ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА (ИТС 29-2017)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Предисловие

VII

Область применения

Обозначения и сокращения

1 Общая информация о газодобывающей отрасли промышленности

1.1 Общая информация

1.2 Добыча газа

1.3 Потребление природного газа

1.4 Экологические проблемы отрасли

2 Описание технологических процессов, используемых в настоящее время

2.1 Общая технологическая схема газового промысла

2.2 Строительство скважин

2.2.1 Бурение скважин

2.2.2 епление скважины

2.2.3 оение скважин

2.2.4 рское бурение скважин

2.3 Эксплуатация газовых скважин

2.3.1 усты скважин

2.3.2 газа на промыслах

2.3.3 реагента при сборе продукции газовых скважин

2.4 Промысловая подготовка газа

2.4.1 редварительная подготовка газа

2.4.2 лексная подготовка газа

2.4.3 Блок регенерации реагента

2.4.4 Блок регенерации сорбента

2.4.5 ункты учета и замера

2.4.6 верочный пункт конденсата газа

2.4.7 Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины

2.4.8 Технологические емкости ГЖ и ЛВЖ, промежуточный резервуарный

парк хранения конденсата газа

2.4.9 дготовка газа и газоконденсата на морских месторождениях

2.5 Компримирование газа на промысле

2.5.1 ожимная компрессорная станция

2.5.2 Установка очистки газа на ДКС

2.5.3 Установка аппарата воздушного охлаждения

2.5.4 зоперекачивающие агрегаты

2.5.5 Блок подготовки газа на ДКС

2.5.6 Блок сбора конденсата на ДКС

2.6 Производство сжиженного природного газа

2.6.1 ка газа

2.6.2 Установки сжижения газа

2.6.3 езервуары для хранения

2.6.4 борудование для отгрузки

2.7 Капитальный ремонт скважин

2.7.1 Установка приготовления растворов для ремонта скважин

2.7.2 Установка приготовления растворов для глушения скважин

2.8 Системы поддержания пластового давления

2.9 Вспомогательные процессы

2.9.1 ргоснабжение

2.9.2 ема охлаждения

2.9.3 доснабжение

2.9.4 лизация и очистные сооружения

2.9.5 Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию

метанола

2.9.6 акельные установки

2.9.7 Утилизация отходов

2.9.8 езервуарный парк

3 Текущие уровни эмиссий предприятий добычи газа в окружающую среду

3.1 Уровни экологических воздействий в целом по месторождению газа

3.1.1 требление энергоресурсов

3.1.2 росы в атмосферу

3.1.3 точных вод

101

3.1.4 бразование отходов

103

3.2 Строительство скважин

105

3.3 Эксплуатация газовых скважин

113

3.3.1 усты скважин

117

3.3.2 газа на промыслах

119

3.3.3 реагента в трубопровод

120

3.4 Промысловая подготовка газа

121

3.4.1 Установка предварительной подготовки газа

121

3.4.2 Установка комплексной подготовки газа

123

3.4.3 Блок регенерации реагента

138

3.4.4 Блок регенерации сорбента

139

3.4.5 ункты учета и замеры

140

3.4.6 верочный пункт конденсата газа

141

3.4.7 Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины

141

3.4.8 Технологические емкости ГЖ и ЛВЖ. Промежуточный резервуарный

парк хранения конденсата газа

141

3.5 Компримирование газа на промысле

142

3.5.1 ожимная компрессорная станция

142

3.5.2 Установка очистки газа на ДКС

153

3.5.3 Установка аппарата воздушного охлаждения

153

3.5.4 зоперекачивающие агрегаты на ДКС

154

3.5.5 Блок подготовки газа на ДКС

155

3.5.6 Блок сбора конденсата

156

3.6 Производство сжиженного природного газа

156

3.7 Капитальный ремонт скважин

157

3.7.1 Установка приготовления растворов для ремонта скважин

158

3.7.2 Установка приготовления растворов для глушения скважин

158

3.8 Системы поддержания пластового давления

158

III

3.9 Вспомогательные процессы

158

3.9.1 ргоснабжение

158

3.9.2 ема охлаждения

164

3.9.3 доснабжение

165

3.9.4 лизация и очистные сооружения

166

3.9.5 Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию

метанола

172

3.9.6 акельные установки

174

3.9.7 Утилизация отходов

177

3.9.8 езервуарный парк

179

3.10 Определение маркерных веществ для объектов добычи газа

179

3.10.1 Перечень загрязняющих веществ, входящих в состав выбросов

газодобывающих предприятий

188

3.10.2 Перечень загрязняющих веществ, входящих в состав сбросов

газодобывающих предприятий

189

3.10.3 Перечень химических веществ, входящих в состав отходов

производства газодобывающих предприятий

190

3.10.4 Перечень нормативов воздействия на окружающую среду

190

4 Определение наилучших доступных технологий

193

4.1 Общая методология определения технологии газодобычи в качестве НДТ ..193

4.2 Методы, позволяющие пошагово рассмотреть несколько технологий и выбрать

наилучшую доступную технологию

195

4.2.1 Шаг 1. Рассмотрение критерия 5 «Промышленное внедрение

технологических процессов, оборудования, технических способов, методов на

2 и более объектах в Российской Федерации, оказывающих негативное

воздействие на окружающую среду»

196

4.2.2 Шаг 2. Рассмотрение критерия 1 «Наименьший уровень негативного

воздействия на окружающую среду в расчете на единицу времени или объем

производимой продукции (товара), выполняемой работы, оказываемой услуги

либо соответствие другим показателям воздействия на окружающую среду,

предусмотренным международными договорами Российской Федерации» .198

4.2.3 Шаг 3. Рассмотрение критерия 2 «Экономическая эффективность

внедрения и эксплуатации»

201

4.2.4 Шаг 4. Рассмотрение критерия 4 «Период внедрения»

204

4.2.5 Шаг 5. Рассмотрение критерия 3 «Применение ресурсо- и

энергосберегающих методов»

204

4.2.6 Шаг 6. Принятие членами ТРГ решения об отнесении технологии к НДТ

206

5 Наилучшие доступные технологии

208

5.1 Системы менеджмента

208

5.2 Наилучшие доступные технологии строительства скважин

214

5.3 Наилучшие доступные технологии эксплуатации скважин

219

5.4 Наилучшие доступные технологии, применимые при подготовке газа горючего

природного к транспорту

221

5.5 Наилучшие доступные технологии, применимые при производстве газа

горючего природного сжиженного

225

5.6 Технологические показатели комплекса НДТ, наиболее часто используемых

при эксплуатации промысловых объектов при добыче углеводородного сырья

226

6 Экономические аспекты реализации наилучших доступных технологий

229

6.1 Метод дисконтированных денежных потоков

229

7 Перспективные технологии

231

7.2 Технология управления процессом предупреждения гидратообразования

в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и

газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера

233

7.3 Инновационная техника и технология реконструкции газовых скважин без

глушения с последующей их эксплуатацией по концентрическим лифтовым

колоннам

235

7.4 Двухнапорная система сбора и подготовки газа

238

7.5 Технология подготовки газа к транспорту с вводом гликоля после сепарации

газа

239

7.6 Технология сверхзвуковой сепарации газа (3S-технология)

242

7.7 Технология сжижения природного газа DRI

244

7.8 Технология сжижения природного газа - Gazprom MR (GMR)

248

7.9 Технология гликолевой осушки газов с помощью специальной насадки

257

7.10 Технология очистки газа регенерации от цеолитной пыли

257

7.11 Технология применения возобновляемых источников энергии

258

Заключительные положения и рекомендации

262

Приложение А (обязательное) Перечень НДТ

263

Приложение Б (обязательное) Перечень маркерных веществ

264

Приложение В (обязательное) Перечень технологических показателей для НДТ

265

Приложение Г (обязательное) Энергоэффективность технологических процессов и

оборудования при добыче газа

270

Библиография

271

Введение

Настоящий справочник содержит информацию:

а) об области его применения;

б) о газодобывающей отрасли промышленности в Российской Федерации;

в) о технологических процессах, применяемых в настоящее время на объектах

добычи газа в Российской Федерации;

г) о текущих уровнях эмиссий в окружающую среду на объектах добычи газа в

Российской Федерации;

д) о наилучших доступных технологиях в газодобывающей промышленности

Российской Федерации;

в) о перспективных технологиях.

Основными законодательными документами, использовавшимися при

разработке справочника, являются:

а) Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 № 7-ФЗ;

б) Федеральный закон «Об охране атмосферного воздуха» от 04.05.1999 № 96-

ФЗ;

в) Федеральный закон «Об отходах производства и потребления» от 24.06.1998

№ 89-ФЗ;

г) Постановление Правительства РФ «О порядке определения технологии в

качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и

опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным

технологиям» от 23.12.2014 № 1458.

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок разработки справочника НДТ установлены

Постановлением Правительства Российской Федерации от

23.12.2014

№ 1458

«О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а

также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических

справочников по наилучшим доступным технологиям».

Статус документа

Настоящий справочник НДТ является документом по стандартизации.

Информация о разработчиках

Справочник НДТ разработан технической рабочей группой «Добыча природного

газа» (ТРГ 29), созданной приказом Росстандарта от 09 сентября 2016 г. № 1296.

Справочник НДТ представлен на утверждение Бюро наилучших доступных

технологий (Бюро НДТ) (www.burondt.ru).

Краткая характеристика

Справочник НДТ содержит описание применяемых при добыче природного газа

технологических процессов, оборудования, технических способов, методов, в том

числе позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду,

водопотребление, повысить энергоэффективность, ресурсосбережение. Среди

описанных технологических процессов, оборудования, технических способов, методов

определены решения, являющиеся наилучшими доступными технологиями (НДТ). Для

НДТ в справочнике НДТ установлены соответствующие им технологические

показатели.

Взаимосвязь с международными, региональными аналогами

Международный и региональный аналог настоящему справочнику НДТ

отсутствует.

При разработке справочника НДТ был учтен опыт создания справочников

Европейского союза по наилучшим доступным технологиям (Reference Book on Best

Available Techniques), справочников НДТ Российской Федерации, а также учтены

технологические,

экологические

экономические

особенности

добычи

углеводородного сырья в российских газодобывающих компаниях.

Сбор данных

Информация о технологических процессах, оборудовании, технических

способах, методах, применяемых при добыче природного газа в Российской

Федерации, была собрана в процессе разработки справочника НДТ в соответствии с

Порядком сбора данных, необходимых для разработки информационно-технического

справочника по наилучшим доступным технологиям и анализа приоритетных проблем

отрасли, утвержденным приказом Росстандарта от 23 июля 2015 г. № 863.

Взаимосвязь с другими справочниками НДТ

Взаимосвязь настоящего справочника НДТ с другими справочниками НДТ,

разрабатываемыми в соответствии с распоряжением Правительства Российской

Федерации от 31 октября

2014 года № 2178-р, приведена в разделе «Область

применения».

Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие

Справочник утвержден приказом Росстандарта от 15.12.2017 г. № 2844.

VII

И Н Ф О РМ АЦ И О Н Н О - Т Е Х Н И Ч Е С К И Й С П Р АВ О Ч Н И К

П О Н АИ Л У Ч ШИ М Д О С Т У П Н Ы М Т Е Х Н О Л О Г И Я М

Добыча природного газа

Natural gas production

Дата введения - 2018-07-01

Область применения

Настоящий справочник НДТ распространяется на добычу природного газа и

газового конденсата (ОКВЭД

06.20) и включает следующие основные виды

деятельности:

- добычу природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата);

- деятельность по эксплуатации и/или разработке газовых месторождений

(деятельность может включать оснащение и оборудование скважин, эксплуатацию

промысловых сепараторов, деэмульгаторов, трубопроводов и все прочие виды

деятельности по подготовке углеводородного сырья для перевозки от места добычи до

пункта отгрузки или поставки).

Настоящий справочник НДТ не рассматривает:

- добычу сырой нефти;

- добычу нефтяного (попутного) газа;

- добычу горючих (битуминозных) сланцев и битуминозных песков и извлечение

из них нефти;

- услуги по добыче нефти и газа за вознаграждение или на контрактной основе;

- промыслово-геофизические исследования в нефтяных и газовых скважинах;

- поисково-оценочные и разведочные работы на нефтяных и газовых

месторождениях;

- разведочное бурение;

- очистку нефтепродуктов;

- разведку нефтяных и газовых месторождений, в том числе промыслово-

геофизические, геологические и сейсмические исследования;

- процессы консервации и ликвидации скважин и иных объектов добычи

углеводородного сырья.

Области применения справочника НДТ соответствуют коды видов деятельности

согласно ОКВЭД2 и виды получаемой продукции согласно ОКПД2.

Справочник НДТ распространяется на процессы, связанные с основными видами

деятельности, которые могут оказать влияние на ресурсоэффективность, характер и

масштаб воздействия на окружающую среду:

- хранение и подготовку сырья;

- производственные процессы;

- методы предотвращения и сокращения эмиссий и образования отходов.

Справочник НДТ не распространяется на:

- некоторые процессы вспомогательного производства, такие как работа станков

в ремонтных мастерских, вертолетные площадки, объекты охраны/сигнализации,

пожарные депо, автотранспортное хозяйство; вентиляция и др.

- вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной

безопасности или охраны труда.

Отдельные виды деятельности при добыче углеводородного сырья

(таблица

1) регулируются соответствующими справочниками НДТ (согласно

распоряжению Правительства Российской Федерации от 31 октября 2014 г. № 2178-р).

