Для отдельных ступеней сепарации нефти следует применять блочные автоматизированные установки (типа УБС, УБС-М, УБСН, сепараторы нефтегазовые типа НГС и др.). Сепарационные установки одной ступени сепарации должны компоноваться, как правило, из однотипных аппаратов.
2.25. Производительность сепараторов по жидкости должна приниматься в соответствии с "Методическими указаниями по сепарации обводненных нефтей", производительность по газу следует проверять расчетом по действующим методикам.
При выборе сепараторов для нефтей, склонных к пенообразованию, расчет их следует выполнять по данным научно-исследовательских организаций.
2.26. Производительность и давление насосов сепарационных установок типа УБСН должна проверяться расчетным путем по графикам совместной работы насоса и трубопровода.
2.27. Сброс газа из оборудования сепарационных установок при его профилактике и ремонте, а также в аварийных ситуациях должен предусматриваться в соответствии с требованиями п.п.2.64-2.68 настоящих Норм.
Трубопроводы нефти и газа
2.28. В систему сбора и транспорта продукции нефтяных скважин входят:
1) выкидные трубопроводы, обеспечивающие сбор продукции скважин до замерных установок;
2) нефтегазосборные трубопроводы (нефтегазопроводы, нефтепроводы), обеспечивающие сбор продукции скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти, ДНС или ЦПС;
3) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до ЦПС;
4) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до сооружений магистрального транспорта нефти;
5) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд промпредприятий;
6) газопроводы для транспортирования газа от ЦПС до сооружений магистрального транспорта газа.
2.29. Промысловые трубопроводы следует проектировать в соответствии с требованиями "Норм проектирования промысловых стальных трубопроводов"; технологические трубопроводы в пределах промышленных площадок - в соответствии с требованиями настоящих Норм (п.п.2.96, 2.113, 2.188??2.205).
2.30. Гидравлический расчет системы сбора продукции скважин должен выполняться на базе данных технологической схемы (проекта) разработки месторождения и другой технологической проектной документации на разработку месторождения, а также научных рекомендаций по реологическим и физико-химическим свойствам нефти, газа и воды, выданных проектной организации до начала проектирования.
2.31. Гидравлический расчет трубопроводов систем сбора от скважин до ДНС при движении по ним нефтегазовых (нефтеводогазовых) смесей следует выполнять по "Методике гидравлического расчета трубопроводов и систем трубопроводов при транспорте нефтегазовых смесей".
Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться:
на максимальную добычу жидкости, принимаемую по данным технологической схемы (проекта) разработки, и вязкость, соответствующую обводненности на этот период;
на максимальную вязкость и соответствующую ей добычу жидкости.
По результатам расчетов принимается ближайший в сторону увеличения внутренний диаметр трубы по ГОСТ или ТУ.
2.32. Гидравлический расчет трубопроводов при движении по ним жидкости в однофазном состоянии следует производить по формуле Дарси-Вейсбаха.
2.33. Минимальный условный диаметр выкидного трубопровода от нефтяной скважины следует принимать не менее 80 мм. Проектирование выкидных трубопроводов диаметром 100 мм и выше должно обосновываться технико-экономическими расчетами в каждом конкретном случае с учетом специфических условий их прокладки и физико-химических свойств транспортируемой нефти (жидкости).
2.34. При проектировании выкидных трубопроводов для нефтей, отлагающих парафин, следует предусматривать одно из следующих мероприятий:
покрытие внутренних поверхностей (стекло, эмаль, лаки и др.);
механическую очистку внутренних стенок трубопроводов от парафина путем запуска шаровых резиновых разделителей;
ввод растворителей;
пропарку и другие мероприятия.
2.35. Трубопроводы для транспорта нефти с температурой застывания на 15 °С и более превышающей температуру грунта на глубине их укладки должны проектироваться в соответствии с требованиями "Методики определения пускового давления для нефтепроводов, транспортирующих парафиновые нефти". Температура застывания нефтей должна определяться по "Методике определения температуры застывания парафиновых нефтей. Реологические свойства".
Для обеспечения транспортирования по трубопроводам нефти с температурой застывания выше минимальной температуры грунта на глубине укладки трубопровода с высокой вязкостью (7.0-10.0 Ст) следует предусматривать инженерные решения (путевой подогрев, ввод деэмульгаторов, смешение с маловязкими нефтями, газонасыщение и т.д.).
2.36. Выкидные трубопроводы от скважин должны проектироваться в одну нитку с соблюдением принципов коридорной прокладки с другими инженерными коммуникациями.
2.37. Раздельный сбор и транспорт разносортных нефтей и газов (соответственно обводненных и безводных, сернистых и бессернистых) и однотипных нефтей в каждом отдельном случае должен проектироваться на основании технико-экономических обоснований с учетом конкретных условий, целевого назначения использования нефти и газа, возможности осуществления технологических процессов совместной подготовки разносортных нефтей, газа и воды, магистрального транспорта их до потребителей.
2.38. Выбор материала труб для промысловых трубопроводов следует производить в соответствии с "Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности" Миннефтепрома, Миннефтегазстроя, Мингазпрома и "Рекомендациями по выбору стальных электросварных труб для промысловых внеплощадочных трубопроводов объектов обустройства нефтяных месторождений на давление до 9,6 МПа (96 кгс/см2) Миннефтепрома.
2.39. Давление испытания на прочность промысловых трубопроводов для всех нефтедобывающих районов страны (за исключением районов Крайнего Севера и приравненных к ним) следует принимать в соответствии с требованиями норм "Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ".
