сульфанола. После очистки проводят продувку сжатым воздухом.
6.2.8.5 В составе КС воздуха предусматривают оборудование для осушки и очистки воздуха с целью обеспечения нормальной работы приборов автоматического контроля. Воздух для нужд приборов автоматического контроля должен быть осушен до точки росы по влаге, предотвращающей возможность ее выпадения в воздухопроводах, в соответствии с требованиями заказной документации. Для УПН, ЦПС и других объектов обустройства предусматривают единую систему воздухоснабжения. Не допускается объединение систем технического воздуха и воздуха для приборов.
6.2.8.6 Заданная чистота воздуха - в соответствии с ГОСТ 17433.
Требуемый класс загрязненности воздуха определяют в ПД с учетом технических характеристик оборудования и средств КИПиА, использующих сжатый воздух на проектируемом объекте.
6.2.8.7 При падении давления воздуха в ресивере включается световая и звуковая сигнализация, независимая от сигнализации отклонения технологических параметров на установке.
6.2.8.8 КС воздуха состоит из компрессорного оборудования, размещенного в блок-контейнере или модульном здании с установленной электроарматурой и элементами жизнеобеспечения станции.
6.2.8.9 КС, подающие воздух на КИПиА, должны иметь 100%-ный резерв по компрессорам и оборудованию, если это необходимо для поддержания нормального режима технологического процесса в соответствии с проектом.
6.2.8.10 Рабочее давление КС воздуха принимают не менее 0,8 МПа (8 кгс/см2), если иное давление не требуется для питания приборов и исполнительных устройств.
6.2.8.11 КС воздуха на площадках для технологических комплексов проектируют в блочно-комплектном исполнении.
Охлаждение компрессоров рекомендуется предусматривать воздушное.
6.2.9 Установка дозированной подачи химреагентов
6.2.9.1 Установка дозированной подачи химреагентов предназначена для дозированного ввода жидких химреагентов в трубопроводы системы сбора, подготовки нефти, газа и воды для эффективного воздействия на НГВС в процессе подготовки нефти, а также защиты трубопроводов и оборудования от коррозии, парафиноотложений, солеотложений, гидратообразования. Ингибиторы коррозии могут вводиться в поток нефти, газа и пластовой воды. Также в нефтяную эмульсию может осуществляться ввод реагента-антивспенивателя. Поглотители кислорода и бактерициды применяют в процессах подготовки пластовой воды и бытовых стоков.
6.2.9.2 Установка дозированной подачи химреагентов объектов и сооружений сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды включает:
- блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;
- блок для дозирования и подачи ингибиторов;
- блоки для подачи других реагентов;
- блок аппаратурный (при необходимости);
- расходный склад реагента (при необходимости на основании технико-экономического расчета по согласованию с эксплуатационной организацией рекомендуется норма запаса реагентов на складе при хранении его в бочках - до 30 сут, при доставке реагентов водным транспортом норму запасов и складирования их следует принимать на весь период закрытия навигации).
Возможно совмещение блоков для различных типов реагента и использования многофункциональных насосов.
6.2.9.3 В качестве блоков для дозирования химреагентов используют блоки заводского изготовления, включающие технологическую емкость приема и хранения реагентов, расходную емкость (возможно совмещение емкостей), насос для заполнения технологической емкости, насос-дозатор, обеспечивающий постоянную дозированную подачу реагента требуемого давления.
6.2.9.4 На трубопроводах нагнетания дозировочных насосов предусматривают предохранительные клапаны для защиты трубопровода от превышения давления, а также обратные клапаны для предотвращения попадания транспортируемой по трубопроводу жидкости в блок дозирования реагентов при разгерметизации оборудования блока.
Управление работой оборудования в автоматическом режиме осуществляют от щита управления. Исполнение щита управления должно быть взрывозащищенным при его размещении в едином технологическом блоке. В случае размещения щита управления в отдельном блоке управления допускается применение щита в невзрывозащищенном исполнении при соответствующих расстояниях.
6.2.9.5 Блоки размещают в одном или нескольких местах технологического комплекса сбора, подготовки нефти, газа и воды (на устьях скважин, кустах скважин, ИУ, ДНС, УПСВ, УПН, сооружениях подготовки пластовой воды, производственно-дождевых стоков и других сооружений ЦПС).
6.2.9.6 В рекомендуемых точках ввода реагентов устанавливают трубопроводные узлы ввода и распыления в потоке реагентов, представляющие собой нагнетательные трубки, оснащенные распыляющими наконечниками для распределения реагента в объеме продукта. Заказ узлов в ПД сопровождают полной информацией по трубопроводу, на котором размещается трубопроводный узел ввода: диаметр трубопровода, материальное исполнение, продукт, рабочие параметры, марка реагента, рабочие параметры трубопровода реагента, климатология.
