ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА (ИТС 29-2017)

Все процессы текущей и намечаемой деятельности по добыче газа связаны со

следующими видами воздействия на ОС (экологическими аспектами):

- загрязнение атмосферного воздуха;

- загрязнение поверхностных и подземных водных объектов;

- образование и размещение отходов производства и потребления;

- нарушение земель и почвенного покрова;

- воздействие на растительный и животный мир;

- потребление энергии;

- физические воздействия на ОС (шум, вибрация, излучения);

- воздействие на геологическую среду (многолетнемерзлые породы, подземные

воды и т.п.).

При проведении буровых, строительных и ремонтных работ, в том числе на шельфе,

наряду с перечисленными, существуют специфические экологические аспекты, связанные:

- с загрязнением водной, в том числе морской, среды взвешенными веществами

(повышение мутности воды);

- с воздействием на ареалы обитания растений и животных при изъятии земель

под строительство и т.п.

Принцип постоянного улучшения реализуется путем постановки экологических целей и

задач, выделения ресурсов и распределения ответственности для их достижения и

выполнения. Экологические цели ставятся с учетом технологических показателей НДТ.

Снижение технологических потерь и потребления природного газа на собственные

нужды при добыче достигается в результате применения следующих решений:

 использование интегрированных автоматизированных систем управления

технологическими процессами на газовых промыслах (включая скважины, газосборные

сети, УКПГ (УППГ), ДКС) с комплексным регулированием технологических режимов

объектов добычи и промысловой подготовки газа;

 создание комплексных автоматизированных систем управления энергообеспечением

газовых промыслов, реализующих централизованный контроль и управление

объектами электро-, тепло-, водоснабжения и учет потребления энергоресурсов;

 оптимизация режима работы горелочных устройств на устьевых

подогревателях эксплуатационных скважин;

 отключение устьевых подогревателей газа на эксплуатационных скважинах,

которое позволяет экономить расход газа в качестве топлива для горелок устьевых

подогревателей пластовой смеси в весенне-летний и летне-осенний период;

 использование устройства детонационного розжига в факельном устройстве;

 использование технологий ремонта без остановки технологического процесса;

 подогрев топливного газа ГПА в блоке подготовки газа с использованием

горячей воды системы отопления ДКС;

 использование тепла отходящих дымовых газов ГПА для системы отопления;

 герметизация арматуры и оборудования цехов по добыче газа и газового

конденсата;

 использование газа выветривания для подогрева печей в УСКиРМ;

 размещение попутных вод и вод, использованных для собственных

производственных и технологических нужд путем закачки в поглощающие скважины,

исключив сжигание стоков на горизонтальных факельных устройствах.

209

Снижение негативного воздействия на ОС при добыче природного газа

достигается в результате применения следующих решений (комплекса решений):

1) обеспечение минимального негативного воздействия на состояние

атмосферного воздуха за счет:

решений при строительстве скважин, в том числе:

 надежной изоляции проницаемых пластов в скважине от устья до забоя для

недопущения перетоков газа из скважины в вышележащие горизонты;

 исследования скважин без выпуска газа в атмосферный воздух;

 использования на устье скважины противовыбросового оборудования, которое

перекрывает устье скважины в случае противодавления на пласт по каким либо

причинам и препятствует выбросам нефти и газа в атмосферу;

 герметизации циркуляционной системы, емкостей блока приготовления

бурового раствора, системы очистки бурового раствора, устья скважины;

 применения в составе буровых растворов химреагентов, не приводящих к

опасному загрязнению атмосферного воздуха;

 проведения контроля качества воздуха рабочей зоны;

 обеспечения герметичности системы приема и замера пластовой продукции в

процессе испытания;

 применения запорно-регулирующей арматуры и фланцевых соединений

герметичности класса «А»;

 применения сепараторов-утилизаторов при освоении скважин позволит

сократить время сжигания газа на факеле до 3-4 ч, что обеспечит значительное

уменьшение выбросов продуктов сгорания.

решений при эксплуатации объектов газового промысла, в том числе:

 использования малоэмиссионных ГПА;

 проведения технологических процессов в закрытой (герметичной) системе,

исключающей постоянные выбросы газа;

 применения оборудования, арматуры и трубопроводов, рассчитанных на

давление, превышающее максимально возможное рабочее давление, максимальную и

минимальную рабочую температуру;

 оснащения аппаратов арматуры, трубопроводов предохранительными

клапанами с выбросом избытка газа на факел в случае превышения предела давления

предусмотренного проектом;

 соединения всех производственных модулей с факельной системой для сбора

и сжигания газа на случай нарушения технологического режима ведения

производственного процесса и при сбоях в работе оборудования;

 использования газа, выделяющегося при разгазировании насыщенного ДЭГ,

ТЭГ и других реагентов на установках регенерации, в качестве топлива для печей

огневого нагрева с целью предотвращения и минимизации выбросов, уменьшения

потерь газа, максимального использования вторичных энергетических ресурсов;

 утилизации тепла выхлопных газов ГПА ДКС для нужд теплоснабжения, что

исключает необходимость в установке подогрева теплоносителя УКПГ, которая в этом

случае может быть переведена в резерв;

 использования централизованной системы подвода, слива и очистки масла, а

также системы очистки смазочного масла любого из работающих ГПА, которая

210

подключается к передвижной установке очистки (отсепарированное и очищенное от

мехпримесей масло возвращается в маслобак ГПА);

 использования скважинной автоматизированной телеметрической системы,

осуществляющей дистанционный контроль работы скважин путем оперативной

передачи на пульт оператора основных параметров работы (давление, температура,

расход и сигналы об их отклонениях);

 использования надежной схемы обвязки технологического оборудования,

обеспечивающей снижение объема выделения ЗВ от неорганизованных источников выбросов;

 осуществления дренажа из всех аппаратов в герметическую дренажную

систему, исключающую попадание жидкости на поверхность грунта;

 применения «дыхательных» клапанов, обеспечивающих проектные величины

внутреннего давления и позволяющих ограничить испарение в атмосферу токсичных и

легковоспламеняющихся жидкостей, хранящихся в резервуарах при атмосферном давлении;

 применения азото-кислородной подушки на резервуарах склада метанола, что

позволяет исключить попадания паров метанола в атмосферный воздух;