Таблица 1 - Виды деятельности и соответствующие им справочники НДТ

Вид деятельности

Соответствующий справочник НДТ

Очистка сточных вод

ИТС НДТ 8-2015 «Очистка сточных вод при

производстве продукции (товаров), выполнении

работ и оказании услуг на крупных предприятиях»

ИТС НДТ 10-2015 «Очистка сточных вод с

использованием централизованных систем

водоотведения поселений, городских округов»

Обращение с отходами

ИТС НДТ 9-2015 «Обезвреживание отходов

термическим способом (сжигание отходов)»

ИТС НДТ 17-2016 «Размещение отходов

производства и потребления»

Промышленные системы

ИТС НДТ 20-2016 «Промышленные системы

охлаждения, например,

охлаждения»

градирни, пластинчатые

теплообменники

Хранение и обработка

ИТС НДТ 46-2017 Сокращение выбросов

материалов

загрязняющих веществ при хранении и

складировании товаров (грузов)

Выработка пара и

ИТС НДТ 38-2017 «Сжигание топлива на крупных

электроэнергии на тепловых

установках в целях производства энергии»

станциях

Вопросы производственно-

ИТС НДТ 22.1-2016 «Общие принципы

экологического контроля

производственного экологического контроля и его

метрологического обеспечения»

Обозначения и сокращения

АВО - аппарат воздушного охлаждения

БПГ - блок подготовки газа

БСВ - буровые сточные воды

БШ - буровой шлам

ВНД - внутренняя норма доходности

ВНК - высоконапорный коллектор

ГВГ - генераторы влажного газа

ГЖ - горючая жидкость

ГКМ - газоконденсатное месторождение

ГП - газовый промысел

ГПА - газоперекачивающий агрегат

ГПЗ - газоперерабатывающий завод

ГПП - газоперерабатывающее предприятие

ГПУ - газопоршневая установка

ГСП - газосборный пункт

ГСШ - газопромысловый шлейф

ГТ - газотурбинная

ГФУ - горизонтальная факельная установка

ДКС - дожимная компрессорная станция

ДЭГ - диэтиленгликоль

ЕСГ - единая система газоснабжения

ЕЭС - единая энергетическая система

ЗВ - загрязняющее вещество

ЗПА - запорно-переключающая арматура

ИИУС - информационно-измерительная управляющая система

ИП - измеритель периметра

ИТС НДТ - информационно-технический справочник по наилучшим доступным

технологиям

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика

КНС - кустовая насосная станция

КПД - коэффициент полезного действия

КРС - капитальный ремонт скважин

КС - компрессорная станция

ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость

ЛК - лифтовая колонна

ЛОС - локальные очистные сооружения

МКУ - мобильные компрессорные установки

НГБ - нефтегазовый бассейн

НГК - нефтегазовый комплекс

НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение

НГП - нефтегазоносная провинция

НДТ - наилучшие доступные технологии

НКТ - насосно-компрессорная труба

НПА - нормативно-правовой акт

ОБР - отработанный буровой раствор

ОЛК - основная лифтовая колонна

ОС - окружающая среда

ПАВ - поверхностно-активные вещества

ПДК - предельно допустимая концентрация

ПЗП - призабойная зона пласта

ПНГ - попутный нефтяной газ

ППД - поддержание пластового давления

ППЦ - подводный промысловый центр

ПХБ - полихлорирбифенилы

ПХГ - подземное хранение газа

ПХТ - полихлортерфенилы

СВ - сточные воды

СЖТ - GLT-technology («gas-to-liquids»)

СПГ - сжиженный природный газ

СПТ - сталеполимерная труба

СРП - соглашение о разделе продукции

СЭМ - система экологического менеджмента

ТВС - топливовоздушная смесь

т.н.э. - тонна нефтяного эквивалента (1 тыс. м³природного газа соответствует

0,8 т.н.э, 1 т конденсата/нефти соответствует 1 т.н.э)

ТСГ - термостабилизация грунтов

т.у.т. - тонна условного топлива единица измерения энергии, равная 2,93·10¹⁰Дж

ТФ ОБ - твердая фаза отходов бурения

ТЭГ - триэтиленгликоль

УВ - углеводороды

УКПГ - установка комплексной подготовки газа

УПГ - установка подготовки газа

УППГ - установка предварительной подготовки газа

УСК и РМ - установка стабилизации конденсата и регенерации метанола

ФО - федеральный округ

ХВО - химводоочистка

ЦЛК - центральная лифтовая колонна

ЦСП - центральный сборный пункт

ЧДД - чистый дисконтированный доход

ЭК - эксплуатационная колонна

ЭРУО - эмульсионный раствор на углеводородной основе

ЭСАУ - энергосберегающей системы автоматического управления

ЭСН - электростанция собственных нужд

Общая

информация

газодобывающей

отрасли

промышленности

Основными видами продукции газодобывающей отрасли являются природный

газ (газ горючий природный (естественный), газовый конденсат (конденсат газовый),

сжиженный природный газ (газ горючий природный сжиженный) и регазифицированный

сжиженный природный газ (газ горючий природный регазифицированный).

Природный газ (в соответствии с п. 2 ГОСТ Р 53521) - газообразная смесь,

состоящая из метана и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода,

водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов. Метан является

основным компонентом природного газа, остальные компоненты содержатся в

следовых количествах.

Газовый конденсат (согласно п. 6 ГОСТ Р 53521) - жидкая смесь, состоящая

из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов широкого фракционного

состава, содержащая примеси неуглеводородных компонентов, получаемая в

результате разделения газоконденсатной смеси.

Различают газовый конденсат нестабильный и стабильный.

Газовый конденсат нестабильный

- газовый конденсат, содержащий в

растворенном виде газообразные углеводороды, направляемый на переработку с

целью очистки от примесей и выделения углеводородов С₁ - С₄, отвечающий

требованиям ГОСТ Р 54389-2011. К примесям относятся вода (водные растворы

ингибиторов коррозии и/или гидратообразования), хлористые соли, сернистые

соединения и механические примеси (согласно п. 7 ГОСТ Р 53521).

Газовый конденсат стабильный - газовый конденсат, получаемый путем очистки

нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов

С₁-С₄, отвечающий требованиям ГОСТ Р 54389-2011 (п. 9 ГОСТ Р 53521).

Сжиженный природный газ (СПГ) (согласно п. 5 ГОСТ Р 53521, ГОСТ Р 56021-

2014) - природный газ, сжиженный с целью хранения или транспортирования.

Процесс преобразования СПГ из жидкого состояния в газоообразное называется

регазификацией, в результате которой получается регазифицированный СПГ (газ

горючий природный регазифицированный).

1.1 Общая информация

Добыча газа природного и попутного в 2015 г. снизилась до

633,4 млрд. м³

(635,5 млрд. м³с учетом Крымского ФО), что составило 98,6 % к соответствующему

периоду 2014 г. за счет сокращения добычи предприятий Группы «Газпром» на 6,0 %

до 417,2 млрд. м³(по данным Минэнерго России), при этом их доля в общем объеме

добычи продолжает уменьшаться (таблица 1.1) [1].

Добыча газа природного и попутного, по данным Росстата, в январе-мае 2016 г.

снизилась до 264,2 млрд. м³[2].

По предварительным данным Минэнерго России, потребление газа на

внутреннем рынке в 2015 г. снизилось по сравнению с уровнем 2014 г. на 4,0 % и

составило 441,1 млрд. м³, что связано в основном с сокращением поставок газа на

электростанции и котельные ЕЭС России.

Таблица 1.1 - Объемы добычи природного газа в России в 2014-2015 гг. (по данным

Минэкономразвития)

ые

Группа

Остальн

Добыча газа - всего

ители

Месяцы

«Газпром»

производ

(млрд. м³)

м³)

(млрд. м³)

(млрд.

2015

2014

2015

Январь

60,2

65,87

42,5

17,7

Февраль

53,6

57,83

36,8

16,8

Март

55,4

56,80

37,0

18,4

Апрель

51,4

52,09

33,7

17,7

Май

47,9

52,98

29,0

18,9

Июнь

42,9

46,41

26,3

16,6

Июль

44,9

42,84

27,5

17,4

Август

44,2

42,96

26,6

17,6

Сентябрь

48,1

45,79

30,3

17,7

Октябрь

61,3

57,05

42,6

18,7

Ноябрь

60,6

57,19

42,2

18,5

Декабрь

62,9

62,61

42,7

20,2

С начала года

633,4

640,42

417,2

216,2

Экспорт газа в 2015 г., по данным Минэнерго России, вырос по сравнению с

уровнем 2014 г. на 5,0 % и составил 182,9 млрд. м³, благодаря резкому увеличению

экспорта в дальнее зарубежье. Доля экспорта в 2015 г. в общем объеме добычи газа

увеличилась и составила

28,9

%. В страны дальнего зарубежья экспорт газа

увеличился на 12,8 % до 142,4 млрд. м3 в связи с необходимостью наращивания

запасов газа в ПХГ, а также опасаясь транзитных рисков со стороны Украины в осенне-

зимний период. Кроме того, снижение цены газа позволило ему начать возвращать

свои позиции в структуре выработки электроэнергии в Европе. В страны СНГ экспорт

российского газа снизился до 40,5 млрд. м³(84,4 % к уровню 2014 г.) [1].

По состоянию на 01.01.2016 г., добычу природного газа осуществляют 257

добывающих предприятий (рисунок 1.1), в том числе:

- 81 предприятие входит в структуру нефтяных ВИНК: ПАО «Лукойл», ПАО «НК

"Роснефть"», ОАО «Сургутнефтегаз», ПАО «Татнефть», ПАО «АНК "Башнефть"», ОАО

«НГК "Славнефть"», ОАО «НК "РуссНефть"» и др.;

- 16 предприятий группы «Газпром»;

- 4 предприятия ПАО «НОВАТЭК»;

- 153 предприятия являются независимыми добывающими компаниями;

- 3 предприятия - операторы соглашений о разделе продукции (СРП) [3].

Рисунок 1.1 - Отраслевая структура добычи газа по группам компаний в 2015 г.

По состоянию на 2014 г. более 55 % запасов горючего газа России заключено в

недрах Ямало-Ненецкого автономного округа. Значительные запасы его имеются в

Астраханской и Иркутской областях, Республике Саха (Якутия), Красноярском крае.

Запасы свободного газа России учтены Государственным балансом запасов

Российской Федерации в

932 месторождениях (693 находятся в распределенном

фонде недр).

Таблица 1.2 - Общие сведения об основных газодобывающих предприятиях России [4]

Доля в

Добыча в

Недропользователь,

Тип

запасах РФ,

2014 г., млрд.

месторождение

месторождения*

м³

ООО «Газпром добыча Ямбург»

Ямбургское**, Западно-

НГК

5,5

62,8

Сибирский НГБ (ЯНАО)

Заполярное, Западно-Сибирский

НГК

3,4

97,9

НГБ (ЯНАО)

ООО «Газпром добыча Надым»

Бованенковское, Западно-

НГК

6,9

42,8

Сибирский НГБ (ЯНАО)

Медвежье, Западно-Сибирский

НГК

0,8

10,4

НГБ (ЯНАО)

ООО «Газпром добыча Уренгой»

Песцовое, Западно-Сибирский

НГк

0,9

НГБ (ЯНАО)

ООО «Газпром добыча Надым», ПАО «Газпром»

Харасавэйское, Западно-

Сибирский НГБ (ЯНАО, Карское

ГК

2,9

0,01

море)

ПАО «Газпром»

Штокмановское, Восточно-

Баренцевский НГБ (Баренцево

ГК

5,6

море)

Ледовое, Восточно-Баренцевский

ГК

0,6

НГБ (Баренцево море)

Ковыктинское**, Лено-Тунгусский

ГК

3,7

0,007

НГБ (Иркутская область)

Крузенштернское, Западно-

Сибирский НГБ (ЯНАО, Карское

ГК

2,4

море)

Северо-Тамбейское, Западно-

ГК

1,6

Сибирский НГБ (ЯНАО)

Малыгинское, Западно-

ГК

1,1

Сибирский НГБ (ЯНАО)

Тасийское, Западно-Сибирский

ГК

0,8

НГБ (ЯНАО

Продолжение таблицы 1.2

Доля в

Добыча в

Недропользователь,

Тип

запасах РФ,

2014 г., млрд.

месторождение

месторождения*

м³

Каменномысское-море, Западно-

0,8

Сибирский НГБ (Карское море)

Северо-Каменномысское,

Западно-Сибирский НГБ

Гк

0,6

(Карское море)

Семаковское, Западно-Сибирский

0,5

НГБ (Карское море, ЯНАО)

Чаяндинское, Лено-Тунгусский

НКГ

2,1

НГБ (Республика Саха (Якутия))

Южно-Киринское, Охотский НГБ

НГК

0,9

(Охотское море)

Русановское, Западно-Сибирский

ГК

1,1

НГБ (Карское море)

Ленинградское, Западно-

ГК

1,5

Сибирский НГБ (Карское море)

ООО «Газпром добыча Астрахань», ОАО «Астраханская нефтегазовая компания»

Астраханское**, Прикаспийский

ГК

5,9

11,1

НГБ (Астраханская область)

ООО «Газпром добыча Оренбург», ЗАО «Газпромнефть Оренбург»

Оренбургское, Волго-Уральский

НГК

1,1

16,3

НГБ (Оренбургская область)

ОАО «Ямал СПГ»

Южно-Тамбейское, Западно-

Сибирский НГБ (ЯНАО,

ГК

1,98

0,07

Карское море)

ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»

Юрхаровское**, Западно-

Сибирский НГБ (Карское море,

НГК

0,8

38,99

ЯНАО)

Салмановское (Утреннее),

НГК

1,6

0,002

Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

ООО «ЛУКОЙЛ-Приморьенефтегаз»

Центрально-Астраханское**,

Прикаспийский НГБ (Астраханская

ГК

1,4

область)

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»

Хвалынское, Северо-Кавказско-

Мангышлакский НГБ (Каспийское

НГК

0,5

море)

Им. Ю.С. Кувыкина

(Сарматское)**, Северо-Кавказско-

НГК

0,3

Мангышлакский НГБ (Каспийское

море)

Продолжение таблицы 1.2

Доля в

Добыча в

Недропользователь,

Тип

запасах РФ,

2014 г., млрд.

месторождение

месторождения*

м³

ПАО «НК «Роснефть»

Восточно-Уренгойское, Ново-

Уренгойское (ЯНАО), АО

НГК

4,2***

«РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»

Береговое, Пырейное,

Хадырьяхинское (ЯНАО), ПАО

НГК

11,8***

«Сибнефтегаз»

Харампурское (ЯНАО), ООО «РН-

НГК

2,1***

Пурнефтегаз»

Ванкорское (Красноярский край),

НГК

8,2***

ООО «РН-Ванкор»

Анастасиево-Троицкое

(Краснодарский край), ООО «РН-

НГК

2,8***

Краснодарнефтегаз»

ООО «Газпром добыча Уренгой», ОАО «Арктикгаз», ООО «Уренгойская газовая

компания», ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз» и др.

Уренгойское, Западно-Сибирский

НГК

9,2

85,5

НГБ (ЯНАО)

ЗАО «Нортгаз», ООО «Газпром добыча Уренгой», ЗАО «ГеоОликумин»

Северо-Уренгойское**, Западно-

НГК

0,8

14,7

Сибирский НГБ (ЯНАО)

ОАО «Севернефтегазпром»

Южно-Русское, Западно-

НГК

1,4

Сибирский НГБ (ЯНАО)

ЗАО «Геотрансгаз»

Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

0,7

11,2

ООО «Петромир», ООО «ПромГазЭнерго»

Ангаро-Ленское**, Лено-Тунгусский

ГК

1,8

НГБ (Иркутская область)

«Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд»

Лунское, Охотский НГБ (Охотское

НГК

0,6

16,6

море)

Консорциум «Эксон Нефтегаз Лтд», ПАО «НК «Роснефть»

Чайво, Охотский НГБ (Охотское

НГК

0,5

8,04

море)

* НГК - нефтегазоконденсатное, ГК - газоконденсатное, Г - газовое

месторождение.

** Часть запасов находится в нераспределенном фонде.

*** По данным ПАО «НК «Роснефть» за 2015 г. (млрд. м³).

Всего в настоящее время в России разрабатывается 453 содержащих природный

газ месторождения, из них в зоне Единой системы газоснабжения (ЕСГ) расположены

404 месторождения (данные на 01.01.2014 г.)

1.3 Потребление природного газа

Потребление природного газа в России последние 10 лет колеблется на уровне

450-460 млрд. м³(за исключением кризисного 2009 г. и 2011 г. с холодной зимой),

после периода поступательного роста 2000-2005 гг., за который потребление газа в

России увеличилось почти на 55 млрд. м³. В 2013-2014 гг. можно наблюдать некоторое

снижение совокупного спроса на газ на внутреннем рынке России, что объясняется как

погодными условиями (относительно теплые зимы), так и замедлением темпов

экономического роста в 2013 г. и его практическим прекращением в 2014 г., в 2015 г.

