Минимальная высота факельных стволов должна приниматься равной 20 м, если сбросы не содержат сероводород.
При наличии в сбросных газах сероводорода высота факела должна быть не менее 30 м.
Максимальные тепловые напряжения от пламени факела не должны превышать:
а) у основания факельного ствола (при условии, что персонал может покинуть опасную зону в течение 20 с) - 4,8 кВт/м2 (17 МДж/м2·ч);
б) в местах пребывания персонала для обслуживания и ремонта оборудования в течение неограниченного времени - 1,4 кВт/м2 (5 МДж/м2·ч).
2.213. Для сжигания газа с содержанием сероводорода более 6% маc. должна предусматриваться специальная факельная система.
2.214. Диаметр факельного ствола должен приниматься равным диаметру подводящего факельного газопровода.
Допускается принимать диаметр ствола факела меньше диаметра подводящего трубопровода при необходимости обеспечения минимальных потерь давления сбрасываемого газа и увеличения скорости его выброса из факельного ствола, а также при других условиях сброса с обязательным обоснованием этого решения.
Скорость газа в устье факельного ствола должна приниматься с учетом исключения возможности отрыва пламени, но не более 80 м/с.
Факельные стволы должны быть оборудованы:
а) системой дистанционного зажигания факела;
б) горелками постоянного горения (дежурная горелка);
в) лабиринтным уплотнителем (газостатическим затвором) при диаметре факела 100 мм и более.
Подвод газа для горелок постоянного горения и лабиринтного уплотнителя должен предусматриваться от линии топливного газа, в которой газ должен находиться постоянно под давлением, вне зависимости от работ технологических установок.
2.215. Количество дежурных горелок следует принимать исходя из диаметра ствола факела:
а) при диаметре от 100 до 250 мм - 1 горелка;
б) при диаметре от 300 до 550 мм - 2 горелки;
в) при диаметре от 600 до 1000 мм - 3 горелки;
г) при диаметре от 1100 до 1600 мм - 4 горелки;
д) при диаметре более 1600 мм - 5 горелок.
2.216. Для предотвращения попадания воздуха в факельную систему (через факельный ствол) следует предусматривать подачу в лабиринтный уплотнитель продувочного (затворного) газа.
Для продувки факельной системы следует также предусматривать подачу продувочного газа в начало факельного коллектора. В качестве продувочного (затворного) газа может быть использован топливный газ.
2.217. Скорость продувочного газа в стволе факела должна быть:
при отсутствии лабиринтного уплотнителя - не менее 0,9 м/с;
при наличии лабиринтного уплотнителя - не менее 0,05 м/с.
Плотность продувочного газа при отсутствии лабиринтного уплотнителя должна быть не менее 0,7 кг/м3.
2.218. Для снижения расхода продувочного газа в верхней части факельного ствола под факельными горелками следует предусматривать установку лабиринтного уплотнителя (газового затвора).
Лабиринтный уплотнитель устанавливается не ниже 5 м от низа факельной головки. Площадь проходного сечения лабиринтного уплотнителя должна быть не менее площади сечения ствола факела.
2.219. Система дистанционного контроля и автоматизации факельного хозяйства ЦПС должна обеспечить:
а) регистрацию расхода продувочного (затворного) газа;
б) сигнализацию минимального давления топливного газа на дежурные горелки;
в) сигнализацию погасания пламени дежурной горелки;
г) сигнализацию максимального и минимального уровней жидкости в конденсатосборнике и гидрозатворах;
д) сигнализацию и регистрацию минимальной температуры в гидрозатворе.
Примечание. Конструкция факела должна обеспечить возможность установки приборов контроля пламени и аппаратуры дистанционного зажигания.
2.220. Допускается предусматривать местный контроль следующих параметров:
а) давление топливного газа и воздуха в системе зажигания и до регулирующих клапанов или вентилей;
б) уровень жидкости в конденсатосборнике.
2.221. Прокладку факельных газопроводов следует проектировать по возможности с минимальным числом поворотов с прокладкой их на низких опорах (тумбах) и стойках и с односторонним уклоном не менее 0,002 в сторону сепаратора или конденсатосборника.