6.2.9.7 Конструкция трубопроводного узла ввода и распыления реагентов обеспечивает равномерное распределение вводимого реагента в потоке продукта, а для ингибитора коррозии - максимальную адгезию пленки ингибитора коррозии на внутренней поверхности трубопровода.
6.2.9.8 Конструкция трубопроводного узла ввода и распыления обеспечивает возможность извлечения дозаторного устройства без остановки работы основного трубопровода.
6.2.10 Факельная система ДНС
6.2.10.1 Факельная система ДНС предназначена для постоянных, периодических и аварийных сбросов ПНГ от технологического оборудования ДНС и его последующего сжигания.
6.2.10.2 Пропускная способность коллектора факельной системы равна количеству возможного аварийного сброса ПНГ от технологических систем ДНС при невозможности его отправки транспортом либо направления на сооружения подготовки в соответствии с разработанной системой аварийной защиты технологического оборудования ДНС.
6.2.10.3 На ДНС предусматривают:
- периодические сбросы - при пуске, остановке или при регламентных изменениях технологического процесса;
- аварийные сбросы - при срабатывании рабочих предохранительных клапанов;
- постоянные сбросы - поступающие с первой ступени сепарации при невозможности подачи газа в газопровод, с КСУ при заполнении аварийных РВС.
6.2.10.4 Устройство и проектирование факельной системы ДНС осуществляют в соответствии с 6.3.15.
6.2.10.5 В случае размещения ДНС на сооружениях подготовки нефти, газа и воды (УПН, ЦПС, УПСВ) факельные сбросы с ДНС могут направляться в факельные системы сооружений подготовки.
6.2.11 Пункт налива нефтегазоводяной смеси
6.2.11.1 Пункты налива предусматривают на начальной стадии эксплуатации месторождения нефти на отдельных скважинах либо кустах скважин в случае отсутствия возможности трубопроводной перекачки НГВС до сооружений подготовки нефти.
6.2.11.2 Технологический комплекс сооружений пункта налива НГВС предусматривает:
- первую ступень сепарации;
- накопление и хранение НГВС;
- налив НГВС в автоцистерны;
- измерение количества и параметров наливаемой НГВС;
- измерение количества ПНГ после ступени сепарации.
При необходимости технологический комплекс сооружений пункта налива НГВС дополнительно предусматривает:
- нагрев НГВС;
- дополнительные ступени сепарации;
- закачку ингибитора коррозии.
6.2.11.3 В состав пункта налива входят следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:
- блок сепарации НГВС;
- блок измерения количества и параметров НГВС;
- блок измерения количества и параметров ПНГ;
- блок автоматизированной системы налива НГВС в автоцистерны с площадкой для налива НГВС в автоцистерны;
- блок КСУ;
- резервуары горизонтальные стальные, РВС;
- факельная система (свеча рассеивания);
- дренажные емкости;
- блок операторной;
- блок обогрева.
При необходимости в состав пункта налива могут входить следующие технологические и вспомогательные сооружения:
- блок нагрева НГВС;
- блоки дополнительных ступеней сепарации;
- блок насосной внутренней перекачки;
- ЭСН;
- блок КС воздуха для питания приборов КИПиА и исполнительных устройств;
- блок насосной налива;
- блок закачки ингибитора коррозии;
- радиомачта.
6.2.11.4 КСУ с горизонтальным сепаратором рассчитывают на максимальный объем НГВС, поступающей на пункт налива. Высота постамента под КСУ обеспечивает самотечный слив НГВС в резервуары для накопления.
6.2.11.5 Допускается вместо самотечного слива НГВС из КСУ в резервуары для накопления предусматривать насосную откачку.
6.2.11.6 Давление сепарации в концевых сепараторах не должно превышать 0,005 МПа (0,05 кгс/см2 изб.).
6.2.11.7 Проектирование налива в автоцистерны предусматривает герметизированный способ налива (нижний или верхний) с рекуперацией паров.
В период пробной эксплуатации месторождения допускается при технико-экономическом обосновании отвод паров из зоны налива для безопасного рассеивания или сжигания.
6.2.11.8 Отсепарированный ПНГ сжигается на факеле или подается на свечу для рассеивания при соответствующем технико-эколого-экономическом обосновании и отсутствии в составе газа сероводорода.
6.2.11.9 При проектировании пунктов налива учитывают требования [12], [20].
Подписаться на обновления