(рисунки 1.4-1.5) [5, 6, 7].

Рисунок 1.4 - Динамика спроса на газ и ВВП в России, % к предыдущему году

Рисунок 1.5 - Добыча, потребление и экспорт газа в России в 2011-2015 гг., млрд. м³

В 2009 г. вместе с запуском завода по производству СПГ на Сахалине для

российского газа открылся новый рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. Основные

поставки СПГ осуществляются в Японию и Республику Корея. В 2015 г. на восточное

направление пришлось 7,3 % (14 млрд. м³) экспорта газа из России. Свыше половины

экспорта российского газа приходится на четыре страны: Германию (21 %), Турцию

(14 %), Италию (12 %) и Беларусь (9 %). В 2015 году наибольший абсолютный прирост

поставок обеспечили Германия (+6,3 млрд. м³ к 2014 г.), Италия (+3,9 млрд. м³),

Франция (+2,6 млрд. м³). Существенно снизили закупки российского газа Украина

(-6,7 млрд. м³, или -46 %), Япония (-1,5 млрд. м³), Беларусь (-1,3 млрд. м³).

Падение спроса продолжилось в

2016 г. в Европе, что подтверждается

уменьшением экспортных трубопроводных поставок газа, которые в мае

2016 г.

снизились на 6 % к аналогичному месяцу 2015 г. и составили 14,9 млрд. м³. В основном

данное падение было вызвано снижением объемов экспорта газа в Германию, Италию

и Беларусь. Однако суммарный экспорт трубопроводного газа за период с января по

май 2016 г. повысился на 7,9 % к аналогичному периоду 2015 г., экспорт СПГ - на 20 %

(рисунок 1.6). Ключевыми направлениями экспорта СПГ остаются Япония и Республика

Корея (более 90 % всего экспорта СПГ из России).

Рисунок 1.6 - Добыча природного газа в России и его трубопроводный экспорт

в 2015-2016 гг., млрд. м³

В 2015 г. цены на природный газ на основных рынках сбыта снизились на 30-40 %

относительно уровня предыдущего года (рисунок 1.7).

Рисунок 1.7 - Мировые цены на природный газ в 2005 - 2015 гг., долл./тыс. м³

Причинами падения цен на газ являются снижение цен на нефть, теплые зимы в

США и Европе и ожесточающаяся конкуренция как среди производителей внутри

отрасли, так и со стороны производителей других энергоресурсов

- угля и

возобновляемых источников энергии [5, 6, 7].

1.4 Экологические проблемы отрасли

Технологические процессы основного и вспомогательного производств добычи

углеводородного сырья оказывают воздействие на природные среды: атмосферный

воздух, водные и земельные ресурсы за счет выбросов и сбросов загрязняющих

веществ, образования и обращения с отходами производства и потребления (рисунок

1.8). К основным видам воздействия на окружающую среду относятся:

1) выбросы в атмосферу загрязняющих веществ на газовых промыслах и

газосборных пунктах;

2) выбросы в атмосферу загрязняющих веществ при технологическом

обслуживании газорегулирующих станций и газопроводов;

3) сбросы сточных вод в пруды-испарители и на поля фильтрации;

4) возможное загрязнение окружающей среды отходами основного и

вспомогательного производства.

1 - скважины; 2 - ГСП; 3 - ЛОС; 4 - сброс на поля фильтрации или в пруды-испарители; 5 - УКПГ;

6 - конденсатосборники

Рисунок 1.8 - Воздействие объектов добычи газа на окружающую среду [8]

В структуре выбросов газодобывающих предприятий преобладает метан

(рисунок 1.9). Природный газ отдельных месторождений может содержать токсичные

примеси, в частности сернистых соединений [9]. Также одним из наиболее значимых

воздействий на атмосферный воздух являются выбросы продуктов сгорания при

работе вспомогательного оборудования. К основным компонентам выхлопных газов от

сжигания топлива относятся оксиды азота и оксид углерода.

Рисунок 1.9 - Структура выбросов в атмосферу газодобывающих предприятий

Сброс сточных вод предприятий добычи природного газа осуществляется на

поля фильтрации и пруды испарители. Снижение воздействия сточных вод на

окружающую среду можно достичь за счет строительства новых и реконструкции

действующих очистных сооружений.

Важным источником воздействия на окружающую среду являются отходы

производства и потребления.

К прочим факторам негативного воздействия на окружающую среду относят

физические факторы: тепловое, волновое (шумовое, световое, электромагнитное),

радиационное загрязнение. Также добыча газа приводит к изменению рельефа,

структуры почвенного покрова, а также глубоко залегающих горизонтов геологической

среды

[10]. Физические нарушения геологической среды в районах газодобычи

приводят к просадкам, оседаниям и провалам земной поверхности, а также

подтоплениям территорий [11].

2 Описание технологических процессов, используемых в

настоящее время

2.1 Общая технологическая схема газового промысла

Газовый промысел (ГП) - технологический комплекс, предназначенный для

добычи и сбора газа с площади месторождения, а также обработки газа и конденсата с

целью подготовки их к дальнейшему транспортированию. Сооружения и коммуникации

ГП условно разделяют на основные и вспомогательные. K основным относятся

эксплуатационные, наблюдательные и разведочные скважины, газосборные

коллекторы, газовые сборные пункты с технологическим оборудованием промысловой

подготовки газа и конденсата, компрессорные станции. Вспомогательные сооружения и

коммуникации включают объекты энергохозяйства, водоснабжения, канализации и

связи, механические мастерские, транспортную сеть, автохозяйство, склады и т.д.

Количество, характер и мощность промысловых сооружений зависят от геологических

и эксплуатационных характеристик месторождения [12].

Разработка и эксплуатация месторождений предусматривает следующие

основные этапы:

а) строительство скважин;

б) эксплуатация скважин;

в) подготовка газа, газового конденсата;

г) компримирование газа на объекте добычи;

д) производство сжиженного природного газа.

Также эксплуатация месторождения включает в себя капитальный ремонт

скважин, системы поддержания пластового давления и вспомогательные процессы.

Общая схема основных и вспомогательных технологических блоков добычи газа

представлена на рисунке 2.1.

1 - сепаратор замерный; 2 - электрощитовые и контрольно-измерительные приборы; 3 - вентиляционная камера; 4 - помещение газа собственных нужд;

5 - концентратомер регенерированного метанола; 6 - счётчик жидкости; 7 - воздушная компрессорная; 8 - маслохозяйство; 9 - разделительная

ёмкость; 10 - адсорбер; 11 - блок арматурный по жидкости; 12 - расходомер диэтиленгликоля; 13 - ёмкость регенерированного диэтиленгликоля; 14 -

концентратомер регенерированного диэтиленгликоля; 15 - автомат воздушного охлаждения диэтиленгликоля; 16 - блок насоса; 17 - испарители; 18 -

десорбер; 19 - измеритель влажности газа; 20 - теплообменник; 21 - стойка контрольно-измерительных приборов и аппаратуры; 22 - абсорбент; 23 -

узел хозрасчётного замера газа; 24 - быстросъёмные диафрагмы; 25

- кабельная шахта; 26 - помещение оператора; 27

- операторная; 28 -

аппаратная; 29 - помещение технического обслуживания; 30 - машинный зал; 31 - насосная метанола и диэтиленгликоля; 32 - аппарат воздушного

охлаждения

Рисунок 2.1 - Схема обустройства газового промысла

В таблице

2.1 произведена декомпозиция этапов добычи газа до уровня

основных установок и технологий.

Таблица 2.1 - Этапы добычи природного газа и применяемые установки, процессы

Установки/процессы для

Технологии для данной

Этапы

данного этапа

установки/процесса

Строительство

Бурение скважин на шельфе

Бурение со сбросом (на шельфе)

скважин

Безамбарное бурение (на

шельфе)

Бурение скважин на суше

Амбарное бурение (на суше)

Безамбарное бурение (на суше)

Эксплуатация

Скважина

Эксплуатационная

скважин

Нагнетательная или

поглощающая

Куст скважин

Кустовая добыча

Шлейфы

Сбор и транспортировка газа

Газосборные пункты

Сбор газа

Установка ввода реагента в

Ввод реагента в трубопровод

трубопровод

Подготовка газа

Подготовка газа,

Предварительная подготовка

(Предварительная подготовка

газового конденсата

газа (УППГ)

газа)

Комплексная подготовка газа

Установка очистки газа

(УКПГ)

Установка низкотемпературной

абсорбции газа

Установка низкотемпературной

сепарации газа

Установка абсорбционной очистки

газа

Установка адсорбционной осушки

газа

Установка стабилизации газового

конденсата

Блок регенерации реагента

Установка регенерации метанола

Установка регенерации гликоля

Блок регенерации сорбента

Абсорбента

Адсорбента

Пункт замера, учета

Газа

Конденсата

Поверочный пункт конденсата

Поверка

газа

Установка приема, смешения и

Ингибирование

подачи ингибитора в скважины

Технологические емкости ГЖ и

ЛВЖ, промежуточный

Промежуточное хранение

резервуарный парк хранения

конденсата газа

Компримирование

Дожимная компрессорная

Малой производительности (по

газа на объекте

станция (ДКС) с газотурбинным

расходу) - до 10 куб. м/мин

добычи

приводом

(газотурбинный привод)

Продолжение таблицы 2.1

Установки/процессы для

Технологии для данной

Этапы

данного этапа

установки/процесса

Средней производительности (по

расходу) - от 10 до 100 куб. м/мин

(газотурбинный привод)

Большой производительности (по

расходу) - более 100 куб. м/мин

(газотурбинный привод)

Малой производительности (по

ДКС с электрическим приводом

расходу) - до 10 куб. м/мин

(электрический привод)

Средней производительности (по

расходу) - от 10 до 100 куб. м/мин

(электрический привод)

Большой производительности (по

расходу) - более 100 куб. м/мин

(электрический привод)

Малой производительности (по

ДКС с газомоторным приводом

расходу) - до 10 куб. м/мин

(газомоторный привод)

Средней производительности (по

расходу) - от 10 до 100 куб. м/мин

(газомоторный привод)

Большой производительности (по

расходу) - более 100 куб. м/мин

(газомоторный привод)

Установка очистки газа на ДКС

Сепараторы грубой очистки газа

Сепараторы тонкой очистки газа

Установка очистки газа от пыли

Установка аппарата воздушного

Воздушное охлаждение газа

охлаждения (АВО) газа на ДКС

Газоперекачивающие агрегаты

Компримирование

на ДКС

Блок подготовки газа на ДКС

Подготовка газа собственных нужд

Блок сбора конденсата

Сбор конденсата

Производство

сжиженного

Установки предварительной

Предварительная очистка газа

природного газа

очистки газа

(СпГ)

Установки сжижения газа

Сжижение газа

Резервуары для хранения

Хранение сниженного газа

Оборудование для отгрузки

Отгрузка газа

Капитальный ремонт

Установка для приготовления

Приготовление растворов для

скважин

растворов для ремонта скважин

ремонта скважин

Установка приготовления

Приготовление растворов для

раствора для глушения скважин

глушения

Поддержание

Система поддержания

Поддержание пластового

пластового давления

давления продуктивных пластов

Вспомогательные

Энергоснабжение

Теплоснабжение (котельная)

процессы

Топливоснабжение

Системы очистки охлаждающей

Системы охлаждения

воды и дозирования реагентов

оборотной системы

Продолжение таблицы 2.1

Установки/процессы для

Технологии для данной

Этапы

данного этапа

установки/процесса

Охлаждающие устройства

(градирни, башни)

Установка подготовки воды из

Водоснабжение

водозабора

Наблюдательные скважины на

водоносные горизонты

Канализация и очистные

Технологии очистки сточных вод

сооружения

Канализационные насосные

Установка по приему, травлению,

крашению и перемешиванию

Приготовление метанола

метанола

Факельные установки

Сжигание на факеле

Общеобъектовые системы

Очистка выбросов

очистки выбросов

Утилизация отходов

Установка сжигания отходов

Установка переработки отходов

Объект размещения отходов

Резервуарный парк

Резервуары СПГ (газгольдеры)

Системы заполнения резервуаров

и отгрузки СПГ

2.2 Строительство скважин

Строительство скважины является первым этапом добычи газа, целью которого

является разработка газовых залежей и подготовка скважины к эксплуатации.

Строительство газовых скважин осуществляется на суше и в море.

В цикл строительства скважины входят:

а) подготовительные работы;

б) монтаж вышки и оборудования;

в) подготовка к бурению;

г) процесс бурения;

д) крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;

е) освоение скважины [13].

2.2.1 Бурение скважин

Основным процессом данного этапа является бурение скважины - процесс

механического разрушения горных пород специальным породоразрушающим

инструментом (долотом), удаления разрушенной породы с забоя скважины и её

подъёма на дневную поверхность [14].

Основные элементы буровой скважины (рисунок 2.2):

- устье - пересечение трассы скважины с земной поверхностью;

- забой - дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия

породоразрушающего инструмента на породу;

- ствол - горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны

и производится углубление скважины;

- ось

- воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений

буровой скважины;

- обсадные колонны - это свинченные друг с другом и опущенные в ствол

скважины обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород;

- цементное кольцо (цементный камень) - затвердевший цементный раствор,

закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью

его герметизации. Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляет

крепь скважины;

- фильтр

- участок скважины, непосредственно соприкасающийся с

продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить не

обсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями,

заполненное гравием или песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с

отверстиями или щелями.

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и

цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна (сплошная);

IV - эксплуатационная колонна

Рисунок 2.2 - Основные элементы скважины

Обсадные колонны предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего

пространства ствола в процессе бурения и эксплуатации и обеспечивают требуемую

прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий,

в первую очередь давления. Таким образом, в результате бурения ствола, его

последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное

сооружение определенной конструкции.

Скважины на газ в России обычно бурят вращательным способом. Процесс

углубления происходит за счёт вращения долота, укрепляемого в нижней части

колонны бурильных труб, и нагрузки на долото, создаваемой частью веса бурильной

колонны. Частички выбуренной породы (шлам) выносятся на поверхность потоком

бурового раствора (промывочной жидкости), который прокачивается с поверхности

внутри колонны бурильных труб, проходит через специальные отверстия в долоте,

перемешивается с разрушенной породой и далее возвращается на поверхность через

затрубное пространство. Промывочная жидкость выносит из забоя частички

выбуренной породы, а также охлаждает долото, создаёт противодавление на пласты,

удерживает стенки скважины от обвалов и т. д. [14, 15].

Скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. При морском

бурении буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах

или судах (рисунок 2.3).

Рисунок 2.3 - Виды буровых скважин

2.2.1.1 Промывка скважин

Основными задачами промывки скважин являются очистка забоя от

разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Основная технологическая

операция промывки скважины

- прокачивание бурового раствора по ее стволу

(рисунок 2.4). Однако для ее реализации необходим целый комплекс вспомогательных

действий: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработка химическими

реагентами, очистка от шлама и газа и др.