При невозможности проектирования факельных газопроводов с односторонним уклоном допускается в низших точках трубопроводов предусматривать промежуточные конденсатосборники.
Участок факельного газопровода между конденсатосборником (сепаратором) и факельным стволом должен иметь уклон в сторону конденсатосборника.
Трубопроводы факельной системы и установленная на них арматура должны обогреваться и иметь тепловую изоляцию.
Конденсатосборники также должны обогреваться и, в зависимости от условий их установки, иметь тепловую изоляцию.
2.222. Для отделения выпадающей в трубопроводе жидкости следует предусматривать сепаратор. Установка сепаратора - наземная.
Для сбора выпавшего в трубах и сепараторе конденсата должен предусматриваться конденсатосборник.
При прокладке факельного газопровода на низких опорах предусматривается подземная установка конденсатосборника, а в случае прокладки факельных газопроводов на стойках - .только наземная. Жидкость из конденсатосборника может откачиваться насосом или передавливаться топливным газом. При этом расчетное давление конденсатосборника должно быть выбрано с учетом максимально возможного давления газа передавливания.
2.223. Для проведения испытаний факельных газопроводов и ремонтных работ факельных систем на факельном газопроводе должны быть предусмотрены фланцевые соединения для установки заглушек. Конструкция факельного газопровода должна отвечать требованиям СН 527-80 и подраздела "Технологические трубопроводы" настоящих Норм.
2.224. Тепловая компенсация факельных трубопроводов рассчитывается на максимальную температуру сбросных газов. Если эта температура ниже температуры пара, используемого для пропарки, тепловая компенсация трубопроводов рассчитывается с учетом температуры пара.
2.225. Установка запорной арматуры на факельном газопроводе не допускается.
2.226. Маркировку и световое ограждение факельных стволов необходимо выполнять в соответствии с "Правилами дневной маркировки, светового ограждения и радиомаркировки препятствий, находящихся на приаэродромных территориях и воздушных трассах".
В особых случаях высоту факельных стволов следует согласовывать с Управлениями гражданской авиации и Военными округами.
в) СООРУЖЕНИЯ ПРИ ГАЗЛИФТНОЙ ДОБЫЧЕ НЕФТИ
Общая часть
2.227. Схема газлифтной добычи (компрессорный или бескомпрессорный газлифт, режим газлифта - непрерывный, периодический), требования к сырью, объемы закачки газа и давление нагнетания, ввод фонда скважин по годам должны приниматься по данным технологической схемы (проекта) разработки месторождения.
2.228. Газоснабжение газлифтных систем следует предусматривать на основании технико-экономических расчетов:
- централизованное, когда газ от компрессорной станции или газовой залежи направляется на группы скважин (кустов);
- локальное, когда газ от КС или газовой скважины распределяется в пределах куста скважин.
2.229. Расчет нефтегазосборных сооружений (аппаратов, трубопроводов) следует производить с учетом перевода скважин на газлифтную эксплуатацию, если это оговорено в задании на проектирование.
2.230. Для предотвращения гидратообразования в газлифтных системах следует предусматривать:
- осушку газа;
- подогрев газа с помощью теплообменников, использующих тепло продукции скважин;
- подачу ингибиторов гидратообразования;
- подогрев газа с помощью блочных печей подогрева;
- применение гибких электронагревательных элементов.
Метод предупреждения гидратообразования в газлифтных системах выбирается в проекте технико-экономическим расчетом.
Обустройство кустов скважин для газлифтной эксплуатации
2.231. В зависимости от схемы газлифтной эксплуатации на кусте скважин должно устанавливаться технологическое оборудование в соответствии с табл.3.
Таблица 3
|
Схема газлифта, источник газа высокого давления |
Нефте- газовый сепаратор |
Газораспре- делительная гребенка автомати- зированная |
Газораспре-делительная гребенка ручная |
Блок терминала и местной автоматики (БТМА) |
Блок местной автоматики (БМА) |
Компрес- сорная станция |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Централизованный газлифт: |
|
|
|
|
|
|
|
- компрессорная станция |
- |
+ |
- |
+ |
- |
- |
|
- газовая залежь |
- |
+ |
- |
+ |
- |
- |
|
Локальный газлифт: |
|
|
|
|
|
|
|
- компрессорная станция |
+ |
+ |
+ |
- |
+ |
+ |
|
- газовая скважина |
- |
+ |
+ |
- |
+ |
- |
(+) - оборудование устанавливается;
(-) - установка не обязательна.
