ГЛАВА 34 СИСТЕМЫ СБОРА ГАЗА НА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
§ 333. Системы сбора газа на газовых месторождениях состоят из следующих основных звеньев:
а) шлейфов, идущих от скважин до групповых пунктов сбора газа или до промысловых коллекторов (при индивидуальном сборе газа по каждой скважине, рассчитанном на соответствующее давление и пропускную способность);
б) газосборных промысловых коллекторов, имеющих различную форму расположения на месторождении и также рассчитанных на определенное давление и пропускную способность по газу;
в) индивидуальных или групповых пунктов сбора газа с технологическими установками по подготовке газа к транспорту.
§ 334. Для газовых и газоконденсатных месторождений, имеющих высокие пластовые давления, максимально допустимые рабочие давления в шлейфах рекомендуется принимать 200 кГ/см2. Соответственно на это давление должны проектироваться и строиться технологические коммуникации от скважины до сборного пункта. При разработке месторождений с более высокими давлениями на устье необходимо предусматривать редуцирование давления газа до 200 кГ/см2.
§ 335. В зависимости от конфигурации и размеров месторождений могут применяться различные формы
Промысловых коллекторов, основными из которых являются, а) линейная, б) кольцевая, в) лучевая, г) смешанная и д) телескопическая.
§ 336. Система сбора газа должна обеспечивать:
а) маневренность;
б) бесперебойность подачи газа как дальним, так и местным потребителям,
в) удобство обслуживания газосборных сетей;
г) наименьшие затраты металла и денежных средств на ее сооружение и эксплуатацию,
д) минимальные потери давления;
е) обеспечение оптимальных режимов работы всех скважин, особенно в период компрессорной добычи газа
§ 337. Для удобства подготовки газа к дальнему транспорту, сокращения расходов на обслуживание газовых скважин и широкого применения средств автоматизации рекомендуется применять групповую или централизованную систему сбора газа с лучевыми коллекторами, при этом штуцеры, сепараторы и счетчики газа переносятся на групповые или централизованные газосборные пункты, с которых осуществляются контроль и регулирование работы скважин
§ 338 Число скважин, подключаемых через шлейфы к отдельным газосборным пунктам, должно определяться в зависимости от
а) размера месторождения и конфигурации залежи, числа скважин и системы их расположения;
б) величины пластовых и устьевых давлений и температуры;
в) производительности скважин и фракционного состава газа;
г) технико-экономических показателей различных; вариантов проекта сбора газа
§ 339 Число групповых пунктов сбора газа для каждого вновь вводимого в эксплуатацию месторождения должно определяться технико-экономическими соображениями и технологическими расчетами с учетом безопасности ведения работ при аварийных случаях
§ 340 Потери давления в шлейфах и промысловых коллекторах должны определяться в каждом отдельном случае на основе технико-экономических расчетов; эти расчеты должны проводиться как для начального (бес-
компрессорного), так и для компрессорного периодов разработки месторождения
§ 341. Для наблюдения за режимами работы промысловых коллекторов и в особенности коллекторов кольцевой и смешанной системы в местах установок линейных задвижек (кранов) должны быть предусмотрены продувочные свечи с вмонтированными на них игольчатыми вентилями и муфтами для подсоединения образцовых манометров Продувочные свечи должны устанавливаться и в других необходимых местах на промысловых газосборных сетчх для обеспечения возможности продувки всех участков сети и сепараторов при ведении ремонтных работ
§ 342. На одном и том же месторождении раздельный сбор газа по самостоятельным газосборным сетям должен осуществляться в следующих трех случаях:
а) когда одна группа продуктивных горизонтов заключает в себе «сухой» газ, а другая — газ с конденсатом, а также при наличии отдельных горизонтов, заключающих промышленное содержание гелия,
б) когда газ одной группы продуктивных горизонтов содержит в себе высокий процент коррозионных элементов, как-то сероводород, углекислоту и органические кислоты;
в) когда газ продуктивных горизонтов имеет существенную разницу в величине пластовых давлений, обусловливающих возможность эффективного применения эжекторов или направления газа разного давления различным потребителям.