Технологическое оборудование для промывки скважины приведено на рисунке

2.5.

Основные функции буровых растворов - обеспечение быстрого углубления при

устойчивом состоянии ствола скважины и сохранение коллекторских свойств

продуктивных пластов. Данные функции определяют не только успешность и скорость

бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного

применения устанавливают исходя из геологических условий: физико-химических

свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений,

забойной температуры. В таблице 2.2 приведена классификация буровых растворов,

учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также

характер их действия.

ПРОМЫВКА СКВАЖИНЫ

Основные технологические операции

Вспомогательные технологические операции

Прокачивание

Приготовление

Обработка

Утяжеление

Очистка

Регенерация

Замена

бурового р-ра

компонентов

бурового р-ра

(прямое и

бурового р-ра

обратное)

Перемешивание

Дозированная

Очистка от

Регенерация

подача

шлама

утяжелителя

компонентов

утяжелителя

Прием

Смешивание

Дегазация

Регенерация

компонентов

утяжелителя с

жидкой фазы

буровым р-ром

Закачивание

Дисперги-

Перемешивание

рование

Перемешивание

Аэрация

Рисунок 2.4 - Основные и вспомогательные операции при промывке скважин

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН

Система приготовления и обработки

Система очистки бурового раствора

Система циркуляции бурового раствора

бурового раствора

Блок

Блок обработки

Блок очистки от

Блок

Резервуар-ный

приготовления

шлама

газа

подпор-

буровых

блок

ных

насосов

Дозатор

Вибросито

Газовый сепаратор

Дозатор

Смеситель

Отстойник

Дегазатор

Смеситель

Перемешиватель

Гидроциклонный

Перемешиватель

пескоотделитель

Диспергатор

Гидроциклонный

Диспергатор

илоотделитель

Центрифуга

Рисунок 2.5 - Технологическое оборудование для промывки скважин

Таблица 2.2 - Классификация буровых растворов

Основные классы

Подклассы буровых растворов

Виды буровых растворов

буровых растворов

Вода

Нестабилизированные суспензии

На пресной и морской воде

Гуматные

Лигносульфонатные

Хромлигносульфонатные

С малым содержанием твердой фазы

Безглинистые

Кальциевые (известковые, гипсоизвестковые и хлоркальциевые)

Калиевые (хлоркалиевые, калиево-гипсовые)

Обработанные солями трехвалентных металлов

Водные буровые растворы

Полимерные недиспергирующие

(алюминизированные, алюмокалиевые)

Силикатные (малосиликатные)

Гидрофобизирующие (с кремнийорганической добавкой,

обработанные мылами жирных кислот)

Хлормагниевые

Хлорнатриевые

Необработанные глинистые суспензии

Стабилизированные

Соленасыщенные

Гидрогели

Тяжелые жидкости

Известково-битумный раствор (ИБР)

Безводные

Раствор на основе органоглин (ОГР)

Эмульсионный ИБР

Растворы на нефтяной

ВИЭР

основе

Инертные эмульсии

ТИЭР

На основе ЭК-1

На основе ГКЖ и гудронов

Воздух

Газообразные растворы

Газы

Выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания

При вращательном бурении газовых скважин в качестве промывочных жидкостей

традиционно используются:

- агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы,

глинистые и неглинистые растворы);

- агенты на углеводородной основе;

- агенты на основе эмульсий;

- газообразные и аэрированные агенты.

2.2.1.2 Амбарная и безамбарная технологии бурения

При работе по традиционной амбарной технологии с целью сбора отходов

рядом с буровой установкой роются или насыпаются отстойные котлованы (амбары)

объемом от 1000 до 5000 м³в зависимости от количества скважин в кусте, глубин и

продолжительности бурения скважин. Эти амбары занимают площади до 2500 м²

только для одной буровой установки.

Как правило, строительство котлованов, а затем их рекультивация сопряжены с

большими сложностями:

- отсутствие либо отдаленность строительного материала (песка) при

строительстве в тундре и болотистых местностях;

- негерметичность котлованов;

- значительные затраты по устройству и рекультивации амбаров. Кроме того,

наносится невосполнимый ущерб природе за счет отторжения земель, разработки

карьеров и других мероприятий. Также существуют месторождения, которые находятся

в природоохранных зонах, где бурение по амбарной технологии просто запрещено.

Шламовые амбары, сооружаемые для хранения отходов бурения в течение

длительного времени являются источником повышенной опасности для окружающей

среды. Поступления токсических веществ из шламовых амбаров, в которых

скапливаются отходы бурения, в грунты зоны аэрации и грунтовые воды обычно

происходит вследствие отсутствия или некачественной гидроизоляции дна и стенок

амбаров. Исследование буровых шламов (БШ) из нерекультивированных и

рекультивированных амбаров разного срока хранения показало, что способ и

длительность хранения влияют на токсичность и характер

трансформации

компонентов углеводородов.

Целью безамбарного бурения является создание системы замкнутого

водоснабжения, максимального извлечения твердой фазы при минимальных потерях

жидкой фазы. Эта цель достигается путем возврата в систему максимально

возможного объема жидкой фазы и сброса как можно больше сухого шлама, что

возможно при использовании комплекса из вибросита, центрифуги и обезвоживающей

установки.

Наиболее рациональным и экологически оправданным направлением

утилизации сточных вод является переход на полностью или частично замкнутый цикл

водообеспечения буровой. Его основу составляет максимально возможное вовлечение

буровых сточных вод (БСВ) в систему оборотного водоснабжения с ориентацией на их

использование для технических нужд бурения. Основными направлениями

использования БСВ в оборотном водоснабжении буровой являются:

- обмыв механизмов системы очистки и регенерации буровых растворов;

- обмыв бурильного инструмента при выполнении спускоподъемных операций;

- обмыв оборудования и рабочих площадок буровой, насосной и желобной

систем;

- охлаждение штоков буровых насосов;

- приготовление химреагентов и бурового раствора;

- приготовление тампонажных растворов и буферных жидкостей при

цементировании скважин;

- опрессовка обсадных труб.

Основным направлением утилизации отработанного бурового раствора (ОБР)

остается их повторное использование для бурения новых скважин, что оправдано не

только с экологических, но и с экономических позиций, так как обеспечивает

значительное сокращение затрат на приготовление буровых растворов.

Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных

механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители

(песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее

благоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой раствор обрабатывают

реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы

очистных устройств.

В составе циркуляционной системы аппараты должны устанавливаться по

следующей технологической цепочке: скважина - газовый сепаратор - блок грубой

очистки от шлама (вибросита) - дегазатор - блок тонкой очистки от шлама (песко- и

илоотделители, сепаратор) - блок регулирования содержания и состава твердой

фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель). Максимальная степень очистки

при использовании глинистых растворов достигает 50 %.

Применение гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень

очистки бурового раствора до 70-80 %; удаляются частицы шлама размером более 40

мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаметром не

более 100 мм - илоотделителей. С помощью этих аппаратов удается очистить

буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и повысить степень очистки до

90 % и более.

Более глубокая очистка от шлама обеспечивается применением

высокопроизводительных центрифуг. Дальнейшее уменьшение содержания твердой

фазы в буровом растворе осуществляется разбавлением либо механической

обработкой небольшой части циркулирующего бурового раствора, в результате

которой из него удаляется избыток тонкодисперсных (размером 10 мкм и менее)

частиц.

Для утяжеленного раствора степень очистки ограничивается необходимостью

сохранения в растворе утяжелителя. Поэтому механическими аппаратами из

утяжеленного раствора практически могут быть извлечены частицы шлама размером

лишь до 74 мкм. Частицы шлама размером от 5-10 до 75-90 мкм невозможно отделить

от частиц барита, а так как потери барита недопустимы вследствие его высокой

стоимости, дальнейшее улучшение степени очистки утяжеленного раствора обычно

осуществляют переводом частиц шлама в более глубокодисперсное состояние

(например, путем применения флокулянтов селективного действия). При этом большое

внимание уделяют регулированию содержания и состава твердой фазы с помощью

центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей.

Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса

бурения, так как вследствие снижения эффективной гидравлической мощности

уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; в результате снижения

эффективной плотности бурового раствора (следовательно, гидравлического давления

на пласты) возникают осыпи, обвалы и флюидопроявления; кроме того, возникает

опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например,

сероводородом).

Дегазаторы, условно классифицируют на следующие типы: по значению

давления в камере - на вакуумные и атмосферные; по способу подачи газированного

бурового раствора в камеру - на гравитационные, эжекционные и центробежные.

Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части

газосепаратора, откуда он подается для очистки от шлама на вибросито. В период

интенсивных газопроявлений и задавливания пластов буровым раствором в процессе

газового выброса, когда сепаратор не в состоянии обеспечить разделение

газожидкостного высокоскоростного потока, поток из скважины направляют

непосредственно на факел. Однако такие ситуации очень редки и считаются

аварийными.

2.2.2 Крепление скважины

Следующим шагом является крепление скважины обсадными трубами и

тампонаж затрубного пространства обсадных колонн для разобщения продуктивных

пластов, которые были вскрыты в процессе бурения. После завершения бурения для

обеспечения притока газа продуктивные пласты вскрывают вторично. Для этого

обсадную колонну и цементный камень перфорируют.

На данном этапе строительства скважины возможны следующие осложнения:

- поглощение бурового и тампонажного растворов при повышении давления в

скважине;

- проявления пластовых флюидов;

- грифонообразование

- фонтанные проявление пластовых флюидов с

выходом на земную поверхность;

- межколонные перетоки флюидов в кольцевом пространстве между

эксплуатационной и технической колоннами, промежуточной колонной и кондуктором,

связанные с нарушением герметичности;

- прихваты обсадной колонны при ее спуске в скважину вследствие осыпей,

обвалов горных пород, заклинивания посторонними предметами, искривления ствола

скважины;

- обрывы обсадной колонны при ее спуске в скважину, связанные с заводскими

дефектами, ошибками в расчетах, нарушениями технологического режима;

- резкое повышение давления в процессе цементирования;

- оголение башмака колонны [16].

2.2.3 Освоение скважин

После перфорации скважину осваивают - вызывают приток в нее газа путем

уменьшения давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:

а) промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после

бурения, более легкими агентами - водой, нефтью, раствором ПАВ, пенами;

б) компрессорный способ - нагнетание в скважину сжатого газа с целью

удаления задавочного скважинного агента и уменьшения столба этого агента. Так как

для вызова притока в качестве рабочего агента используется газ (углеводородный,

азот, углекислый), то данный способ является единственным используемым при

освоении скважин в зимних условиях.

Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового

раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате

создавшегося перепада давления газ и конденсат из пласта начнет поступать в

скважину.

По окончании проведения работ на скважине проводят заключительные работы:

- демонтаж наземного оборудования;

- переключение скважины на работу в промысловый шлейф.

2.2.4 Морское бурение скважин

Строительство скважин в море отличается от обустройства скважин на суше

используемыми техническими средствами и характером подготовительных работ.

Можно выделить несколько способов освоения морских месторождений:

а)

надземный или надводный, реализуемый несколькими способами:

1) строительством наклонных скважин, закладываемых на берегу;

2) образованием искусственной суши путем сплошной засыпки дна моря на

участке нефтегазоносной площади;

3) осушением дна моря;

4) сооружением морских эстакад с приэстакадными площадками;

5) строительством морских стационарных газопромысловых платформ;

6) бурением морских скважин с оснований островного типа;

7) проходкой скважин со специально сконструированных плавучих платформ и

плавсредств;

б) подводный

- бурение скважин с плавучих буровых установок с

размещением объектов добычи, сбора, подготовки и транспорта газа на дне моря или

плавучем либо стационарном основании;

в) подземный - месторождение осваивают с помощью тоннельно-шахтной

или тоннельно-камерной системы, которая включает буровые кусты, транспортный

тоннель, соединительные камеры для обеспечения проезда транспортных средств и

разводки коммуникаций из тоннеля в буровые кусты;

г)

комбинированный.

Использование подземного способа разработки месторождений, расположенных

в шельфовой зоне арктических дальневосточных морей России позволит:

- исключить строительство морских ледостойких платформ и дорогостоящих

трубопроводных коммуникаций;

- использовать надежное сухопутное оборудование;

- создать приемлемые условия работы для персонала и оборудования;

- повысить эффективность бурения, эксплуатации, контроля и ремонта за счет

обеспечения круглогодичного режима работ;

- исключить возможность загрязнения моря и атмосферы и отказаться от

дорогостоящих средств, оборудования и услуг спецслужб по борьбе с загрязнениями и

пожарами [17].

Согласно РД

39-133-94

[18], при строительстве скважин на суше в целях

предотвращения или снижения загрязнения объектов окружающей среды следует

предусмотреть следующие природоохранные меры:

- снижение объемов (исключение) применения нефти для обработки растворов в

качестве профилактической противоприхватной добавки и замены ее нетоксичными

смазками (ГКЖ, спринт и др.);

- применение ингибированных буровых растворов, уменьшающих объемы

наработки отходов бурения;

- организацию системы сбора, накопления и учета отходов бурения, включая:

а) ограничение попадания поверхностного стока, в том числе паводковых и

нагонных вод (нагорные канавы, обвалование);

б) гидроизоляцию технологических площадок и их оснащение лотками,

трубопроводами для транспортировки отработанных буровых растворов и буровых

сточных вод (БСВ) к узлу сбора;

в) обеспечение раздельного сбора отходов бурения и продуктов испытания

скважин по их видам при амбарном способе бурения с использованием раздельных

накопительных амбаров, емкостей или двухсекционных амбаров;

г) оборудование замкнутой системы водоснабжения с использованием

металлических емкостей, технических средств очистки БСВ, а также контейнеров для

сбора и вывоза шлама при безамбарном способе бурения;

д) оборудование систем обезвреживания и утилизации отходов бурения;

- для защиты атмосферного воздуха от выбросов вредных веществ на этапе

строительства скважин рекомендуется:

а) герметизировать циркуляционные системы бурового раствора при

безамбарном бурении, а также емкости блока приготовления бурового раствора,

системы сбора и очистки буровых сточных вод, устья скважины, системы приема и

замера пластовых флюидов, поступающих при испытании скважины;

б) осуществлять нейтрализацию отходов бурения по мере поступления их в

амбар при амбарном способе бурения;

в) использовать буровые установки с электроприводом.

При строительстве скважин на континентальном шельфе, в море или

прибрежной зоне, в соответствии с ГОСТ Р

53241-2008 [19], могут проводиться

следующие природоохранные мероприятия:

а) оснащение стационарных морских сооружений герметичными системами

дренажа для сбора стоков в специальные емкости для последующей очистки и

удаления;

б) оборудование водозаборов специальными рыбозащитными устройствами;

в) использование специальных реагентов-нейтрализаторов, а также буровых

растворов, обладающих высокой нейтрализующей способностью, при вскрытии пласта,

содержащего сероводород;

г) герметизация устья скважины;

д) применение заколонных пакеров, центраторов, герметизирующих смазок,

герметичных резьбовых соединений, а также обеспечение надежности

цементирования обсадных колонн с целью предотвращения загрязнения морской

среды пластовыми водами;

е) организация циркуляционной системы обращения промывочной жидкости [20].