Для районов Крайнего Севера и приравненных к ним давление испытания промысловых трубопроводов на прочность с учетом гидростатического напора жидкости в трубах следует принимать:
при рабочих давлениях до 4 МПа включительно равным заводскому испытательному давлению устанавливаемой запорной арматуры;
при рабочих давлениях свыше 4 МПа до 10 МПа равным давлению, вызывающему напряжение в металле трубы не более 0,9 предела текучести.
В любом случае испытательное давление в трубопроводе не должно превышать заводское испытательное давление для труб и арматуры.
2.40. Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии при транспортировании газожидкостных смесей следует предусматривать:
формирование структуры потока, предотвращающей расслоение фаз и выделение жидкости;
ввод ингибиторов коррозии;
внутреннее защитное покрытие труб.
Для защиты трубопроводов от почвенной коррозии должны предусматриваться изоляционное покрытие и электрохимическая защита.
Тип и толщина покрытия определяются с учетом требований ГОСТ 25812-83.
2.41. Гидравлический расчет газопроводов следует производить по формуле ВНИИгаза в соответствии с "Указаниями по гидравлическому расчету подземных магистральных газопроводов при стационарном режиме" Мингазпрома.
При транспорте газа без вывода конденсата (газожидкостной смеси) гидравлические расчеты следует выполнять согласно "Инструкции по гидравлическому расчету промысловых трубопроводов для газожидкостных смесей" ВНИИгаза, Мингазпрома.
2.42. Для сбора конденсата на газопроводах, транспортирующих влажный 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.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
Дожимные насосные станции
2.43. Технологический комплекс сооружений ДНС может включать :
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 транспорт нефтяного газа I ступени* на ЦПС, ГПЗ и др.;
_____________
* При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается компрессорный транспорт газа.
6) транспортирование 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) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
2.44. В состав ДНС могут входить следующие основные технологические и вспомогательные сооружения:
блок предварительного отбора газа;
блок сепарации нефти;
блок насосной (с буферной емкостью);
блок предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
блок аварийных емкостей;
блок замера нефти;
блок замера газа;
блок замера воды;
блок компрессорной воздуха для питания приборов КиА;
блок нагрева продукции скважин (при необходимости);
блок реагентного хозяйства для закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
блок закачки ингибиторов в газопроводы и нефтепроводы;
емкость дренажная подземная.
Объем буферной емкости ДНС принимается из расчета пребывания жидкости в ней в течение 10 минут.
(Измененная редакция, Изм. № 1)
2.45. 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 (по данным технологической схемы разработки) из скважин, подключенных к ДНC.
2.46. При проектировании дожимных насосных станций необходимо предусматривать:
1) компоновку аппаратуры и оборудования для проведения основных технологических процессов в едином технологическом блоке;
2) сепарацию нефти с предварительным отбором 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-отделителей воды с качеством, обеспечивающим закачку ее в продуктивные пласты без дополнительной подготовки.
2.47. На ДНС должны предусматриваться аварийные горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации. Суммарный объем емкостей должен обеспечивать прием максимального объема жидкости, поступающей на ДНС в течение двух часов. Расчет производится по среднему максимальному дебиту скважин, подключенных к ДНС.
При количестве более шести горизонтальных емкостей номинальным единичным объемом 200 м3 в качестве аварийных следует предусматривать резервуары типа РВС с единичным объемом каждого не более 3000 м3. При этом необходимо предусматривать концевую сепарационную установку с горизонтальным сепаратором, расчетная производительность которой должна обеспечивать сепарацию максимального объема жидкости, поступающей на ДНС. Высота постамента под концевую сепарационную установку должна обеспечивать самотечный слив разгазированной нефти в резервуары.
Производительность проектируемых ДНС по выходу жидкости после предварительного сброса воды не должна превышать 3 млн.т в год.
2.48. При размещении ДНC на месторождениях, расположенных в заболоченных и труднодоступных местах, в районах вечной мерзлоты, пустынях (Тюменская, Томская, Иркутская области, Коми АССР, Якутская АССР, Красноярский край, Туркменская ССР), суммарный объем аварийных резервуаров типа РВС должен приниматься из расчетам 8-12-часового запаса поступающей жидкости. Количество РВС и их номинальный единичный объем определяются технико-экономическими расчетами.
2.49. Высота расположения буферной емкости насоса должна определяться с учетом разности геодезических отметок нижней образующей емкости и приемного патрубка насоса, потерь давления в трубопроводе и кавитационного запаса насоса; высота постамента под сепараторы ступени сепарации - с учетом разности геодезических отметок нижних образующих сепаратора и буферной емкости и потерь давления в трубопроводе.
Приемный коллектор между буферной емкостью и насосами ДНС следует проектировать с уклоном в сторону насосов, без изгибов трубопроводов в вертикальной плоскости.
2.50. Дожимные насосные станции должны проектироваться блочными, автоматизированными, заводского изготовления, как правило, без постоянного обслуживающего персонала.
2.51. При проектировании ДНС должны выполняться требования п.п.2.147-2.149 2.152, 2.153 настоящих Норм.
2.52. Сброс газа при ремонте, профилактике оборудования и аварийных ситуациях должен осуществляться на факел для аварийного сжигания газа.
Компрессорная воздуха
2.53. При проектировании компрессорных воздуха следует руководствоваться "Правилами устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов".