 рассредоточения во времени работы технологических агрегатов, участвующих

в едином непрерывном технологическом процессе, при работе которых выбросы ЗВ в

атмосферу достигают максимальных значений;

 выполнения инструментального контроля выбросов ЗВ в атмосферу в воздухе

рабочей и на границе санитарно-защитной зоны;

 применения в котельных экологически «чистого» вида топлива - природного

газа;

 проведения ревизий и своевременной наладки горелочных устройств

котлоагрегатов;

2) обеспечение минимального негативного воздействия на состояние водной

среды за счет:

 расположения промысловых объектов за пределами водоохранных зон;

 соблюдения режима водоохранных зон рек и озер;

 гидроизоляции и обваловки промплощадок, площадок для хранения ГСМ и

химреагентов;

 контроля за состоянием водорегулирующих сооружений;

 регламентированного сбора, хранения и вывоза отходов производства и

потребления;

 повторного использования очищенных СВ на технологические операции

(обмыв механизмов системы очистки и регенерации буровых растворов, оборудование

рабочих площадок, опрессовка обсадных и бурильных труб, приготовление буровых

растворов и др.);

 снижения объёмов накопления СВ путём использования ОБР при приготовлении

новых порций буровых растворов для проходки нижележащих интервалов;

 применения замкнутой системы водопользования;

3) обеспечение минимального негативного воздействия при обращении с

отходами производства и потребления за счет:

 осуществления раздельного сбора отходов по классам опасности в

специализированные емкости и обустройство специализированных площадок с

твёрдым покрытием для накопления отходов;

211

 обустройства мест временного хранения образующихся отходов в

соответствии с классом опасности и агрегатным состоянием отхода;

 накопления и передачи специализированным предприятиям для дальнейшего

транспортирования, обработки, утилизации, обезвреживания и размещения отходов I-

V классов опасности (срок накопления отходов не должен превышать сроки,

установленные законодательством);

 сбора в герметичные емкости ОБР от строительства скважин III класса

опасности и БСВ IV класса опасности;

 конструктивного исполнения емкостей, коммуникаций, насосов, трубопроводов

и другого технологического оборудования, которое должно предотвращать утечки,

переливы и проливы технологических жидкостей, воды и реагентов;

 дополнительной обработки отходов бурения коагулянтами и флокулянтами и

обезвоживание буровых шламов (БШ);

 утилизации БШ; для утилизации БШ может использоваться химический метод

(капсулирование),

обеспечивающий

получение

безопасного

продукта

(гранулированный материал IV класса опасности) и его последующее использование в

строительной сфере (для основания полотна автодорог, при строительстве рабочих

площадок, для выравнивания рельефа местности и т.п.). Данный способ позволяет

утилизировать опасные компоненты, включая тяжелые металлы, сульфиды и

нефтепродукты;

 обезвреживания буровых растворов; ОБР могут обезвреживаться

биологическим методом с использованием добавки (гуминоминерального концентрата)

для получения гуминоминерального мелиоранта с его последующим использованием

при рекультивации нарушенных земель;

4) сокращение теплового воздействия скважины в пределах интервала

распространения льдистых, просадочных мёрзлых пород:

- использование теплоизолированных лифтовых труб, обустройства сезонных

систем термостабилизации грунтов (ТСГ) в приустьевых зонах скважин и систем ТСГ в

пределах свайных фундаментов прискважинных сооружений;

- применение в конструкции скважины теплоизолированного направления в

верхнем интервале вмещающих грунтов при разработке глубоких продуктивных

горизонтов с высокой пластовой температурой (60-100 С).

Технология внедрена на большинстве газодобывающих предприятий.

НДТ 2. Система энергетического менеджмента

С 1970-х годов в различных государствах были разработаны национальные

стандарты в области систем энергетического менеджмента (СЭнМ). В

2011 г.

опубликован международный стандарт ISO 50001:2011, а в 2012 г. - ГОСТ Р ИСО

50001-2012 «Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство по

применению».

СЭнМ представляет собой часть системы менеджмента организации и включает

набор (совокупность) взаимосвязанных или взаимодействующих элементов,

используемых для разработки и внедрения энергетической политики и энергетических

целей, а также процессов и процедур для достижения этих целей [77].

212

СЭнМ позволяет сформулировать обоснованные цели и задачи в области

повышения эффективности использования энергии на предприятии и обеспечить их

достижение (решение) путем реализации программ, охватывающих все стадии

производственного процесса - от планирования закупок оборудования до организации

отгрузки готовой продукции. Следует отметить, что в соответствии со статьей 28.4

Федерального закона № 219-ФЗ «применение ресурсо- и энергосберегающих методов»

отнесено к ключевым критериям «достижения целей охраны окружающей среды для

определения наилучшей доступной технологии».

Для энергоемких отраслей, к которым относится и добыча природного газа,

значимость систем энергетического менеджмента весьма высока.

С точки зрения НДТ основные численные показатели обычно представляют как

удельное потребление энергии (в расчете на единицу продукции) как на отдельных

стадиях (наиболее энергоемких), так и в процессе производства в целом. Именно в

размерности сокращения удельных затрат энергии топлива, пара, электроэнергии и др.

обычно ставятся цели и задачи повышения энергоэффективности, потенциально

важные для обеспечения соответствия предприятий НДТ.

В связи с тем, что для постановки и проверки выполнения задач СЭнМ

необходимо обеспечить мониторинг и измерение показателей, связанных с

потреблением и использованием энергии, разработка программ энергетического

менеджмента предполагает и совершенствование практики учета и контроля, включая

выбор, обоснование и организацию измерений ключевых параметров.

Особенности российского климата (в том числе и региональные) определяют

достаточно существенные отличия в потреблении энергии, необходимой для

подготовки сырья, материалов, отопления производственных помещений, от

показателей, характерных, например, для Европы.

Для постановки обоснованных целей и задач в области повышения

энергоэффективности производства необходимо четко знать и документировать

распределение потребления энергии на различные нужды с учетом отраслевых и

региональных особенностей.

В общем случае в состав СЭнМ входят следующие взаимосвязанные элементы:

- энергетическая политика;

- планирование (цели, задачи, мероприятия), программа СЭнМ;

- внедрение и функционирование, управление операциями;

- взаимодействие и обмен информацией;

- мотивация персонала;

- подготовка и обучение персонала;

- внутренний аудит СЭнМ;

- анализ и оценка СЭнМ руководством организации.