2.3 Эксплуатация газовых скважин

Эксплуатация газовых скважин является вторым этапом, следующим за этапом

строительства месторождений. Целью этой стадии является извлечение газа из пласта

и поднятие его на поверхность месторождения.

На этом этапе происходит движение газа от забоев скважины до их устья на

поверхности. Продукция газовой скважины - это природный газ с парами тяжёлых

углеводородов и воды, капельная вода, нестабильный углеводородный конденсат,

мехпримеси.

Технология эксплуатации скважин состоит: в пуске и остановке скважины;

установлении, поддержании и контроле за заданным режимом эксплуатации;

обеспечении нормальной работы оборудования в осложненных условиях

(гидратообразование, коррозия, обводнение, вынос на забой твердых частиц,

растепление вечномерзлых пород), а также в поддержании в исправном состоянии

контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

В природном газе могут присутствовать коррозионно-опасные вещества:

углекислый газ и сероводород, содержание которых в процессе подготовки газа к

транспорту доводится до значений, установленных ГОСТ 5542-2014. Газы горючие

природные промышленного и коммунально-бытового назначения.

Технические

условия.

Эксплуатационные скважины проектируются и бурятся при реализации пробной

эксплуатации месторождения и промышленной разработке месторождения:

1. Эксплуатационные (добывающие) - для добычи газа и газового конденсата.

2. Нагнетательные - для закачки в продуктивные горизонты сухого воздуха,

газа при добыче газового конденсата, увеличения дебита эксплуатационных скважин,

снабженных воздушными подъемниками.

3. Опережающие добывающие - для добычи углеводородов с одновременным

уточнением строения продуктивного пласта.

4. Специальные

- опорные, параметрические, оценочные, контрольные и

наблюдательные - для изучения геологического строения малоизвестного района,

определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за

пластовым давлением и фронтом движения водосырьевого контакта, степени

выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт,

обеспечения внутрипластового горения, закачки сточных вод в глубокозалегающие

поглощающие пласты и др.

Для эксплуатации добывающей скважины устанавливается технологический

режим, обеспечивающий плановые отборы газа, конденсата и жидкости,

предусмотренные техническим проектом при соблюдении условий надежности и

безопасности эксплуатации скважин.

Технологический режим работы добывающих скважин характеризуется

следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлением;

б) дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором

(выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;

в) типоразмерами установленного внутрискважинного оборудования, режимами

и временем его работы.

Для

эксплуатации

нагнетательной

скважины

устанавливается

технологический режим, который обеспечивает закачку требуемых объемов рабочего

агента в планируемом периоде, соблюдение условий надежности и безопасности

эксплуатации скважин, предусмотренных техническим проектом и нормами закачки.

Технологический режим работы нагнетательных скважин характеризуется

следующими основными параметрами:

а) пластовым, забойным и устьевым давлением;

б) приемистостью скважины и количеством механических примесей и нефти в

закачиваемом агенте;

в) температурой закачиваемого агента (для паронагнетательных скважин);

г) типоразмерами установленного внутрискважинного оборудования, режимами и

временем его работы.

Газовые и газоконденсатные скважины, в зависимости от степени разобщения

пород интервалов продуктивных объектов, условно делятся на две категории:

а) категория А

- скважины с нецементируемым забоем в интервалах

продуктивных объектов;

б) категория Б

- скважины с цементируемым забоем в интервалах

продуктивных объектов.

Скважины категории А проектируются и строятся на газовых объектах,

включающих один пласт или несколько продуктивных пластов, между которыми

отсутствуют водоносные пропластки, и оборудуются фильтрами. Выбор типа фильтра

определяется условиями устойчивости пород к разрушению и пескопроявлению из

пласта в ствол скважины.

В отдельных случаях, обоснованных проектом разработки месторождения,

заканчивание скважин в продуктивных объектах, представленных устойчивыми

породами-коллекторами, производят открытым забоем без перекрытия фильтрами.

Скважины категории Б проектируются и строятся на газовых объектах,

включающих водоносные пласты (пропластки).

Схема эксплуатации скважин на месторождении (пакерная, беспакерная) должна

быть обоснована Проектом разработки месторождения. Эксплуатация скважин по

беспакерной схеме на месторождении, находящемся в стадии падающего пластового

давления, должна быть обоснована документом, согласованным с органами

Росгортехнадзора. Пакерная схема эксплуатации предусматривается для газовых и

газоконденсатных скважин:

- при дебите газа (или газоконденсатной смеси) 500 тыс. м³/сут. и более,

расположенных на расстоянии менее 500 м от населенного пункта;

- при коэффициенте аномальности пластового давления К_а= 1,1 и выше;

- при размещении в кустах на месторождениях с наличием в разрезе ММП с

расстоянием между устьями менее 40 м.

Все скважины на горизонты с аномально высоким пластовым давлением (АВПД)

сооружаются и эксплуатируются по пакерной схеме. В остальных случаях схема

компоновок подземного оборудования определяются проектом разработки

месторождения.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины

подразделяются на вертикальные, горизонтальные, наклонные.

В процессе эксплуатации скважин должен быть обеспечен регулярный контроль

технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, получение

исходных данных, необходимых для оптимизации технологического режима [21].

Известны два способа эксплуатации газовых месторождений: фонтанный и

компрессорный. Основным способом эксплуатации газовых скважин является

фонтанная добыча, так как газ характеризуется малыми величинами плотности и

вязкости даже в пластовых условиях. Подъем природного газа происходит за счет

перепада давления у устья скважины и в пласте и за счет расширения самого газа.

Компрессорный способ эксплуатации скважины использует в том случае, если на

забое скважины накапливается газовый конденсат или вода. Удаление воды и газового

конденсата осуществляют с помощью газлифтного способа эксплуатации скважин или

использования насосного оборудования.

Добыча газа может происходить из одного и/или более пластов одной скважины.

Выработку месторождения в вертикальном направлении можно классифицировать

следующим образом:

а) система одновременной выработки всех пластов.

б) системы последовательной разработки, а именно:

1) система «сверху вниз»;

2) система «снизу вверх»;

3) выборочная система.

Система одновременной выработки всех пластов тем труднее осуществима, чем

больше пластов содержит месторождение. Для нее особенно важно:

а) при бурении на нижние пласты обезопасить проходимые пласты от порчи,

обводнения, утечки газа и пр.;

б) дать рациональную конструкцию скважинам.

Возможны два варианта одновременной эксплуатации нескольких пластов:

- на каждый пласт отдельные скважины и каждая скважина эксплуатирует только

один пласт.

- скважина может брать газ одновременно из двух или трех пластов, но пласты

должны быть изолированы друг от друга, и газ каждого пласта имеет в скважине

отдельный путь. Изоляцию пластов можно осуществлять пакерами или цементом.

Система последовательной разработки скважины «сверху вниз», начиная с

верхнего пласта и заканчивая самым нижним, считается наиболее простой и надежной

системой. С другой точки зрения, разработка «сверху вниз» задерживает разведку и

разработку нижележащих объектов, увеличивает объем бурения и расход металла на

обсадные трубы, а также повышает вероятность негативного воздействия на

вышележащие объекты.

Разработка начинается с самых дешевых скважин, имеющих малую глубину. При

разработке одного пласта все скважины имеют приблизительно одинаковое давление

и требуют стандартного взаимозаменяемого оборудования. Газ направляется в одну

собирательную газопроводную сеть, в отличие от эксплуатации одновременно

нескольких пластов, где для верхних и нижних пластов пришлось бы реконструировать

две газосборные сети или несколько газосборных сетей разного давления.

Другой системой последовательной разработки является разработка «снизу

вверх», при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего (опорного, базисного)

объекта, а затем переходят на верхние возвратные объекты. При наличии многих

пластов в качестве базисного выбирают наиболее продуктивные, изученные объекты с

достаточно большими запасами газа, в качестве возвратных - остальные объекты

Выборочная система последовательной разработки предполагает эксплуатацию

в первую очередь самого продуктивного пласта.

На поздней стадии разработки месторождения при возникновении осложнений,

вызванных скоплениями воды на забое и разрушением призабойной зоны,

применяется технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым

колоннам (КЛК), схема которой представлена на рисунке 2.6. Данная технология

испытана на крупнейших газовых месторождениях России - Медвежьем, Уренгойском,

Ямбургском и других, расположенных в районах Крайнего Севера.

Рисунок 2.6 - Пример технологической схемы системы КЛК с управляющим

комплексом [22]

Технология эксплуатации скважин по КЛК по двухрядному лифту или

двухканальной схеме

- процесс, используемый для эксплуатации газовых и

газоконденсатных скважин, в которых газ, поступающий из продуктивного пласта, на

забое разделяется на два потока. Потоки газа поднимаются по каналам, образованным

двумя колоннами труб - центральной лифтовой колонной (ЦЛК) и основной лифтовой

колонной (ОЛК), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися в

нижней части между собой. После подъема газа к устью скважины потоки газа

соединяются и поступают в газосборный коллектор.

Технология оптимизирует режим эксплуатации обводняющихся скважин

посредством автоматического поддержания в ЦЛК значения дебита газа,

превышающего на 10-20 % минимальное значение дебита газа, необходимого для

удаления жидкости по ЦЛК. Поддержание заданного значения дебита (для текущего

пластового давления) осуществляют путем непрерывного контроля дебита газа на пути

потока газа из ЦЛК и изменением отбора газа из ОЛК при изменении давления на устье

скважины.

Кроме того, обводненность газовой скважины обуславливает необходимость

применения технологии периодического и/или непрерывного удаление влаги из

скважины (таблица 2.3). К периодическим методам удаления влаги относят:

 остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости

пластом;

 продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки;

 вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину

пенообразующих веществ (пенообразователей).

К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят:

 эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих

вынос воды с забоя;

 непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы;

 применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами;

 непрерывное вспенивание жидкости в скважине.

Таблица 2.3 - Критерии выбора технологии по восстановлению обводнённых бездействующих скважин

Технология

Водоизоляционные

Наименование

удлинение ЛК

работы с

перевод скважин на

спуск ЦЛК

критерия

использованием

спуском хвостовика

механизированную

без глушения

добычу без глушения

колтюбинговой

установки

конденсационная

Источник и причины

вода, недостаточная

вода, поступление

пластовая вода

поступления жидкости

скорость в НКТ и ЭК

скорость в ЭК

пластовой воды

Коэффициент аномальности

0,3 и менее

Схема эксплуатации

беспакерная

пакерная, беспакерная

не ниже середины ИП,

Глубина спуска ЛК

не выше середины ИП

выше ИП

любая глубина спуска

при этом от башмака ЛК

относительно ИП

до НПО не менее 25 м

89, 102, 114, 127, 146,

Диаметр ЛК, мм

127, 146, 168

168

Объем выносимой

0,2-2,0

более 2,0

любой

жидкости, м³/сут.

любой (при наличие

Объем выносимых

механических примесей

не более 2,0

механических примесей, мм³/м³

перед ВИР провести

крепление ПЗП)

Величина ТЗ относительно

не менее 10 м

на уровне НПО или нижних

ниже ЛК

башмака ЛК и ИП

ниже ЛК*

работающих ИП

Продолжение таблицы 2.3

Наименование

Технология

критерия

Водоизоляционные

удлинение ЛК

перевод скважин на

работы с

спуск ЦЛК

спуском хвостовика без

механизированную

использованием

без глушения

глушения

добычу без глушения

колтюбинговой

установки

Величина ТЗ относительно

не менее 10 м

на уровне НПО или нижних

ниже ЛК

башмака ЛК и ИП

ниже ЛК*

работающих ИП

в ИП или заколонный

переток из

Положение газоводяного

ниже ИП, отсутствие заколонных перетоков

не имеет значения

нижележащих

контакта

обводненных

интервалов

Наличие непроницаемых

не обязательно

обязательно

пропластков

* В случае когда башмак ЛК находится на расстоянии менее 10 м от ТЗ, допускается применение технологии спуска ЦЛК с предварительной

перфорацией нижней части ОЛК.

Системы подводной эксплуатации газовых скважин

Системы подводной добычи могут быть классифицированы по степени

сложности от единичной скважины, связанной промысловым трубопроводом с морской

платформой или береговой установкой, до групп из нескольких скважин в составе

интегрированного комплекса или куста скважин, соединенных с манифольдом,

продукция от которого также направляется на платформу или берег.

Основные компоненты, входящие в состав системы подводной добычи, показаны

на рисунке 2.7.

1 - оборудование для спуска и извлечения инструмента; 2 - средства управления монтажом и

капитальным ремонтом скважин; 3 - райзер для заканчивания/ремонта скважин и шлангокабель

управления; 4 - одиночная скважина; 5 - опорная плита куста скважин; 6 - промысловые

трубопроводы; 7 - средства управления добычей; 8 - эксплуатационный райзер; 9 - основание

райзера/подводный запорный клапан; 10 - манифольд

Рисунок 2.7 - Схема расположения объектов системы подводной добычи газа

Системы подводной добычи газа могут включать:

- донную фундаментную/опорную плиту для размещения оборудования;

- устьевое оборудование скважин, использующее обсадную колонну в качестве

несущей конструкции;

- подводную фонтанную арматуру с клапанами управления расходом и

давлением;

- систему доступа в скважину, используемую при освоении, техническом

обслуживании и ликвидации скважин;

- систему дистанционного контроля и управления добычей, предназначенную

для контроля и управления режимом работы подводного оборудования;

- шлангокабель, включая электрические кабели, линии передачи/приема

сигналов, а также трубопроводы системы гидравлического управления/технического

обслуживания и системы подачи химических реагентов;

- систему манифольда, предназначенную для управления потоками флюидов;

- многофазные расходомеры, датчики песка и/или устройства обнаружения

утечки;

- подводное технологическое оборудование, включая сепараторы и/или

насосы/компрессоры;

- одну и более выкидные линии, обеспечивающие транспорт пластовой

продукции и/или закачиваемых флюидов между подводным оборудованием и базовым

сооружением;

- высокоинтегрированную систему защиты трубопроводов от избыточного

давления;

- один или более райзеров, предназначенных для подачи на платформу

(с платформы) добываемых/закачиваемых флюидов из промысловых трубопроводов;

- оборудование для проведения настройки, осмотра, технического обслуживания

и ремонта оборудования систем подводной добычи;

- защитные конструкции систем подводной добычи;

- защитные маты;

- устройства для пуска и приема средств очистки и диагностики трубопровода;

- устройства контроля давления и температуры;

- оборудование для распределения энергии;

- трубные вставки и перемычки трубопроводов;

- устройства защиты трубопроводов и перемычек (маты, каменная отсыпка,

траншеи, защитные конструкции и т.д.);

- подводную запорную арматуру в основании райзеров.

Система подводной добычи включает компоненты, обеспечивающие

функциональное и физическое соединение элементов системы, а также ее

взаимодействие:

- с внутрискважинным оборудованием (включая управляемый с поверхности

внутрискважинный клапан-отсекатель, датчики измерения температуры/давления,

системы подачи химических реагентов), а также с прочими устройствами и

оборудованием;

- технологическим оборудованием на базовом сооружении, включая

оборудование контроля обеспечения потока.

