InfoCourt /
Правовые документы /
СССР /
Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов

-32300: transport error - HTTP status code was not 200

СССР

СНиП от 01 января 1987 года № РД 39-0148311-605-86

Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов

Утверждены: Министерством нефтяной промышленности СССР
03 октября 1986 года
Разработаны: Государственным институтом по проектированию предприятий нефтяной промышленности восточных и южных районов СССР
01 января 1987 года,
Всероссийским научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке и транспортировке нефти и нефтепродуктов
01 января 1987 года,
Сибирским научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности
01 января 1987 года

1.1.

1.2.

1.3.

1.3.1.

1.3.2.

1.4.

1.5.

1.6.

1.6.1.

1.6.2.

1.7.

1.8.

1.9.

1.10.

1.11.

1.12.

1.13.

1.14.

1.15.

1.16.

1.17.

2.1.

2.1.1.

2.1.2.

2.1.3.

2.1.3.1.

2.1.3.2.

2.1.3.3.

2.1.3.4.

2.1.3.5.

2.1.3.6.

2.1.3.7.

2.1.3.8.

2.1.3.9.

2.2.

2.2.1.

2.2.1.1.

2.2.1.2.

2.2.1.3.

2.2.1.4.

2.2.1.5.

2.2.1.6.

2.3.

2.3.1.

2.3.2.

2.3.2.1.

2.3.2.2.

2.3.3.

2.3.3.1.

2.3.3.2.

2.3.3.3.

2.3.3.4.

2.3.3.5.

2.3.3.6.

2.3.3.7.

2.3.4.

2.3.4.1.

2.3.4.2.

2.3.4.3.

2.3.4.4.

2.4.

2.4.1.

2.5.

2.5.1.

2.5.2.

2.5.3.

2.5.4.

2.5.5.

2.5.6.

2.5.6.1.

2.5.6.2.

2.5.6.3.

2.5.7.

2.5.8.

2.5.9.

2.5.9.1.

2.5.9.2.

2.5.9.3.

2.5.9.4.

2.5.9.5.

2.5.10.

2.5.11.

2.5.12.

2.5.12.1.

2.6.

2.6.1.

2.6.2.

2.6.3.

2.6.4.

2.6.5.

2.6.5.1.

2.6.5.2.

2.6.5.3.

2.6.5.4.

2.6.5.5.

2.6.5.6.

2.6.5.7.

2.6.6.

2.6.6.1.

2.6.6.2.

2.6.6.3.

2.6.7.

3.1.

3.1.1.

3.1.2.

3.1.3.

3.1.4.

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.

3.1.6.

3.1.7.

3.1.7.1.

3.1.8.

3.1.9.

3.1.10.

3.1.11.

3.1.12.

3.1.13.

3.2.

3.2.1.

3.2.2.

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.

3.2.3.1.

3.2.3.2.

3.2.3.3.

3.2.4.

3.2.4.1.

3.2.4.2.

3.2.4.3.

3.2.4.4.

3.2.4.5.

3.2.4.6.

3.2.4.7.

3.2.4.8.

3.2.4.9.

3.2.5.

3.2.6.

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

3.2.7.

3.2.8.

3.3.

3.3.1.

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

3.3.1.1.

3.3.1.2.

3.3.1.3.

3.3.1.4.

3.3.2.

3.4.

3.4.1.

3.4.2.

3.4.3.

3.4.4.

3.4.5.

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

Значение Кп = С3/(ΣС1 + С2 + (N2))	Осушка от влаги газа первой ступени сепарации нефти (схема I) tос = 0 (-5) °С	Осушка от влаги смеси газа первой ступени сепарации нефти и газа концевых ступеней сепарации (схемы II, III) tос = 0 (-5) °С	НТК газов первой ступени сепарации нефти (схема VII) tохл = -5 °С	НТК смеси газов первой ступени сепарации нефти и газов концевых ступеней сепарации (схема VIII) tохл = -10 °С
	Углеводородный конденсат с КСв.д. направляется в нефть перед I ступенью сепарации и после нее	УОГ на ЦПС	УПГ на ДНС	УПГ на ЦПС
		Углеводородный конденсат с КСн.д. и КСв.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.

3.4.6.1.

Примечание. При Кп ≥ 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 Кп ≥ 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.

3.4.6.2.

3.4.6.3.

3.4.6.4.

3.4.6.5.

3.4.6.6.

3.4.7.

3.4.7.1.

3.4.7.2.

3.4.7.3.

3.4.7.4.

3.4.7.5.

3.4.7.6.

3.4.7.7.

3.4.7.8.

3.4.7.9.

3.4.7.10.

3.4.7.11.

3.4.7.12.