Действенность СЭнМ обеспечивается путем разработки, внедрения и

соблюдения основных процедур, т. е. способов (в том числе документированных)

осуществления действия или процесса.

В связи с тем, что воздействие предприятий по добыче газа в значительной степени

обусловлено именно высокой энергоемкостью технологических процессов, системы

энергетического менеджмента могут стать как инструментами повышения

энергоэффективности, так и инструментами сокращения негативного воздействия на ОС.

Технология внедрена на большинстве газодобывающих предприятий.

213

5.2 Наилучшие доступные технологии строительства скважин

НДТ 3. Технология безамбарного бурения скважин

Технология основана на глубокой очистке БСВ для их повторного использования

в технологическом цикле с применением четырехступенчатой очистки БСВ и отходов

буровых растворов на вибрационных ситах, пескоотделителе, илоотделителе,

центрифуге для отделения твердой фазы.

Технология не предусматривает строительство шламовых амбаров в

естественных грунтах для сбора отходов бурения и включает:

- раздельное накопление отходов при проведении буровых работ по их видам и

временное хранение на буровой в специальных контейнерах с последующим вывозом

для ликвидации в специализированные организации и установки по переработки

отходов или в амбары бурящихся скважин согласно проектным решениям, а также

другие меры;

- накопление отходов при проведении ремонтных работ в специальные емкости

с последующим вывозом для утилизации, обезвреживания, ликвидации в

специализированных организациях и установки по переработке отходов;

- использование на буровой при проведении буровых работ системы глубокой

очистки БСВ и ОБР;

- максимальное использование оборотной системы водоснабжения для

технологических нужд;

- гидроизоляцию места установки блоков буровых установок, мест накопления и

хранения отработанных технологических жидкостей капитального ремонта скважин;

- использование гидроизолированной площадки сбора обезвоженного на

центрифуге БШ при проведении буровых работ;

- применение низкотоксичных и биоразлагаемых буровых растворов на основе

УВ и синтетических жиров, обеспечивающих высокое качество вскрытия продуктивного

пласта и промывки призабойной зоны;

- обваловку при проведении буровых работ площадки бурения по периметру

высотой 0,5 м и шириной по верху 0,5 м;

- вывоз отходов с территории рабочей площадки специально оборудованным

транспортом.

Технология обязательна для применения при бурении скважин на территориях с

экологическими ограничениями их использования.

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

НДТ

Технология бурения скважин с использованием амбаров

(накопителей)

Технология используется для размещения, обезвреживания и утилизации

отходов производства при бурении, предусматривает строительство шламовых

амбаров в естественных грунтах с обязательным обеспечением их надежным

гидроизоляционным покрытием для предотвращения фильтрации растворов.

Технология включает:

214

- накопление отходов бурения;

- очистку БСВ и отходов буровых растворов до нормативов;

- использование буровых шламов, осадка БСВ и отходов буровых растворов (в

качестве строительного материала, плодородного субстрата, закрепления подвижных

песков, получения глинопорошка и др.);

- отверждение (консолидацию) БШ, осадка БСВ и отходов буровых растворов;

- ликвидация и рекультивация накопителя.

Технология предназначена для применения на территориях, не относящихся к

территориям с экологическими ограничениями их использования (например, бросовые

земли, площади земель с низким плодородием, пустынные и полупустынные

территории с песчаными почвами и песками).

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

Применение НДТ 3, 4 при бурении скважин позволяет достичь следующих

технологических параметров, приведенных в таблице 5.1.

Удельный объем образования отходов бурения, помимо типа буровой установки,

также зависит от специфики месторождения.

Таблица 5.1 - Технологические параметры НДТ 3, 4 при бурении скважин

Удельный объем образования отходов бурения, т/м

Тип буровой установки

проходки

min

max

ZJ-20

≤ 2,38

ZJ 30 DBS

0,18

28,3

БР-125

0,06

0,32

БР-125 № 5 (2001)

0,47

0,57

БУ-Уралмаш 4Э-76

0,06

3,59

БУ-2500/160 ЭП

0,01

0,07

БУ-3000 ЭУК

0,04

2,03

БУ-3200/200 ЭУК

0,06

1,21

БУ-4200/250 ЭК-БМ(Ч)

0,06

192,43

БУ-4200/250 ЭЧК-БМ

0,05

1,13

БУ-5000/320 ЭК-БМЧ

0,08

3,3

БУ 6000/400 ЭК-БМЧ

0,14

0,15

БУ-1600/100 ЭУК

≤ 0,52

HR-5000-AC-CS

0,09

1,76

К703МТП127Г

0,29

37,14

НБО-1600/100 ЭУК

0,25

1,02

КЕБОТ-90

≤ 0,49

МБК-140

0,42

0,5

МБУ-125

0,23

1,49

МБУ-140

0,26

0,65

МБУ-3200/200 ДЭР

0,02

54,28

ТД-160

≤ 0,3

УПА-60/80

≤ 6,79

НДТ 5. Технология по сбору, транспортировке, кондиционированию отходов

буровых растворов с дальнейшим возвращением в производственный цикл, а

также по производству технологических жидкостей различного назначения

215

В основе технологии лежат принципы:

а) разделения (сепарации) с дальнейшим обезвреживанием (термической

деструкцией/методом отверждения) отходов, образующихся в процессе очистки и

кондиционирования;

б) а также переработки прочих отходов бурения с применением

специализированного оборудования, материалов и реагентов общего назначения с

получением конечного продукта (материала), имеющего характеристики строительного

материала и вовлекаемого во вторичные производственные процессы:

- планирование территории;

- формирование обваловки;

- откосов дорог;

- засыпку приямков и иных строительных целях.

Технология позволяет:

1) готовить пачки глушения утяжеленных промышленных растворов с

плотностью 1,1-1,8 («рассолов»), применяемых для капитального ремонта скважин

(КРС);

2) восстанавливать (регенерировать) эмульсионный раствор на углеводородной

основе (ЭРУО);

3) обезвреживать жидкую и твердую фазу отходов бурения: после очистки

отработанных полимер-глинистые растворов и БСВ.