2.3.1 Кусты скважин

Для сокращения производственных расходов на строительство, проходку и

эксплуатацию за счет централизации устьев скважин на одной площадке при

нахождении конечных забоев в точках, соответствующих проектам разработки

месторождения, используют кустовое бурение.

За счет централизации происходит упрощение производственной и социально-

хозяйственной инфраструктуры, связанной со строительством и эксплуатацией

инженерных сооружений и обслуживанием персонала. Сокращается протяженность

линейных сооружений

- дорог, трубопроводов, линий электропередачи и связи.

Уменьшается количество площадочных объектов, прежде всего буровых площадок, УППГ,

компрессорных станции, запорной арматуры, жилых поселков и др. Особое значение

имеет снижение площадей временного и постоянного землеотвода в районах с

природоохранными ограничениями. Наибольший эффект от кустового бурения

обеспечивается в условиях моря, в болотистых местностях и др. Количество скважин в

кусте определяется проектом разработки месторождения и может достигать 8-24 и более.

В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:

а)

приустьевые площадки добывающих скважин;

б)

блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;

в)

трансформаторные подстанции;

г)

площадки под ремонтный агрегат;

д)

емкость-сборник и технологические трубопроводы;

е)

факельные установки;

ж)

система телемеханики и телеметрии (блок местной автоматики).

В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки

сточных вод с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует

энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам подготовки воды и обратно, а в

составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что

повышает экологическую безопасность промысла [23, 24].

2.3.2 Сбор газа на промыслах

После извлечения газа из пласта и подъема к устью скважины газ поступает в

газопроводную сеть, а затем - на очистку и осушку на установках подготовки газа.

Существующие

системы

промыслового

сбора

природного

газа

классифицируются:

а) по степени централизации технологических объектов подготовки газа

(индивидуальные, групповые и централизованные);

При индивидуальной системе сбора (рисунок 2.8) каждая скважина имеет свой

комплекс сооружений подготовки газа

- персональную УПГ, после которого газ

поступает в сборный коллектор, далее - на ЦСП. Эта система может применяться в

начальном периоде разработки месторождения, а также на промыслах с большим

удалением скважин друг от друга.

Рисунок 2.8 - Индивидуальная система сбора [14]

При групповой системе сбора (рисунок 2.9) весь комплекс по подготовке газа

сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко

расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к

промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на общепромысловый

(центральный) пункт и далее - потребителю по магистральному газопроводу.

Рисунок 2.9 - Групповая система сбора газа на промыслах

При централизованной системе сбора (рисунок 2.10) газ со всех скважин по

индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому ЦСП, где

осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он

направляется потребителю

Рисунок 2.10 - Централизованная система сбора газа

Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще

большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более

высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные

вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор систем сбора газа обосновывается технико-

экономическим расчетом.

б) по конфигурации трубопроводных коммуникаций (бесколлекторные и

коллекторные).

При бесколлекторной системе сбора газ поступает на ЦСП от скважин по

индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины

подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы

(рисунок 2.11). Линейная система состоит из одного коллектора и применяется при

разработке вытянутых в плане месторождений с небольшим числом рядов. Лучевая

система состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей.

Кольцевая система представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую

часть месторождения и имеющий перемычки;

Подключение скважин: а) индивидуальное; б) групповое

Рисунок 2.11 - Формы коллекторной газосборной сети [25]

в)

по рабочему давлению: вакуумные (Р < 0,1 МПа), низкого давления (0,1 <

Р < 0,6 МПа), среднего давления (0,6 < Р < 1,6 МПа) и высокого давления (Р > 1,6

МПа).

На морских платформах обвязка газовых скважин преимущественно групповая,

рабочие выкиды фонтанной арматуры подсоединяются к манифольду, через который

вся продукция поступает на сепаратор первой ступени [26].

Система сбора газа должна обеспечивать и предусматривать:

а)

возможность

регулирования

распределения

отборов

по

эксплуатационному фонду скважин для обеспечения равномерной выработки запасов

газа залежи по площади и разрезу.

б)

минимизацию потерь пластовой энергии.

в) технологически обоснованное количество скважин, подключаемых к

газосборному пункту.

г) возможность проведения газогидродинамических исследований и отбор

проб пластовых флюидов скважин (групп скважин) для залежей, содержащих

свободный газ.

д) устойчивость добычи к рискам аварий и чрезвычайных ситуаций

(например, применение кольцевых схем промыслового газосборного коллектора),

сохранение герметичности и минимизацию потерь углеводородного сырья при авариях.

е) минимизацию технологических потерь

добываемого

сырья

при

обслуживании и профилактических работах.

ж)

возможность ее реконструкции при изменении условий добычи.

з) возможность совместного транспорта сырья, добываемого из различных

эксплуатационных объектов или объектов разработки.

и) использование энергии высоконапорных газовых скважин для транспорта

низконапорного газа.

2.3.3 Ввод реагента при сборе продукции газовых скважин

При добыче кислых газов необходима защита обсадных и фонтанных труб и

оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты

труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы: ингибирование;

применение для оборудования легированных коррозионностойких сталей и сплавов;

применение коррозионностойких неметаллических и металлических покрытий,

использование электрохимических методов защиты от коррозии: использование

специальных технологических режимов эксплуатации оборудования.

Узлы ввода реагента на объектах сбора и транспортировки газа включают:

а) блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;

б) блоки для дозирования и подачи ингибиторов и химреактивов;

в) склад для хранения химреактивов.

Схемы ввода ингибиторов:

- инжекция ингибиторов в межтрубное пространство;

- закачка ингибиторов непосредственно в пласт;

- введение ингибиторов в твердом состоянии.

Наибольшее применение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче

кислых газов для защиты от коррозии нашли ингибиторы коррозии. Ингибиторы

коррозии делятся на три группы:

- дезактивирующие или связывающие коррозионные агенты;

- ингибиторы анодного и катодного действия;

- ингибиторы пленочного действия.

Применяемые в нефтегазовой промышленности ингибиторы должны отвечать

целому комплексу требований и обладать высоким защитным эффектом при

минимальных концентрациях; не оказывать отрицательного воздействия на

технологические процессы сбора, подготовки, транспортировки и газа; быть умеренно

токсичными. Главное требование состоит в том, чтобы защитное действие ингибитора

было как можно более высоким, т.е. чтобы он с максимальной эффективностью

противостоял коррозионному воздействию агрессивных сред (таблицы 2.4-2.6).

Таблица 2.4 - Составы ингибиторов коррозии для серосодержащих сред

Основной компонент

Добавка

Фосфоросодержащая кислота, этаноламин

Неионогенное ПАВ

Таловое масло, полиэтиленпо-лиаминамин, пятиокись

Растворитель

фосфора, неонол

Смесь фосфитов

Дичетвертичные соли 2-(хинолил-4)бензимидазола

Полиэтиленполиамины, олеиновая кислота

Растворитель, диспергатор

Бромистый алкил, гексаметилентетрамин

Растворитель

Монохлоруксусная кислота, гексаметилентетрамин

Неионогенное ПАВ

Продукт взаимодействия борной кислоты, диэтаноламина и

Растворитель

смеси жирных кислот

Продукт взаимодействия амина, диэтаноламина и смеси

Неионогенное ПАВ,

жирных кислот

растворитель

Продукт взаимодействия талового масла или олеиновой

Неионогенное ПАВ,

кислоты и амина

растворитель

Продукт присоединения окиси этилена к жирному амину и

последующего взаимодействия полученного продукта с

органической кислотой

Углеводородный

Имидазолин, 2-гидроксиалканкарбоновая кислота, гликоль

растворитель

Смесь имидазолина с аминами

Имидазолин, хлористый бензил

Азотсодержащее вещество, алкилимидазолин

Неионогенное ПАВ, толуол

Одноатомные спирты,

Тяжелые пиридиновые основания, фенольная смола

сивушное масло

Жирный амин

Растворитель

Остатки СЖК С₂₁и выше, моноэтаноламин,

Алкилпиридины или

оксиэтилированные фенолы

пиридиновые основания

Смеси имидазолинов,аминов, пиперазинов (1-

Растворитель (ацетон,

диэтилендиамино-2-алкил-2-имидахолинов, моноамидов-

ароматические

алкилоилтриэтиленаминов и 1,4-диалкилоилпиперазинов)

углеводороды)

1-фурфуролокси-3-бензиламинопропанол-2

N-ацетил-2(2,3-дигидроксициклопентенил)анилин

Таблица 2.5 - Составы ингибиторов коррозии для кислородсодержащих сред

Основной компонент

Добавка

Первичные амины С₈-С₂₅

Неионогенное ПАВ, растворитель

Таловое масло, амины жирного ряда

Неионогенное ПАВ, растворитель

Моноэтаноламин, фосфорная кислота

Растворитель

2-алкилимидазолин, кубовые остатков СЖК

ПАВ ОП-7 или ОП-9

Сульфат кобальта, гидрохинон,

Легкокипящие амины, эфиры, этиленгиликоли

оинол, оксим

Монометиламин и диметиламин, формальдегид

Растворитель, диспергатор

Продукт конденсации моноэтаноламина и фенола

Одноатомные спирты

Таблица

2.6

- Составы ингибиторов коррозии для сероводородсодержащих и

углекислотных сред

Основной компонент

Добавка

Полиэфир, фосфоросодержащий агент,

Смесь моноалкиловых эфиров и моно-

аминосодержащий агент

или диэтиленгликолей

Смесь производных циклогексиловых эфиров

Дипроксамин

(синтетическое масло)

Побочный продукт гидрирования бензола

В качестве основы ингибиторов анаэробной коррозии бактерицидного действия

используют: первичные алифатические амины фракции С₈

- С₁₈; продукты

взаимодействия первичных и вторичных алифатических аминов с техническим

диметилфосфитом [27].

В качестве ингибиторов гидратообразования применяют спирты (метанол,

моно-, ди- и триэтиленгликоли) и, ограниченно, водные растворы хлористого кальция.

Ингибиторы вводятся в поток газа перед участками возможного

гидратообразования. Ввод осуществляется централизованно - от одной установки на

сборном пункте в группу скважин, промысловые коммуникации и технологические

аппараты (с помощью дозировочного насоса) или индивидуально - в каждый объект

(насосом либо самотёком). Максимальный эффект достигается при постоянном

поступлении ингибиторов (независимо от схемы ввода) с помощью форсунок

(в распылённом состоянии).

Регенерация отработанных ингибиторов гидратообразования проводится

методом ректификации (для метанола и гликолей) или упариванием (для растворов

хлористого кальция).

Перспективно использование в качестве ингибиторов гидратообразования

продуктов нефтехимического производства (полипропилен-гликоль, этилцеллюлозы), а

также применение комплексных ингибиторов. Последние предназначены для

предупреждения гидратообразования и коррозии, а также солеотложения [28].

2.4 Промысловая подготовка газа

Целью промысловой подготовки газа является его очистка от механических

примесей, тяжелых углеводородов, капельной влаги и паров воды, сероводорода и

углекислого газа.

Очистка газа от механических примесей, капельной жидкости осуществляется в

сепараторах на УКПГ, УППГ, в пылеуловителях на ДКС.

В случае применения метанола в системе сбора следует предусматривать

мероприятия, позволяющие выделять из газа метанольную воду и направлять ее на

утилизацию.

Установки, предназначенные для подготовки газа и извлечения конденсата на

газоконденсатных месторождениях, должны быть спроектированы с учетом влияния

снижения пластового давления на их работу. В первую очередь имеются в виду

изменения состава и количества сырья, снижение в составе конденсата тяжелых

фракций, когда конденсат используется для производства какого-либо продукта:

абсорбента, моторных топлив и т.д.

2.4.1 Предварительная подготовка газа

Установка предварительной подготовки газа (УППГ) предназначена для сбора

газа, поступающего из скважин, и его первичной подготовки (сепарации) при

централизованной системе сбора и подготовки газа.

Для очистки газа от жидких и твердых примесей у скважин устанавливают

газосепараторы. По принципу действия различают газосепараторы гравитационные

(рисунок

2.12, а), центробежные (циклонные) (рисунок

2.12, б), инерционные

(насадочные) центробежные (циклонные) (рисунок 2.13) и смешанного типа (рисунок

2.14). Гравитационные аппараты делятся на вертикальные и горизонтальные.

Вертикальные гравитационные аппараты рекомендуют для сепарации газов,

содержащих твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют

лучшие условия очистки и дренажа. В гравитационном газосепараторе отделение

твердых и жидких частиц от газа происходит в результате резкого снижения скорости

движения струи газа и повороте ее на 180°.

Схема простейшего гравитационного сепаратора показана на рисунке

2.12 (а).

В этом сепараторе газ из скважины поступает по входной трубе 1 (скорость газа

в нем достигает 15 20 м/с) и при выходе из нее поворачивает вверх по выкидной трубе

2. При этом сокращается скорость струи и твердые частицы и капли жидкости оседают

на дно сосуда. Скопившиеся примеси удаляются из сепаратора через штуцер 3.

Рисунок 2.12 - Гравитационный односекционный сепаратор (а) и схема движения

газов в циклоне (б) [29]

Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром

400

1650 мм,

горизонтальные диаметром

400-1500 мм. При оптимальной скорости газа

эффективность сепарации достигает

70-80

%. Опыт эксплуатации показал, что

скорость потока газа на выходе не должна превышать 0,1 м/с при давлении 6 МПа. Из-

за большой металлоемкости и недостаточной их эффективности гравитационные

сепараторы применяют редко.

На рисунке 2.12 (б) схематически изображена работа циклонного сепаратора.

Корпус циклона и патрубок для выхода газа образуют внутреннее кольцевое

пространство. В нижней части выполнено отверстие для отвода осадка из циклона. При

тангенциальном вводе газ в сепараторе приобретает в кольцевом пространстве и

конусе вращательное движение, вследствие чего из газа выпадают механические

взвеси (твердые и жидкие) и опускаются в сборный бункер. Газ с уменьшенной

скоростью выходит через выходной патрубок.

Насадочные сепараторы относительно просты по конструкции и поэтому находят

широкое применение в процессах газоочистки, когда в обрабатываемых газах нет

твердой фазы. Для запыленного газа используется мокрая очистка (с орошением слоя

насадки).

Для очистки природного газа от капельной влаги разработана конструкция

насадочного сепаратора. Сепаратор (рисунок 2.13), содержащий корпус с патрубками

входа 2 неочищенного газа и выхода 3 очищенного газа, сепарационное устройство 4 и

5, тарелку 6 с трубой 7 слива жидкости и сборник жидкости 10, отличающийся от

известных аппаратов тем, что сепарационное устройство состоит из двух частей

(секций) - нижней и верхней. Секции выполнены в виде двух пакетов регулярной

насадки, установленных с образованием между ними свободного пространства, в

котором размещен распределитель орошения

13, а сборник жидкости снабжен

вертикальной перегородкой 8.

Рисунок 2.13 - Схема насадочного газосепаратора [30]

Сепаратор работает следующим образом: через штуцер

2 подается газ с

дисперсной фазой. На выходе из штуцера имеются контактные устройства (отбойники),

которые улавливают крупнодисперсную фазу (механические включения и капли).