ГЛАВА 35
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ СБОРА И ПЕРВИЧНОЙ
ОБРАБОТКИ ГАЗА НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
ПРОМЫСЛАХ
§ 343. Природный газ, добываемый из скважин чисто газовых и газоконденсатных месторождений и обработанный на промысле, должен отвечать «Временным техническим условиям (ВТУ) на природные и попутные газы, предназначенные к транспорту по магистральным газопроводам».
§ 344. Для обработки газа газовых и газоконденсатных месторождений в настоящее время применяется
несколько разновидностей технологических установок, основными из которых являются:
а) установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления в штуцерах и предварительного охлаждения в рекуперативных теплообменниках перед дросселированием газа;
б) установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах;
в) установки абсорбционной (гликолевой) осушки газа;
г) установки адсорбции (короткоцккловые и длинно-цикловые) для обезвоживания и отбензинивания газа в комплексе и без установок низкотемпературной сепарации на газовых и газоконденсатных месторождениях;
д) установки с вымораживателями, предназначенные в основном для газовых месторождений, расположенных в районах Крайнего Севера;
е) установки с рециркуляцией обезжиренного газа, применяемые для максимального извлечения конденсата из газа газоконденсатной залежи и поддержания постоянного пластового давления в этой залежи (сайклинг-процесс).
§ 345. Выбор типа технологической установки по обработке газа зависит от ряда факторов, главными из которых являются:
а) фракционный состав газа и особенно наличие или отсутствие в нем тяжелых углеводородов;
б) содержание в газе вредных компонентов, как-то: сероводород, углекислота и органические кислоты;
в) количество содержащейся в газе воды в начальный период и изменение ее в процессе разработки месторождения;
г) производительность скважин, давление и темпера-тура гага в пластовых условиях и на устье скважин;
д) климатические условия в районе данного месторождения.
§ 346. Для подготовки газа к дальнему транспорту чисто газовых месторождений, а также подготовки этого газа, идущего местным потребителям, требуется только обезвоживание этого газа с целью предотвращения гид-ратообразования как в промысловых газосборных сетях,
так и в магистральных газопроводах. Газ, подаваемый в города и другие населенные пункты, должен удовлетворять требованиям ГОСТ 5542—50 по содержанию вредных примесей кислорода, а также иметь ощутимый запах.
§ 347. Для подготовки конденсатного газа к транспорту необходимо наряду с обезвоживанием этого газа осуществлять извлечение конденсата на одной из технологических установок.
§ 348. Извлеченный конденсат должен использоваться как сырье для химической и нефтеперерабатывающей промышленности, а также как топливо.
§ 349. При наличии в газе агрессивных компонентов необходимо предусматривать строительство технологических установок по удалению этих компонентов со снижением их содержания до допустимых ГОСТом пределов и одновременно принимать меры по предохранению промыслового оборудования от коррозии.
ГЛАВА 36
СБОР, ТРАНСПОРТ И ОБРАБОТКА КОНДЕНСАТА НА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
§ 350. При обустройстве газоконденсатных месторождений необходимо использовать современные технологические установки, обеспечивающие обезвоживание и отбензинивание его до точки росы —10—15° С, а для северных районов до температуры —40° С.
§ 351. При использовании любой технологической установки промысловый сбор конденсата должен осуществляться по герметичной системе конденсатопрово-дов с применением автоматических конденсатоотводчи-ков.
§ 352. Нестабильный конденсат, выделенный на установках подготовки газа, должен транспортироваться на газобензиновый завод по герметизированной системе конденсатопроводов с максимальным использованием давления системы.
§ 353. При необходимости стабилизации конденсата на промысле газ после стабилизации необходимо использовать как сырье для производства сжиженных газов и для химических заводов или направлять по газопроводам низкого давления на собственные нужды и газоснаб-
жение местных потребителей. Выветривание конденсата в атмосферу и сжигание в факелах запрещается.
§ 354. В зависимости от запасов газа газоконденсат-ного месторождения и количества конденсата, содержащегося в этом газе, в проекте обустройства каждого месторождения должны быть представлены технико-экономические расчеты о целесообразности переработки извлеченного из газа сжиженного продукта, а также строительства газобензинового завода.
§ 355. В проекте обустройства газоконденсатного месторождения должны быть представлены также технико-экономические расчеты о целесообразности строительства на промысле установки по переработке конденсата (КФУ — конденсато-фракционирующей установки) .