Основные технологические потоки представлены на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 - Направление технологических потоков

Актуальное технологическое решение содержит целый ряд конкурентных

преимуществ:

216

1) универсальность. Технология позволяет производить кондиционирование

углеводородного бурового раствора эмульсионного типа (ЭРУО) и осуществлять

дальнейшую переработку твердой фазы, получаемой в процессе кондиционирования, а

также использовать очищенные БСВ (в т.ч., изначально содержащих нефтепродукты)

для приготовления промывочных и технологических жидкостей;

2) компактность, подразумевающая размещение всех необходимых блоков и

агрегатов на небольшой специализированной площади, а также их синергию;

3) качество продуктов кондиционирования и переработки;

4) специализированный емкостной парк, дающий возможность хранения

кондиционированных ЭРУО и получаемой технической воды для повторного

использования;

5) широкий спектр применения получаемого конечного продукта переработки

твердой фазы - инертного строительного материала, пригодного для использования

по непосредственному назначению (строительство, отсыпка площадок и дорог,

наполнение (пересыпка) рекультивируемых амбаров/полигонов, восстанавливаемых

карьеров, оврагов).

Данная технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

НДТ 6. Переработка и использование твердой фазы отходов бурения

Технология основана на использовании твердой фазы отходов бурения и

капсулизирующих компонентов с получением строительного материала.

Твердая фаза отходов бурения подается в приемный контейнер (1), скиповым

подъемником или опрокидывателем

(2) перегружаются в бункер

(3) шнекового

подавателя (4), из которого через дозатор и шнековый подаватель (4) поступают в

двухвальный смеситель (8), куда также подается смесь добавок, которая поступает из

мерных расходных бункеров 6.1, 6.2, 6.3 через шнековые подаватели-дозаторы 7.1, 7.2,

7.3 в двухвальный смеситель порошковой смеси (5) для равномерного перемешивания

с отходами. Однородность смешивания достигается согласно эксплуатационных

характеристик смесительного оборудования в соответствии с руководством по

эксплуатации. Процесс смешивания занимает не более 10 мин. Данная смесь в

зависимости от требований к готовой продукции должна выгружаться на ленточный

транспортер (10) или поступает в гранулятор (9) и далее на ленточный транспортер. По

ленточному транспортеру смесь поступает на площадку хранения для

предварительного твердения, которое должно осуществляться в течение 12-24 ч.

Удельный выход обезвреженных отходов составляет 1,2-2,37 т/т.

Перечень обезвреживаемых отходов приведен в таблице 5.2.

Буровой отход должен относиться не менее чем к IV классу опасности, иметь

паспорт опасного отхода, согласованный и утверждённый в установленном порядке.

Содержание нефтепродуктов - не более 15 %, с влажностью на границе текучести -

не более 55 % по массе.

217

Таблица 5.2 - Перечень обезвреживаемых отходов

Наименование группы

Код

Класс

Состав обезврежи-

обезвреживаемых отходов

ФККО

опасности

ваемого отхода, в %

Шламы буровые при бурении,

2 91 120 00 00 0

4, 5

Содержание

связанном с добычей сырой нефти,

нефтепродуктов - не

природного (попутного) газа и

более 15 %

газового конденсата

Растворы буровые при бурении

2 91 110 00 00 0

4, 5

Содержание

нефтяных,

газовых

нефтепродуктов - не

газоконденсатных

скважин

более 15 %

отработанные

Воды сточные буровые при бурении,

2 91 130 00 00 0

4, 5

Содержание

связанном с добычей сырой нефти,

нефтепродуктов - не

природного

газа

газового

более 15 %

конденсата

Общая технологическая схема переработки ТФ ОБ с использованием

специализированного смесительного оборудования приведена на рисунке 5.2.

1 - приемный бункер для ТФ ОБ; 2 - устройство подачи отходов из приемного контейнера в приемный

бункер (опрокидыватель, скиповый подъемник - в зависимости от комплектации); 3 - приемный

бункер; 4 - шнековый подаватель отходов; 5 - двухвальный смеситель сухих добавок; 6.1, 6.2, 6.3 -

мерные приемные бункера добавок; 7.1, 7.2, 7.3 - шнеки-дозаторы подачи добавок; 8 - двухвальный

смеситель для смешения отходов с добавками; 9 - гранулятор (в зависимости от комплектации); 10 -

ленточный транспортер; 11.1, 11.2 - растариватель сыпучих материалов; 12 - площадка хранения и

отгрузки готовой продукции

Рисунок 2 - Общая технологическая схема

218

Показателем НДТ переработки отходов бурения (НДТ 5, 6) является вовлечение

в полезное использование в качестве вторичного сырья не менее 50 % образующихся

отходов.

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

5.3 Наилучшие доступные технологии эксплуатации скважин

НДТ 7. Технологии эксплуатации скважин без выбросов загрязняющих

веществ в атмосферу

НДТ являются технологии, обеспечивающие эксплуатацию скважин без выпуска

добываемого флюида и продуктов его сгорания в атмосферу в том числе:

- проведение газодинамических и геофизических исследований без выпуска

природного газа в атмосферу с использованием средств телеметрии (при

технологической возможности обеспечения необходимого диапазона расходов газа в

газосборную сеть), за исключением обязательных выбросов газа из лубрикаторов;

- использование закрытой системы продувки скважин (при технологической

возможности обеспечения необходимого диапазона расходов газа в газосборную сеть )

за исключением вариантов, когда на момент необходимой продувки скважины она по

технологическим условиям не может быть включена в систему сбора и

транспортировки. Поступивший в коллектор после продувки скважины газ расходуется

на обеспечение технологических потребностей в границах промысла (не является

доступным с экономической точки зрения для месторождений, находящихся на

завершающем этапе эксплуатации, с аномально низким пластовым давлением и

извлекаемыми остаточными запасами менее 1 млрд м³);

- ремонт скважин с применением колтюбинговой техники (при технологической

необходимости применения именно колтюбинга в зависимости от целей ремонта).

Технология также применима для капитального ремонта скважин с аномально низким

пластовым давлением и обеспечивает герметизацию устья скважины в широком

диапазоне давлений и скоростей перемещения гибких труб за счет ее гладкой

наружной поверхности герметизирующего устройства.