Примечание: 1. Необходимость установки газосепараторов, установок подачи ингибиторов, ручной гребенки и другого дополнительного оборудования, не вошедшего в таблицу, решается при конкретном проектировании на основании рекомендаций научно-исследовательских организаций.
2. При периодическом газлифте должны применяться, как правило, установки блочного типа, заводского изготовления.
2.232. В противопожарном разрыве между смежными кустами скважин (кустовая площадка с двумя и более кустами скважин) следует предусматривать только подземную прокладку трубопроводов. В этом разрыве установка оборудования и прокладка кабельных эстакад не допускается.
2.233. Сброс газа из оборудования и газопроводов должен осуществляться через отводные линии на свечу. Расстояние от свечи до скважин и оборудования следует принимать по табл.20 настоящих Норм. Высота свечи для сброса газа должна быть не менее 5 м.
2.234. Каждая линия газораспределительной автоматизированной гребенки должна иметь манометр, термометр, автоматический регулятор расхода с ручным дублированием, расходомер. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается предусматривать ручное регулирование. В этом случае каждая линия газораспределительной ручной гребенки должна иметь манометр, термометр, узел ручного регулирования расхода и расходомер.
2.235. Газопроводы по территории куста скважин следует прокладывать, как правило, подземно.
При подземной прокладке расстояние от верха трубы до поверхности земли должно быть не менее 0,8 метра.
2.236. Газопроводы вдоль фронта скважин при наземном способе должны прокладываться в защитных футлярах из стальных труб общего назначения, обеспечивающими безопасное обслуживание фонтанной арматуры и установку передвижных мостков ремонтного агрегата.
Защитные футляры должны располагаться в горизонтальной плоскости вплотную друг к другу. Во избежание возможных перемещений защитные футляры должны быть закреплены. Футляры не должны препятствовать надвижке обслуживающих площадок фонтанной арматуры. Концы защитных футляров должны выступать не менее чем на 2,0 м от оси крайней скважины. Расстояние в свету от скважины до ближнего к ней футляра принимается не менее 0,5 метра. Закрепление футляров между собой может осуществляться сваркой, с помощью хомутов или другими методами.
2.237. На линиях подачи газа от газораспределительных гребенок к скважинам должен быть установлен обратный клапан непосредственно у скважины. Каждая скважина должна отключаться от сетей газа высокого давления не менее чем двумя запорными органами, включая фонтанную арматуру.
При необходимости ручного регулирования расхода газа использование запорного органа для регулирования расхода не допускается.
Обустройство газовых скважин
2.238. Обустройство газовой скважины, являющейся источником газлифтного газа, должно приниматься в соответствии с требованиями "Норм технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станций подземного хранения газа" Мингазпрома.
2.239. Территория вокруг устья скважины должна обеспечивать размещение и безопасное передвижение специальной техники для производства технологических, исследовательских и ремонтных работ, нe допускать загрязнения окружающей среды и соответствовать требованиям "Норм отвода земель для нефтяных и газовых скважин".
2.240. Расстояние от газовой до нефтяной скважины должно быть не менее 50 метров.
2.241. На площадке газовой скважины и в ее обвязке, как правило, следует предусматривать:
- свечу сброса газа в атмосферу;
- устройство замера дебита газа;
- устройство автоматического отключения скважины от шлейфа в случае падения давления в нем;
- штуцера подключения агрегата для пропарки шлейфов;
- узлы очистки газа от конденсата и мехпримесей;
- узлы местной автоматики и передачи информации;
- узлы подачи и ввода ингибитора гидратообразования.
Требования к свече принимаются в соответствии с п.2.233 настоящих Норм.
2.242. Осушка газа на площадках газовых скважин, питающих удаленные кусты скважин, переводимых на газлифт, принимается на основе технико-экономических расчетов.