Отсепарированная фаза попадает в нижнюю часть аппарата 9, где выводится через

патрубок 11. Далее после предварительной очистки газ после штуцера 2 поступает

через распределительную решетку 6 в слой насадки 4. Слой насадки 4 орошается

водой оросителем 13 для повышения эффективности очистки газа от дисперсной

фазы. Загрязненная жидкость из слоя 4 удаляется через трубу 7 в нижнюю часть

аппарата 10, где выводится через патрубок 12. Секция насадки 5 выполняет роль

демистера (каплеуловителя). Очищенный газ удаляется через штуцер 3.

1 - корпус; 2 - вход неочищенного газа; 3 - выход очищенного газа; 4 - выход отделяемой жидкости;

5 - входная секция; 6 - фильтрующая секция; 7 - прямоточно-центробежные сепарационные

элементы; 8 - газораспределительное устройство; 9 - усеченный конус/пирамида

газораспределительного устройства 8; 10 и 11 - направляющие решетки; 12 - разборные тарелки;

13 - кольцевые сетчатые насадки; 14 - газораспределительная решетка

Рисунок 2.14 - Пример исполнения комбинированного газосепартора

2.4.2 Комплексная подготовка газа

Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) предназначена для сбора,

подготовки газа и конденсата в соответствии с требованиями соответствующих

отраслевых и государственных стандартов при децентрализованной системе сбора и

подготовки газа.

Товарный газ по показателям качества должен удовлетворять требованиям

государственного стандарта [31], в качестве сырья и топлива для промышленного и

коммунально-бытового использования или отраслевого стандарта [32], при подаче в

магистральный газопровод.

Для осушки и отбензинивания газа принимаются следующие типовые способы:

- абсорбционная осушка;

- адсорбционная осушка;

- низкотемпературная сепарация;

- низкотемпературная абсорбция;

- масляная абсорбция.

На газовых (бесконденсатных) месторождениях для подготовки газа

рекомендуются способы абсорбционной или адсорбционной осушки.

Причем

последний используется, если по условиям транспортирования требуется

минимальная точка росы обрабатываемого газа (ниже минус 25 °С).

2.4.2.1 Очистка газа от кислых компонентов

Известные методы очистки газов от сероводорода можно разделить на три

группы:

1 группа - абсорбционные;

2 группа - адсорбционные;

3 группа - окислительные.

Абсорбционные методы очистки подразделяются на:

- химическую абсорбцию в поглотителе с помощью водных растворов аминов,

поташа, щелочей и др.;

- физико-химическую абсорбцию (процесс ректизол, а также другие процессы, в

которых сероводород растворяется в поглотителе при пониженных температурах и

повышенном давлении).

Адсорбционные методы очистки основаны на способности сероводорода

сорбироваться на твердых поверхностях различных веществ, таких, как искусственные

и естественные цеолиты, активированный уголь, твердые хемосорбенты на основе

окислов железа и др.

Окислительные методы основаны на том, что сероводород является

восстановителем и легко может быть окислен до элементарной серы, сульфитов и

сульфатов различными веществами (водно-щелочной раствор комплексных

соединений железа).

Принципиальная схема очистки газа от сероводорода методом абсорбции

приведена на рисунке 2.15, информация о технологическом процессе дана в таблице

2.7.

1 - абсорбер; 2 - выпарная колонна (десорбер); 3 - теплообменник; 4,8 - холодильник; 5 - емкость-

сепаратор; 6, 7 - насосы

Рисунок 2.15 - Принципиальная схема очистки газа от сероводорода

Таблица

2.7

- Описание технологического процесса очистки газа от кислых

компонентов

Основное

Этап процесса

Входной поток

Выходной поток

технологическое

(подпроцесс)

оборудование

Природный газ;

Абсорбция кислых

Природный газ и амины

Абсорбер

амины

компонентов

(сероводород и др.)

Природный газ и

Выделение

Очищенный природный

Дегазатор

амины

очищенного

газ;

природного газа

амины, насыщенные

кислыми компонентами

и водяным паром

Аминовый раствор,

Регенерация аминов

Регенерированный

Десорбер

насыщенный

аминовый раствор;

кислыми

кислые газы и водяной

компонентами

пар

Кислые газы и

Конденсация влаги

Кислые газы; водяной

Сепаратор

водяной пар

из кислых газов

пар

Аминовый раствор

Охлаждение

Аминовый раствор

Теплообменник,

аминового раствора

холодильник

Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и поднимается вверх через систему

тарелок. Навстречу газу движется концентрированный раствор абсорбента. Роль

жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов:

моноэтаноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА) и триэтаноламина.

Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содержащимся в

газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через

скрубберную секцию, в которой задерживаются капли абсорбента.

На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну 2 через теплообменник 3.

В нижней части колонны он нагревается до температуры около 100^оС. При этом происходит

разложение соединения сероводорода с абсорбентом, после чего сероводород,

содержащий пары этаноламинов, через верх колонны поступает в холодильник 4. В

емкости 5 сконденсировавшиеся пары абсорбента отделяются от сероводорода и насосом

6 закачиваются в выпарную колонну. Газ же направляется на переработку.

Горячий регенерированный абсорбент из нижней части колонны 2 насосом 7

подается для нового использования. По пути абсорбент отдает часть своего тепла в

теплообменнике

3, а затем окончательно остужается в холодильнике

8. Работа

этаноламиновых газоочистных установок автоматизирована. Недостатком процесса

является относительно большой расход абсорбента.

2.4.2.2 Осушка газа

Промысловая подготовка газов к транспортировке осуществляется двумя

основными способами:

- абсорбционная осушка с применением жидких поглотителей влаги (абсорбентов)

- обычно концентрированных водных растворов гликолей (рисунок 2.16);

- адсорбционная осушка газа с использованием твердых адсорбентов влаги -

селикагеля, цеолитов и др.

На рисунке 2.16 показана технологическая схема абсорбционной (гликолевой)

осушки газа.

1 - первичный сеператор; 2 - абсорбер; 3 - десорбер; 5, 6, 7 - темпообменники;

8, 9 - емкостное оборудование; 10 - фильтр; 11, 12 - насосы

Рисунок 2.16 - Принципиальная схема гликолевой осушки газа [33, 34]

Сырой газ со сборного пункта поступает во входной (первичный) сепаратор 1,

где от него отделяется капельная влага и далее поступает в абсорбер 2, где он

осушается, контактируя с раствором концентрированного гликоля.

Осушенный газ, пройдя фильтр для улавливания мелкодисперсного гликоля 10,

поступает в магистральный газопровод или подается потребителю.

В схему входит колонна регенерации насыщенного гликоля

23, а также

теплообменники 5, 6, 7, насосы 11, 12 и емкостное оборудование 8, 9.

Наибольшее распространение в России получила абсорбционная технология с

применением диэтиленгликоля (ДЭГ) в качестве основного абсорбента, тогда как в

зарубежной практике чаще используется триэтиленгликоль [33].

Установка абсорбционной осушки обычно включает следующее оборудование:

- абсорбер;

- теплообменники;

- холодильники;

- выветриватели;

- десорбер;

- промежуточные емкости;

- насосы и фильтры раствора.

Технологический процесс адсорбционной осушки газа заключается в

избирательном поглощении порами поверхности твердого адсорбента молекул воды из

газа, с последующим извлечением их из пор посредством применения внешних

воздействий. В качестве адсорбентов применяют: оксиды алюминия, синтетические

цеолиты, силикагели.

На рисунке 2.17 представлен процесс адсорбционной очистки газа.

1, 2 - адсорберы; 3 - подогреватель; 4 - первичный сепаратор; 5 - емкости; 6 - разделитель; 7 -

фильтр; 8 - холодильник

Рисунок 2.17 - Принципиальная технологическая схема установки подготовки

природного газа методом адсорбционной осушки [35]

Сырой газ со сборного пункта поступает во входной (первичный) сепаратор 4,

где от него отделяется жидкая фаза, далее влажный газ поступает в адсорбер 1, где он

проходит снизу вверх через слой адсорбента - твердого вещества, поглощающего

пары воды. Далее осушенный газ, пройдя фильтр 7 для улавливания уносимых

частичек адсорбента, поступает в магистральный газопровод или подается

потребителю.

Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного

(12-16 ч)

времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают

и выводят на регенерацию. Для этого из газовой сети отбирается сухой газ и

направляется в подогреватель 3, где он нагревается до температуры 180-200 °С.

Далее газ подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего

поступает в холодильник 8.

Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется для

осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6-7 ч. После

этого в течение около 8 ч адсорбер остывает.

Преимущества адсорбционной осушки газа:

- достигается низкая температура точки росы осушенного газа в широком

диапазоне технологических параметров;

- компактность и низкие капитальные затраты для установок небольшой

производительности;

- изменение давления и температуры не оказывает существенного влияния на

качество осушки.

Недостатки:

- высокие капитальные вложения при строительстве установок большой

производительности;

- возможность загрязнения адсорбента и связанная с этим необходимость его

замены;

- большие потери давления в слое адсорбента;

- большой расход тепла.

Установка

адсорбционной осушки традиционно включает следующее

оборудование:

- сепаратор сырого газа;

- адсорберы;

- воздушные холодильники;

- подогреватели газа;

- компрессоры для дожатия газа регенерации.

2.4.2.3 Отбензинивание газа

На газоконденсатных

месторождениях для отбензинивания газа могут

применяться следующие способы:

- низкотемпературная сепарация (НТС);

- низкотемпературная абсорбция (НТА);

- масляная абсорбция.

Установка НТС включает следующий минимальный набор оборудования:

- сепаратор I ступени;

- узел впрыска в поток газа ингибитора гидратообразования (метанола, 70-80 %

ДЭГа или других гликолей);

- рекуперативные теплообменники;

- дроссель, эжектор утилизации газа выветривания, холодильную машину;

- низкотемпературный сепаратор (сепаратор тонкой очистки);

- разделители газового конденсата и воды с ингибитором гидратообразования.

На рисунке 2.18 приведен пример технологической схемы подготовки природного

газа методом низкотемпературной сепарации.

Сырой газ со сборного пункта поступает на первую ступень сепарации во

входной сепаратор

1, где от газа отделяется водная фаза и нестабильный

углеводородный конденсат. Далее отсепарированный газ поступает в теплообменник 2

типа «газ - газ» для рекуперации холода сдросселированного газа, где охлаждается на

10-15 °С и более. Охлажденный газ из теплообменника подают на расширительное

устройство (дроссель) 3, после которого его температура вследствие эффекта Джоуля-

Томсона понижается еще на 10-20 °С.

После дроссельного устройства

2 обрабатываемый газ вместе со

сконденсировавшейся жидкой фазой поступает в низкотемпературный сепаратор 4.

1 - первичный сепаратор; 2 - теплообменник; 3 - дроссель; 4 - низкотемпературный сепаратор;

5 - теплообменник; 6 - разделитель; 7 - компрессор; 8 - аппарат воздушного охлаждения

Рисунок 2.18 - Принципиальная технологическая схема установки подготовки

природного газа методом низкотемпературной сепарации

Здесь от него отделяется жидкая фаза (водная и углеводородная), а очищенный

от влаги и тяжелых углеводородов (С₅₊) холодный газ проходит рекуперативный

теплообменник 2 в противотоке с «сырым» газом и далее поступает в газопровод в

качестве товарного продукта.

Эффективность охлаждения газа посредством использования процесса

изоэнтальпийного расширения газа с рекуперацией холода может достигать 10-12 °С

на 1 МПа свободного перепада. Впрыск ингибитора гидратообразования (гликоли,

метанол) предусматривается как перед теплообменником 2, так и перед дросселем в

объеме, необходимом для обеспечения безгидратного режима эксплуатации

технологического оборудования.

Водная фаза (т.е. водный раствор ингибитора) и углеводородный конденсат,

выделившийся в сепараторе

4, поступают в разделитель 6, где углеводородный

конденсат частично дегазируется. Далее конденсат направляют на установку его

стабилизации или закачивают в газопровод. Отработанный водный раствор ингибитора

гидратообразования направляют на установку регенерации.

C целью более рационального использования энергии пласта в схему вместо

штуцера может быть включён турбодетандерный агрегат. При снижении давления газа

(в процессе разработки месторождения) до значения, при котором не представляется

возможным обеспечить заданную температуру сепарации за счёт энергии пласта, в

схему включается источник искусственного холода

- холодильный агрегат.

Технологический режим установки HTC определяется термодинамической

характеристикой месторождения, составом газа и конденсата, a также требованиями,

предъявляемыми к продукции промысла [36].

Преимущества низкотемпературной сепарации газа:

- низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особенно в

начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;

- помимо извлечения жидких углеводородов, одновременно осуществляется и

осушка газа до требуемых отраслевым стандартом кондиций;

- установки НТС достаточно просты в эксплуатации и техническом

обслуживании, тем самым возможно использование технического персонала средней

квалификации (это обстоятельство и позволяет осуществлять процесс в промысловых

условиях);

- легкость регулирования технологического процесса и его автоматизации в

условиях газопромысла;

- возможности постепенного дополнения и развития технологии при снижении

пластового давления и, соответственно, уменьшении свободного перепада давления,

так что уже на момент проектирования установки могут быть предусмотрены

различные перспективные варианты продления срока ее эффективной эксплуатации (в

частности, за счет использования внешних источников холода, а также подключения

дожимных компрессорных станций).

Недостатки:

- несовершенство термодинамического процесса однократной конденсации, при

этом степень извлечения из природного газа целевых компонентов при заданных

температуре и давлении в концевом низкотемпературном сепараторе зависит только

от состава исходной смеси;

- в процессе эксплуатации пластовое давление падает (при этом содержание

углеводородного конденсата в пластовом газе уменьшается), так что «свободный перепад»

давления на дросселе уменьшается (происходит «исчерпание» дроссель-эффекта), и,

следовательно, повышается температура сепарации, - в результате не только удельное

количество, но и степень извлечения целевых компонентов уменьшается;

- термодинамическое несовершенство дроссельного расширения газа как

холодопроизводящего процесса по сравнению с турбодетандерным.

Низкотемпературная абсорбция основана на различии в растворимости

компонентов газа в жидкой фазе при низких температурах и последующем выделении

извлеченных компонентов в десорберах, работающих по полной схеме ректификации.

Преимущество НТА состоит в том, что разделение углеводородных газов можно

осуществлять при умеренных температурах, используя в качестве источника холода,

например, пропановые испарители.

Также процесс низкотемпературной абсорбции является экономичным

благодаря высокой интенсивности сорбции целевых компонентов, возможности

использования легкого абсорбента. Это позволяет снизить количество

циркулирующего поглотителя и обеспечить полное извлечение из газа пропана и

достаточно высокое извлечение этана с получением его в качестве целевого продукта.

Недостатком является то, что установка предполагает потери пропана с

очищенным газом, отводимым с верха абсорбера, и газом деэтанизации из

абсорбционно-отпарной колонны.

На установках НТА охлаждение газа следует производить за счет дроссель-

эффекта, а при отсутствии его в схему необходимо включать источник искусственного

холода. Установка НТА должна проектироваться на базе установки НТС с добавлением

абсорбционной колонны или с заменой низкотемпературного сепаратора абсорбером-

сепаратором (рисунок 2.19).