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

НДТ 8. Технологии интенсификации притока газа в скважине

НДТ являются технологии, направленные на интенсификацию притока газа и

уменьшение количества продувок скважин, в том числе:

- использование в эксплуатационных скважинах плунжерных и концентрических

лифтов, замена насосно-компрессорных труб лифтовых колонн на трубы меньшего

диаметра для удаления воды (при экономической целесообразности проведения

реконструкции скважины);

- ввод в ствол скважины жидких и (или) твердых ПАВ, за исключением

вариантов, когда ПАВ или их производные могут оказать негативное воздействие на

последующие процессы переработки газа. При использовании ПАВ различных

составов, скапливаемая на забое жидкость выносится на поверхность в виде пены;

219

- применение средств телеметрии и телемеханики (при наличии в системе

обвязки скважин телеметрии или телемеханики или при экономической

целесообразности проведения реконструкции обвязки) для оперативного контроля и

управления режимами работы (включая измерение дебита газа, выноса жидкости)

скважин (кустов скважин), шлейфов, в том числе для оптимизации режимов работы

самозадавливающихся скважин;

- применение информационно-управляющих систем на скважинах (при наличии

ИУС в системе обвязки скважин или при экономической целесообразности проведения

реконструкции обвязки), эксплуатация которых осложняется выносом песка и

механических примесей. Это позволит оптимизировать технологические режимы

эксплуатации скважин, предотвратить разрушение призабойной зоны, своевременно

проводить необходимые геолого-технические мероприятия и увеличить суточные

отборы на 10-25 %;

- применение горизонтального бурения гибкими трубами дополнительных

горизонтальных стволов из эксплуатируемых скважин при доразработке истощенных

месторождений,

вовлечении

разработку

трудноизвлекаемых

запасов,

восстановлении бездействующих и малодебитных скважин (при экономической

целесообразности проведения реконструкции скважины).

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

Применением НДТ 7, 8 можно достичь следующих показателей по выбросам ЗВ

в атмосферу при эксплуатации скважин (таблица 5.3).

Таблица 5.3 - Технологические показатели НДТ 7, 8 при эксплуатации скважин

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т.н.э продукции (год)

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения

Оксиды азота (NO_xв пересчете

≤ 0,70

на NO₂)

Монооксид углерода (СО)

≤ 5,00

Метан (СН₄)

≤ 1,00

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения,

содержащие сероводород

Оксиды азота (NO_xв пересчете на

≤ 0,35

NO₂)

Монооксид углерода (СО)

≤ 2,00

Метан (СН₄)

≤ 0,50

Диоксид серы (SО₂)

≤ 20,00

НДТ 9. Применение предварительной сепарации пластового газа

НДТ заключается в использовании сепараторов для очистки гравитационным

методом от жидкости и мехпримесей, поступающих из скважин, а также для приема

220

залповых поступлений жидкости, выносимой газом из пониженных участков газопроводов-

шлейфов (особенно в условиях увеличения количества добываемой воды).

Отделение основной массы пластовой жидкости и крупных частиц мехпримесей

в сепараторах повышает эксплуатационную надежность оборудования УКПГ, ДКС,

оборудования КИП и А (регуляторы, узлы учета газа), а также уменьшает трудоемкость

обслуживания технологического оборудования по очистке от капельной влаги и

мехпримесей.

Применяя эту технологию, можно достичь следующих показателей выбросов ЗВ

в атмосферный воздух (таблица 5.4).

Таблица 5.4 - Технологические показатели НДТ 9 при применении предварительной

сепарации пластового газа

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т.н.э продукции (год)

Оксиды азота (NO_xв пересчете на

≤ 0,005

NO₂)

Монооксид углерода (СО)

≤ 0,05

Метан (СН₄)

≤ 25,0

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

5.4 Наилучшие доступные технологии, применимые при подготовке

газа горючего природного к транспорту

НДТ 10. Технология подготовки газа горючего природного к транспорту на

основе абсорбционного метода осушки газа

НДТ является технология подготовки газа горючего природного к транспорту на

основе абсорбционного метода осушки газа.

Преимущества осушки с использованием жидких сорбентов:

 относительно небольшие капиталовложения и эксплуатационные расходы;

 малые перепады давления в системе осушки;

 непрерывность процесса.

Применяя эту технологию, можно достичь следующих показателей выбросов ЗВ

в атмосферный воздух от подготовки газа горючего природного к транспорту

(таблица 5.5).

Таблица 5.5 - Технологические показатели НДТ 10 для подготовки газа горючего

природного к транспорту

Удельный выброс, кг/т.н.э продукции

Загрязняющее вещество

(год)

Оксиды азота (NO_xв пересчете на NO₂)

≤ 0,03

Монооксид углерода (СО)

≤ 0,03

Метан (СН₄)

≤ 0,2

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

221

НДТ 11. Технология подготовки газа горючего природного к транспорту на

основе адсорбционного метода осушки газа

НДТ является технология подготовки газа горючего природного к транспорту на

основе адсорбционного метода осушки газа.

Процесс адсорбционной осушки по сравнению с другими технологиями

подготовки газа менее чувствителен к возможным сезонным скачкам

производительности и к изменению параметров сырьевого газа, таким как температура

и давление.

Процессы адсорбционной осушки природного газа обеспечивают значительно

более высокую степень защиты ОС.

Применяя эту технологию, можно достичь следующих показателей выбросов ЗВ

в атмосферный воздух от подготовки газа горючего природного к транспорту

(таблица 5.6).

Таблица 5.6 - Технологические показатели НДТ 11 для подготовки газа горючего

природного к транспорту

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т.н.э продукции

(год)

Оксиды азота (NO_xв пересчете на NO₂)

≤ 0,05

Монооксид углерода (СО)

≤ 0,02

Метан (СН₄)

≤ 0,2

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

НДТ 12. Технология подготовки газа горючего природного к транспорту,

нестабильного конденсата газового на основе низкотемпературной сепарации

газа

НДТ является технология подготовки газа горючего природного к транспорту,

нестабильного конденсата газового на основе НТС.

В качестве основных достоинств применения технологии НТС при промысловой

подготовке газа, газового конденсата можно отметить следующие:

- низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особенно в

начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;

- извлечение жидких углеводородов одновременно с осушкой газа;

- простоту в эксплуатации и техническом обслуживании;

- легкость регулирования технологического процесса и его автоматизацию в

условиях газового промысла;

- возможность постепенного дополнения и развития технологии холодильными и

компрессорными машинами при снижении пластового давления и соответственно

уменьшение свободного перепада давления, так что уже на момент проектирования

установки могут быть предусмотрены различные перспективные варианты продления

срока ее эффективной эксплуатации.