§ 356. При проведении технико-экономических расчетов о целесообразности строительства на промысле КФУ должны быть рассмотрены варианты получения из конденсата не только моторных топлив, но также сырья для химической промышленности (пропилена, бутилена и др.).
§ 357. При отсутствии на промысле КФУ конденсат со стабилизационной установки должен по конденсато-проводам подаваться на сборный резервуарный пункт, а затем перевозиться на нефтеперегонные или химические заводы.
§ 358. Хранение и учет конденсата на резервуарном сборном пункте должны осуществляться в соответствии с «Правилами эксплуатации нефтебаз».
§ 359. В целях борьбы с потерями конденсата транспорт его от резервуарного сборного пункта до места переработки (ближайший нефтеперегонный завод) при помощи имеющихся транспортных средств — трубопроводы, железнодорожный, водный и автомобильный — должен осуществляться в герметизированном виде.
ГЛАВА 37
ОСУШКА ГАЗА И ОЧИСТКА ЕГО ОТ СЕРОВОДОРОДА И УГЛЕКИСЛОТЫ
§ 360. Осушку и очистку газа можно проводить непосредственно на промыслах или на головных сооружениях магистральных газопроводов.
Определение метода осушки и очистки газа, а также местоположения установок по осушке и очистке производится одновременно с разработкой проекта обустройства газовых месторождений и проекта головных сооружений и магистрального газопровода.
§ 361. Осушка газа должна осуществляться до такой степени, чтобы в газопроводе не происходило конденсации паров воды и образования кристаллогидратов. Точка росы осушенного газа для южных и средней полосы месторождений должна быть на 2—3° С ниже минимально возможной температуры газа в магистральном газопроводе при соответствующем давлении, а для месторождений Крайнего Севера —40° С, если в задании на проектирование не дано специальных повышенных требований.
§ 362. Очистка газа от сероводорода должна обеспечивать содержание его в газе для коммунально-бытового потребления согласно ГОСТ не более 2 г на 100 мъ, если в задании на проектирование не дано специальных повышенных требований.
§ 363. При парциальном давлении паров углекислоты в газе выше 2 кГ/см2 предусматривается очистка газа. Способы удаления углекислоты определяются при проектировании технико-экономическими соображениями.
§ 364. В сероочистных установках природного газа должно быть предусмотрено необходимое оборудование для обезвреживания содержащегося в кислых газах сероводорода и по возможности получения товарной серы.
§ 365. При аварийных выбросах отходящих от сероочистки кислых газов должна быть установлена специальная свеча с приспособлением для зажигания и непрерывного сжигания отходящих газов. Доступ к свече должен быть закрыт ограждением. Свеча должна быть удалена от жилых зданий, предприятий, дорог и проездов. Высота свечи и ее местоположение должны определяться проектной организацией с учетом преимущественного направления ветров и согласовываться с соответствующими инспекциями.
§ 366. Для обслуживающего персонала установок по осушке и очистке газа эксплуатирующей организацией должны быть составлены технологические карты (регламент), рабочие инструкции по испытанию оборудования,
пуску, эксплуатации, ремонту, нормальной и аварийной остановкам.
§ 367. На каждой установке на видном и доступном месте должны быть вывешены:
а) технологическая схема установки, технологическая карта, схемы аппаратов и отдельных узлов с указанием запорной, регулирующей, предохранительной и прочей арматуры и контрольно-измерительных приборов;
б) правила пуска и остановки агрегатов, отдельных аппаратов, а также их нормального обслуживания;
в) правила остановки агрегатов при аварийном положении.
§ 368. Пуск установок по осушке и очистке газа в работу должен проводиться после проверки исправности всего оборудования, коммуникаций, контрольно-измерительных приборов, арматуры, а также после тщательной очистки, промывки и продувки аппаратуры и трубопроводов.
Пуск установок должен осуществляться в соответствии с технологической схемой: сначала при холодной циркуляции раствора, а затем с постоянным переходом к рабочим условиям эксплуатации.
§ 369. Во время пуска установки необходимо проверять исправность и герметичность всей аппаратуры, трубопроводов, контрольно-измерительных приборов, арматуры, а также состав растворов. При этом увеличение давления газа и жидкости в аппаратах и трубопроводах производится постепенно, при контроле прочности и плотности оборудования и коммуникации, что должно быть указано в рабочих инструкциях по пуску установок.