Процесс

низкотемпературной

абсорбции

проводят

при

давлении

55 МПа и температуре-60 °С, а в качестве ингибитора гидратообразования

предусматривается метанол.

Для обеспечения кондиции газа установка масляной абсорбции должна

сочетаться с установкой осушки газа. Установка масляной абсорбции включает

следующее оборудование:

- сепаратор;

- абсорбционную колонну или абсорбер-сепаратор;

- установку регенерации абсорбента.

Пример технологической схемы масляной абсорбции газа представлен на

рисунке 2.20.

Рисунок 2.20 - Типовая схема установки масляной абсорбции

Процесс очистки газа на такой установке происходит следующим образом:

поступающий на установку газ охлаждается в охладителях и поступает в сепаратор,

после которого направляется в абсорбер, в котором происходит выделение основной

части тяжелых углеводородов из газа. Насыщенный углеводородами абсорбент

поступает в центральную часть отпарной колонны, ниже в эту же колонну поступает

жидкая фаза из сепаратора. Сверху отпарной колонны подается регенерированный

абсорбент.

В ходе процесса из абсорбента, подающегося вниз колонны, удаляются легкие

углеводороды (метан, этан) и поглощаются абсорбентом углеводороды от пропана и

выше. Полностью насыщенный абсорбент из нижней части колонны поступает в

теплообменник, где нагревается и подается в десорбер на отгонку широкой фракции

легких углеводородов, после чего регенерированный абсорбент подается снова в

абсорбер и технологический цикл повторяется.

Для месторождений, расположенных в северных районах, газ, поступающий в

магистральный газопровод, должен иметь температуру, близкую к температуре грунта,

в целях обеспечения стационарного состояния системы газопровод

многолетнемерзлые грунты. Снижение температуры газа, поступающего

магистральный газопровод, с применением станций охлаждения газа обосновывается

проектными расчетами.

2.4.2.4 Установка стабилизации газового конденсата

Для стабилизации газового конденсата используются 3 метода:

1. Ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация);

2. Ректификация в стабилизационных колоннах;

3. Комбинирование сепарации и ректификации.

Технология стабилизации конденсата дегазацией

Стабилизация газового конденсата дегазацией или сепарацией основана на

снижении растворимости низкокипящих углеводородов в конденсатах при повышении

температуры и понижении давления. Обычно такая технология процесса стабилизации

применяется на месторождениях, имеющих низкий конденсатный фактор.

Для стабилизации конденсата можно применять 1-, 2- и 3-ступенчатые схемы

дегазации. Выбор количества ступеней зависит от содержания низкокипящих

углеводородов в конденсате: чем оно больше, тем необходимо большее число

ступеней.

Технология стабилизации конденсата ректификацией

Сбор и утилизация газов дегазации конденсата связаны с большими

энергетическими затратами, поэтому при больших объемах перерабатываемого

конденсата применяют стабилизацию с использованием ректификационных колонн.

Технология имеет ряд преимуществ, в частности, энергия нестабильного конденсата

рационально используется, полученный стабильный конденсат отличается низким

давлением насыщенных паров и др.

Ректификационная стабилизация газового конденсата проводится чаще всего в 2

или 3 колоннах, что дает возможность, кроме газов стабилизации и стабильного

конденсата, получить пропан-бутановую фракцию (или пропан и бутан).

На современных установках также применяют комбинирование процессов

сепарации и ректификации, что позволяет повысить технологическую гибкость

процесса и уменьшить энергозатраты.

Процессы стабилизации газового конденсата рассматриваются в справочнике по

переработке природного и попутного газа.

2.4.3 регенерации реагента

На установках подготовки газа и газового конденсата производится регенерация

реагентов: метанола, гликолей, аминов.

Регенерацию метанола из водного раствора (водометанольной смеси с

содержанием метанола от 15 до 75 % масс.) производят методами ректификации и

огневой регенерации. Регенерированный метанол с содержанием воды не более 10 %

массовых направляется по трубопроводу в резервуарный парк (рисунок 2.21).

Рисунок 2.21 - Схема регенерации метанола

В таблице 2.8 приведены сведения о технологическом процессе регенерации

метанола.

Таблица 2.8 - Описание технологического процесса регенерации метанола

Основное

Этап процесса

Входной поток

Выходной поток

технологическое

(подпроцесс)

оборудование

Водо-метанольный

Отделение

Водо-метанольный

Сепаратор

раствор

конденсата и

раствор, газ дегазации,

частичная дегазация

конденсат

Водо-метанольный

Нагрев

Водо-метанольный

Теплообменник

раствор

Водо-метанольный

Разделение

Метанол, водяной пар

Колонна

раствор

метанола и воды

Регенерация гликолей. После насыщения парами воды проводят регенерацию

гликолей и возвращают в процесс абсорбции. В зависимости от глубины осушки

используют различные способы регенерации: ректификация при атмосферном

давлении и под вакуумом, азеотропная перегонка, отпарка воды с применением

отдувочного газа, огневая регенерация (таблица 2.9, рисунок 2.22).

Таблица 2.9 - Описание технологического процесса огневой регенерации гликоля

Основное

Этап процесса

Входной поток

Выходной поток

технологическое

(подпроцесс)

оборудование

Гликоль на

Выветривание

Выветренный гликоль,

Блок дегазации

регенерацию

газ

Выветренный

Фильтрация

Фильтрованный гликоль,

Блок фильтров

гликоль

соли в солесборник

Фильтрованный

Огневая

Регенерированный

Установка огневой

гликоль

регенерация

гликоль

регенерации

1 - вакуумная колонна; 2 - вакуумный испаритель; 3 - буферная емкость; 4 - штуцер выхода паров;

5 - люк-лаз; 6 - тарелка дефлегматора; 7 - тарелка верхняя; 8 - секция регулярной насадки; 9, 11 -

тарелка средняя; 10, 18 - штуцер входа гликоля; 12 - щтуцер предохранительного клапана; 13 -

жаровые трубы; 14 - труба дымовая; 15 - штуцер топливного газа; 16, 21 - штуцер дренажа; 17, 19,

20 - штуцер выхода гликоля; 22 - штуцер выхода гликоля в солесборник; 23 - штуцер входа гликоля

из солесборника; 24 трубный пучок

Рисунок 2.22 - Схема огневой регенерации гликоля

Регенерация аминов (рисунок 2.23, таблица 2.10) осуществляется в несколько

стадий:

- за счет дегазации при снижении давления в гидротурбине и после подогрева в

рекуперативных теплообменниках;

- методом отпарки кислых компонентов в регенераторе; из регенератора 2/3

полурегенерированного раствора направляется в среднюю часть абсорбера и 1/3 часть

регенерированного раствора подается в верхнюю часть абсорбера. Каждая установка

оборудована узлом сбора и фильтрации раствора амина, что максимально снижает

потери амина.

1 - эжектор; 2 - сепаратор; 3 - рекуперационный теплообменник; 4 - десорбер;

5 - конденсатор; 6 - нагреватель; 7 - дроссельный вентиль; 8 - емкостный сепаратор;

I - насыщенный аминовый раствор; II - пары сепарации; III - газ выветривания;

IV - дегазированный аминовый раствор; V - пары; VI - кислый газ; VII - рефлюкс; VIII, IX, Х -

регенерированный аминовый раствор; XI - сконцентрированный регенерированный абсорбент

Рисунок 2.23 - Схема регенерации аминового раствора

Таблица 2.10 - Описание технологического процесса регенерации аминового раствора

Основное

Этап процесса

Входной поток

Выходной поток

технологическое

(подпроцесс)

оборудование

Амины

на

Дегазация

Дегазизованный

Сепаратор

регенерацию

аминовый раствор;

газ выветривания

Дегазизованный

Нагревание

Нагретый

Рекуперационный

аминовый раствор

дегазизованный

теплообменник

аминовый раствор

Нагретый

Выделение кислых

Регенерированный

Десорбер

дегазизованный

газов.

аминовый раствор;

аминовый раствор

кислые газы

2.4.4 регенерации сорбента

К основным видам промышленных адсорбентов, применяемых при осушке газа,

следует отнести силикагели, синтетические цеолиты и окись алюминия.

Типовая схема регенерации адсорбента горячим осушенным газом позволяет

получить сравнительно низкую остаточную влажность регенерированного адсорбента,

а следовательно, и более низкую температуру точки росы газа в начале стадии

адсорбции. Однако эта технология имеет ряд существенных недостатков, резко

снижающих ее надежность и ухудшающих технико-экономические показатели работы

УКПГ.

До начала периода компрессорной эксплуатации месторождения (ввода в

эксплуатацию ДКС) работоспособность такой системы регенерации определяется

главным образом надежностью узла компримирования газа, причем степень сжатия

осушенного газа и давление его в печи определяются гидравлическим сопротивлением

адсорбера, в котором в данный момент идет стадия адсорбции. Изменение

гранулометрического состава адсорбента во времени, его измельчение и отклонения

от проектных параметров технологического режима ведут к столь существенному росту

гидравлического сопротивления адсорберов, что установленные компрессоры не могут

обеспечить подачу требуемого количества газа через аппараты. Все это ведет к

необходимости сбрасывать на факел от 200 до 750 тыс. м³/сут. добытого и осушенного

газа. Применение технологии регенерации горячим осушенным газом ведет к

некоторому увеличению нагрузки на систему осушки газа (на

3-3,5

%), так как

циркулирующий в системе газ регенерации не подается в магистральный газопровод.

Такая технология требует практически непрерывной и надежной эксплуатации на

каждой УКПГ всего компрессорного оборудования [38].

2.4.5 Пункты учета и замера

Узлы замера продукции скважин

Для контроля за режимом работы эксплуатационных скважин и замера их дебита

в обвязке устьев скважин следует применять приборы, принцип действия которых

основан на измерении перепада давления, создаваемого при прохождении газа через

сужающее устройство:

- расходомеры (измерители докритического течения);

- ДИКТ (диафрагменные измерители критического течения).

Тип замерного устройства выбирается в зависимости от конкретных условий

исследуемой скважины: дебита скважины, максимального рабочего давления, наличия

мехпримесей, влаги и т.д.

Для

газогидродинамических исследований скважин

и определения

количественного содержания в газе твердых и жидких фаз рекомендуются блочные

замерные установки, которые монтируются на продувочной линии.

Для измерения количества продукции по каждой отдельной скважине на

площадках кустов скважин могут предусматриваться также передвижные замерные

сепараторы.

Для замера продукции скважин на промысле УКПГ, УППГ с количеством скважин

более

4-х следует предусматривать блоки замерных сепараторов, позволяющих

замерять продукцию скважин: газ, конденсат, пластовая вода.

2.4.6 Поверочный пункт конденсата газа

Для пунктов товарного учета конденсата рекомендуется использовать

автоматизированные расходомерные системы с применением диафрагменных или

турбинных расходомеров.

Для пунктов оперативного учета конденсата рекомендуется использовать

механические (или комбинированные электромеханические) расходомерные системы с

применением диафрагменных или турбинных расходомеров.

Наряду с вышеупомянутыми, допускается применение и других типов

расходомеров, обеспечивающих требуемую по стандартам точность измерения,

например, вихревые, ультразвуковые и т.п.

Блок измерительных линий поверочной установки включает:

- измерительные линии собираются по коллекторной схеме;

- в состав блока входят резервные линии, на случай выхода из строя одной из

основных линий. Переключение может производиться как в ручном, так и

автоматическом режиме;

- предусматривается контрольная линия для подтверждения показаний

основных измерительных линий;

- для поверки и калибровки основных расходомеров по месту производится

отбор рабочей среды на поверочную установку.

2.4.7 Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины

Блоки дозирования реагентов (БДР) предназначены для дозированного ввода

жидких деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов солеотложений,

ингибиторов гидратообразования и др. в трубопровод промысловой системы

транспорта и подготовки газа, газовые скважины с целью осуществления защиты

трубопроводов и оборудования от коррозии, гидратообразования и пр.

Выделяют отдельный класс БДР - БДР скважинные.

Конструктивные особенности и состав блоков (рисунок 2.24):

- основное оборудование блока расположено в металлическом корпус-

контейнере. В зависимости от климатических условий возможно изготовление

утепленного варианта корпус-контейнера;

- в блоке расположены насос-дозатор; емкость технологическая c датчиком

уровня; фильтр тонкой очистки; визуальный указатель уровня; трубопроводная обвязка

с электроконтактным манометром; система (шкаф) управления взрывозащищенного

исполнения;

- исполнение емкости, деталей и узлов, контактирующих с реагентом,

коррозионно-стойкое (нержавеющая сталь). При необходимости блок может быть

укомплектован наземным трубопроводом и узлом ввода реагента в скважину.

Рисунок 2.24 - Оборудование блока дозирования реагентов

2.4.8 Технологические емкости ГЖ и ЛВЖ, промежуточный резервуарный

парк хранения конденсата газа

Резервуары на складах (парках) для

сжиженных

углеводородов

рекомендуют располагать группами. Резервуарный парк состоит из одной, или

нескольких групп резервуаров. В каждой группе размещают резервуары,

аналогичные по своим конструктивным особенностям (горизонтальные, шаровые,

изотермические и т.п.).

При хранении на одном складе (парке) ЛВЖ и ГЖ совместно со сжиженными

углеводородами и ЛВЖ под давлением резервуары ЛВЖ и ГЖ устанавливают в

самостоятельной группе (группах).

Дренажные и факельные емкости, а также сепараторы на линиях сброса

предохранительных клапанов располагают вне обвалования склада (парка). «Свечу»

размещают вне обвалования с подветренной стороны к резервуарам и другим

сооружениям склада. Высоту «свечи» определяют по коэффициенту рассеивания и

принимают не менее 30 м.

В пределах противопожарных расстояний не рекомендуют размещение

временных и постоянных объектов, устройств и сооружений. Не рекомендуют

размещение сливоналивных эстакад в составе промежуточных складов.

Блок буферной емкости

Предназначен для создания буферного объема нестабильного конденсата перед

насосами для обеспечения их стабильной работы при подаче жидкости в

конденсатопровод.

Блок дренажной емкости

Предназначен для сбора и временного хранения жидкой фазы (газовый

конденсат, вода) из технологических аппаратов и трубопроводов с последующей

откачкой насосами откачки.

Блок сбора конденсата

Предназначен для сбора жидкой фазы (газовый конденсат, вода).

2.4.9 Подготовка газа и газоконденсата на морских месторождениях

При выборе способа подготовки газа и конденсата учитывают следующие

факторы:

- физический и химический состав пластовой продукции и технологических

жидкостей;

- возможные и предельно допустимые величины скоростей потоков, давления и

температуры, а также концентрации коррозионно-агрессивных компонентов во всех

элементах жидкостных и газовых систем (емкости под давлением, трубопроводы и

т.д.);

- качку для плавучих морских платформ;

- дальность и режим транспортирования газа.

В зависимости от условий транспортировки осуществляют предварительную или

полную подготовку (осушку) газа, обеспечивающую транспортировку газа в

безгидратном режиме.

ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА (ИТС 29-2017) - часть 1