222

Применяя эту технологию, можно достичь следующих показателей выбросов ЗВ

в атмосферный воздух от подготовки газа горючего природного к транспорту,

нестабильного конденсата газового (таблица 5.7).

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

Таблица 5.7 - Технологические показатели НДТ 12 для подготовки газа горючего

природного к транспорту, нестабильного конденсата газового

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т.н.э продукции

(год)

Оксиды азота (NO_xв пересчете на NO₂)

≤ 0,03

Монооксид углерода (СО)

≤ 0,05

Метан (СН₄)

≤ 0,2

НДТ 13. Технология подготовки газа горючего природного к транспорту на

основе низкотемпературной абсорбции газа

НДТ является технология подготовки газа горючего природного к транспорту на

основе НТА.

Применяя эту технологию, можно достичь следующих показателей выбросов ЗВ

в атмосферный воздух от подготовки газа горючего природного к транспорту

(таблица 5.8).

Таблица 5.8 - Технологические показатели НДТ 13 для подготовки газа горючего

природного к транспорту

Удельный выброс, кг/ т.н.э

Загрязняющее вещество

продукции (год.)

Оксиды азота (NO_xв пересчете на NO₂)

≤ 0,05

Монооксид углерода (СО)

≤ 0,20

Метан (СН₄)

≤ 0,01

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

НДТ 14. Оптимизация дожимных компрессорных станций

НДТ заключается в снижении выбросов ЗВ в атмосферу при компримировании

газа горючего природного за счет оптимизации работы ДКС в результате применения

одного или нескольких технологических решений:



повышение степени сжатия ступеней компримирования путем замены СПЧ,

и нагнетателей (уменьшение расхода топливного газа и снижение массы выбросов ЗВ);



внедрение блочно-комплектных ДКС;



применение ГПА на базе экономичных приводов;



оптимизация работы ДКС на основе

раздельно-группового

переподключения газосборных коллекторов с различными параметрами (работа ДКС

на объединенных потоках газа от нескольких УКПГ и вывод избыточного оборудования

из эксплуатации);

223



использование мобильных компрессорных установок (МКУ) для

поддержания давления на входе действующей промысловой ДКС (необходима при

снижении давления на входе в ДКС до 0,4 Мпа и представляет собой блок-боксы

полной заводской готовности, включающие электроприводной винтовой компрессор,

всё необходимое оборудование и системы, эксплуатируемые автономно по принципу

«малолюдных технологий». После истощения месторождения возможно перемещение

МКУ на другие промыслы);



проведение промывок ГВТ двигателей, а также СПЧ газовых компрессоров

ГПА;



автоматическая система контроля и управления частотой вращения

аппаратов;



применение воздушного или электрического запуска ГПА;



снижения потерь давления на выходе КС за счет оптимизации работы АВО

газа и сепараторов УОГ ДКС;



использование горелок предварительного смешения (сухое подавление

выбросов) (таблица 9);



сжигание обедненной смеси (сухое подавление выбросов) (таблица 5.9);



наладка ГПА на низкий уровень образования NO_X(сухое подавление

выбросов) (таблица 5.9).

Таблица 5.9 - Характеристика технологических решений, направленных на снижение

эмиссий от газовых турбин и двигателей на ДКС

Объект

Наименование

Описание

Примечание

использования

Горелки

Новые и

Низкотемпературное сжигание

предварительно

существу-ющие

богатой топливно-воздушной смеси с

го смешения

газовые турбины

подачей всего топлива в первую зону

(сухое

горения, быстром смешении с

подавление

оставшимся воздухом и достижением

выбросов)

бедной топливно-воздушной смеси

при низкой температуре во второй

зоне камеры сгорания.

Эффективность технологии зависит

от зоны смешения, от скорости

перевода продуктов горения из

«богатого» состояния в «бедное».

Сжигание

Новые газовые

Низкотемпературное (температура

Используется в

обедненной

двигатели

пламени менее 1800-1900 К)

агрегатах,

смеси (сухое

сжигание перемешенной «бедной»

оборудованных

подавление

топливовоздушной смеси.

устройством

выбросов) в

«SoLoNOx».

ГПА

Наладка ГПА на

Существующие

Уменьшение средней температуры

Используется на

низкий уровень

газовые

пламени (путем перераспределения

агрегатах

образования

двигатели

вторичного воздуха), сокращения

промышленного

NO_X(сухое

поверхностей (объемов зон) горения

типа ГТ-750-6 и

подавление

со стехиометрическим составом

ГТК-10.

выбросов)

топливовоздушной смеси (ТВС) и

снижения времени пребывания

горячих газов в зонах с высокой

температурой.

224

Применение технологических решений (НДТ 14) при компримировании газа

горючего природного позволяет достичь следующих технологических показателей

выбросов ЗВ (таблица 5.10).

Таблица 5.10

- Технологические показатели НДТ 14 при компримировании газа

горючего природного

Удельный выброс, кг/т.н.э продукции

Загрязняющее вещество

(год)

Оксиды азота (NO_xв пересчете на NO₂)

≤ 0,7

Монооксид углерода (СО)

≤ 1,0

Метан (СН₄)

≤ 1,0

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

5.5

Наилучшие

доступные

технологии,

применимые

при

производстве газа горючего природного сжиженного

НДТ

15.

Технология производства

газа горючего природного

сжиженного (СПГ)

НДТ заключается в производстве СПГ с применением технологических решений,

обеспечивающих сокращение выбросов ЗВ в атмосферный воздух, в том числе:

- использование изотермических резервуаров для первичного хранения СПГ с

отводом и использованием испарений газа в качестве топлива;

- использование на заводе СПГ факельной установки, позволяющей исключить

выбросы невоспламененного углеводородного газа в атмосферный воздух.

Технология имеет примеры успешного внедрения.

НДТ 16. Утилизация попутного нефтяного газа

НДТ является полезное использование ПНГ путем применения следующих

решений:

 подача ПНГ на ГПЗ для получения различных видов топлива и сырья для

нефтехимии;

 подготовка и подача в систему ЕСГ;

 использование попутного нефтяного и природного газа для получения

электро- и теплоэнергии;

 потребление

ПНГ на собственные нужды в районе разработки

месторождения;

 закачка ПНГ в пласт.

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения.

225

5.6 Технологические показатели комплекса НДТ, наиболее часто

используемых при эксплуатации промысловых объектов при добыче

углеводородного сырья

Эксплуатация промысловых объектов с применением технологий и технических

решений, обеспечивающих сокращение выбросов ЗВ в атмосферный воздух при:

- эксплуатации скважин;

- подготовке газа, к транспорту, включая компримирование природного газа,

подготовке НГК;

- производстве сжиженного природного газа характеризуется следующими

показателями выбросов ЗВ (таблица 5.11).

Таблица

5.11

- Технологические показатели комплекса наилучших доступных

технологических решений и технологий, наиболее часто используемых при

эксплуатации промысловых объектов при добыче природного газа

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т.н.э продукции

(год)

Предварительная сепарация

Применение НДТ 7. 8. 9, 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,8

Монооксид углерода (СО)

≤2,0

Метан (СН₄)

≤35,0

Взвешенные вещества

≤0,03

Применение НДТ 7, 8, 9, 14, 16

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤2,5

Монооксид углерода (СО)

≤2,5

Метан (СН₄)

≤10,0

Взвешенные вещества

≤0,03

Абсорбционная осушка

Применение НДТ 7, 8, 10, 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO2)

≤0,8

Монооксид углерода (СО)

≤1,0

Метан (СН₄)

≤1,0

Взвешенные вещества

≤0,02

Адсорбционная осушка

Применение НДТ 7, 8, 11, 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,4

Монооксид углерода (СО)

≤1,5

Метан (СН₄)

≤1,5

Взвешенные вещества

≤0,02

226

Продолжение таблицы 5.11

Низкотемпературная сепарация

Применение НДТ 7, 8, 12, 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤1,0

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

Метан (СН₄)

≤1,0

Взвешенные вещества

≤0,02

Применение НДТ

7, 12, 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,1

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

Метан (СН₄)

≤0,5

Взвешенные вещества

≤0,01

Низкотемпературная абсорбция

Применение НДТ 7, 8, 13, 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,7

Монооксид углерода (СО)

≤2,0

Метан (СН₄)

≤0,5

Взвешенные вещества

≤0,02

Сероводородсодержащие месторождения

Применение НДТ 7, 8

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,5

Монооксид углерода (СО)

≤2,5

Метан (СН₄)

≤0,5

Серы диоксид (SO₂)

≤26,0

Взвешенные вещества

≤0,03

Предварительная сепарация, абсорбционная осушка

Применение НДТ 8, 9, 10, 14, 16

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,6

Монооксид углерода (СО)

≤0,6

Метан (СН₄)

≤0,5

Применение НДТ 9, 10. 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,5

Монооксид углерода (СО)

≤1,0

Метан (СН₄)

≤0,5

Применение НДТ 7, 9, 10,14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤1,0

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

Метан (СН₄)

≤0,05

227

Окончание таблицы 5.11

Предварительная сепарация, низкотемпературная сепарация

Применение НДТ 8. 9, 12

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,5

Монооксид углерода (СО)

≤2,5

Метан (СН₄)

≤2,0

Взвешенные вещества

≤0,02

Применение НДТ 7, 8, 9, 12, 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,5

Монооксид углерода (СО)

≤0,7

Метан (СН₄)

≤27,0

Взвешенные вещества

≤0,01

Применение НДТ 7, 8, 9, 12, 14, 16

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,05

Монооксид углерода (СО)

≤0,1

Метан (СН₄)

≤2,0

Применение НДТ

8, 9, 12, 14, 16

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤1,0

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

Метан (СН₄)

≤1,0

Взвешенные вещества

≤0,03

Предварительная сепарация, низкотемпературная абсорбция

Применение НДТ 9, 13, 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,5

Монооксид углерода (СО)

≤0,7

Метан (СН₄)

≤0,05

Абсорбционная осушка, низкотемпературная сепарация

Применение НДТ

7, 10. 12, 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤1,5

Монооксид углерода (СО)

≤3,0

Метан (СН₄)

≤2,0

Предварительная сепарация, абсорбционная осушка, низкотемпературная

сепарация

Применение НДТ 8, 9, 10, 12, 14. 16

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤1,0

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

Метан (СН₄)

≤0,5

Взвешенные вещества

≤0,01

228

6 ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РЕАЛИЗАЦИИ НАИЛУЧШИХ

ДОСТУПНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

6.1 Метод дисконтированных денежных потоков

Международная практика учета экономических аспектов при внедрении НДТ,

согласно Справочнику Европейского Союза «Экономические аспекты и вопросы

воздействия на различные компоненты окружающей среды» [78], использует метод

дисконтированных денежных потоков с учетом данных о затратах и эффектах,

связанных с внедрением технологии за весь жизненный цикл. Обоснование

существенных аспектов такой оценки, например, коэффициента дисконтирования,

порядок учета инфляции и т.д. идентично тому, которое применяется при оценке

экономической эффективности инвестиционных проектов.

Внедрение системы НДТ подразумевает внедрение, замену/ реконструкцию/

модернизацию технологического оборудования или отдельных его элементов, что

должно привести к повышению эффективности внедряемых и существующих

производственных процессов.

Следует отметить, что переход на НДТ не должен ухудшать экономические

показатели работы предприятия, и в этой связи, целесообразно рассматривать внедрение

НДТ, как и любой другой техники и технологии, не выделяя в отдельную категорию

затраты, имеющие исключительно природоохранное назначение. При выделении

природоохранных затрат в российской практике могут возникнуть серьезные трудности.

Во-первых, затраты на внедрение природоохранной техники (яркий пример - очистные

сооружения) могут быть значительно больше положительных эффектов в денежном

выражении. Во-вторых, обоснование отнесения затрат к категории природоохранных

часто вызывает сложности, т.к. бывает сложно определить, какая часть технологического

оборудования внедряется с целью обновления основных производственных фондов, а

какая - для снижения негативного воздействия на окружающую среду. Выделение

затрат, направленных непосредственно на охрану окружающей среды, может быть

оправдано в том случае, когда можно выделить конкретную технологическую установку,

обеспечивающую природоохранный эффект.

Технологическое оборудование, используемое в добыче природного газа,

представлено широкой номенклатурой, его индивидуальные показатели зависят от

характеристик конкретного месторождения и характеристик добываемого сырья. В

связи с этим невозможно установить удельные капитальные и эксплуатационные

затраты на внедрение НДТ в сегменте добычи природного газа.

Поэтому при обосновании доступности технологий необходимо использовать

следующие критерии и показатели экономической эффективности (таблица 6.1).

Расчет экономической эффективности внедряемой технологии должен

производиться в соответствии со следующими принципами:

- исходные данные для расчета экономической эффективности должны

соответствовать критериям достоверности, обоснованности и сопоставимости;

- расчет производится в рамках жизненного цикла (расчетного периода);

- расчет производится в денежной форме в ценах, действующих на момент

выполнения расчетов (с обязательным указанием этого момента);

229

Таблица 6.1 - Показатели экономической эффективности отнесения к НДТ [79, 80,81]

Показатель

Критерий

Чистый дисконтированный доход

Неотрицательный.

При сравнении с альтернативными технологиями

предпочтение должно отдаваться технологии с

большим ЧДД

Внутренняя норма доходности

Не ниже 15 %.

При сравнении альтернативных проектов

предпочтение должно отдаваться проекту с

большим значением ВНД

Срок окупаемости с учетом

Не более 6 лет.

дисконтирования

При сравнении альтернативных проектов

предпочтение должно отдаваться проекту с

меньшим сроком окупаемости

- расчет должен включать все денежные поступления и расходы в течение

расчетного периода, связанные с внедрением технологии;

- расчет эффективности проекта должен проводиться путем сопоставления

релевантных денежных потоков. Учитываются только те затраты и эффекты, которые

связаны с внедрением технологии;

- учет динамики (изменение во времени) параметров проекта и его

экономического окружения, а также неравноценность произведенных в разное время

затрат и/или полученных доходов. Учет неравноценности разновременных денежных

потоков производится методом дисконтирования. Представленные показатели ВНД и

срока окупаемости являются ориентировочной границей отсечения экономически

неэффективных технологий, внедрение которых обусловлено только снижением

негативного воздействия на окружающую среду. В расчетах по определению

эффективности внедряемой технологии рекомендуется выбирать норму дисконта с

учетом степени риска, которая указана в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Величина нормы дисконта в зависимости от характера производства и

степени риска

Норма дисконта, %

Низкая степень риска

Средняя степень риска

Высокая степень

Характер

(инвестиции

(инвестиции в объекты с

риска (инвестиции

производства

модернизацию/реконст

частичным использованием

в принципиально

рукцию действующей

новых

технических

новые технологии)

технологии)

технологических решений)

Добыча

При рассмотрении экономических аспектов перехода на систему НДТ

предприятий по добыче природного газа необходимо учитывать существующие меры

государственного стимулирования: инвестиционный налоговый кредит и применение

механизма ускоренной амортизации.

В случае экономической нецелесообразности внедрения НДТ на действующих

производственных объектах отрасли продлевается срок использования действующей

технологии.

230

7 ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

7.1 Энергосберегающая технология автоматического управления работой

подогревателей на площадках скважин и оптимизации температурных режимов

газового промысла

Технология предназначена для создания системы, обеспечивающей

(посредством автоматизации функций пуска и останова устьевых подогревателей)

высокоэффективный низкотемпературный безгидратный энергосберегающий режим

добычи и транспортировки пластовой смеси; сокращение энергетических затрат при

предварительной подготовке пластовой смеси в условиях строгого соблюдения

технологических регламентов в части температурных параметров для скважин и

газоконденсатопроводов в автоматическом режиме.

При добыче и транспортировке пластовой смеси крайне важной технологической

задачей является строгое обеспечение температуры пластовой смеси, направляемой

на переработку. При завышенных значениях температуры возникает превышение

потребления топливного газа, в то время как заниженное значение температуры

влечёт за собой гидратообразование и, как следствие, неравномерную подачу на

переработку конденсатной части углеводородного сырья. Посредством варьирования

пуска и останова подогревателей средствами разработки, температурный режим

поддерживается на входе на завод в оптимальных границах оптимальной зоны.

Разработанная система контроля и управления работой устьевых

подогревателей, обеспечивает раннюю диагностику и активное противодействие

гидратообразованию при транспортировке пластовой смеси за счет изменения

режимов работы подогревателей на площадках скважин.

Преимущество системы автоматического управления температурными

параметрами объектов газового промысла заключается в прозрачности для

дистанционного

диспетчерского

воздействия

на

температурные

режимы

подогревателей на площадках скважин в приоритетном режиме. Система позволяет

обеспечить в течение всего периода эксплуатации скважин соблюдение

температурного технологического регламента, что способствует сокращению числа

несанкционированных остановов скважин и, соответственно, простоев, отрицательно

сказывающихся на выработке товарной продукции.

Структурная схема информационно-измерительной управляющей системы

автоматического управления температурными параметрами объектов газового

промысла приведена на рисунке 7.1.

Система работает в реальном масштабе времени. Данные считываются с

датчиков скважин и магистрального трубопровода. На указанные объекты системой

выдаются управляющие воздействия и уставки по управлению температурными

режимами подогревателей (нагревательных элементов для скважин).

Применение системы позволяет сократить расход очищенного газа для

предварительной подготовки (подогрева) пластовой смеси на площадках скважин,

снизить тепловые потери на сборных пунктах (манифольдах) при перемешивании

потоков пластовой смеси от различных скважин, обеспечивает соблюдение

повышенных мер безопасности в условиях малолюдных технологий.

231

1 - промысловые объекты; 2 - файлы конфигурационных и настроечных параметров; 3 - база

данных технологической SCADA-системы; 4 - диспетчерский пункт контроля и управления

техпроцессом; 5 - файлы накопления результатов работы ИИУС; 6 - блок считывания

параметрических данных ИИУС; 7 - блок анализа состояния промысловых объектов перед

циклическим прогоном ИИУС; 8 - блок анализа и вычисления необходимых приращений

температуры для поддержания заданного температурного профиля; 9 - блок распределения

вычисленных температурных уставок по подогревателям площадок скважин с учетом изменения

температурных профилей; 10 - блок выдачи температурных уставок (вновь вычисленных) на

контроллеры скважин, дающих газ; 11 - блок выравнивания температурного профиля на

манифольде для соответствующего магистрального трубопровода; 12 - блок регистрации

выполненных изменений, с отображением результатов на видеограммах диспетчера промысла и

ведением журнала действий и событий; 13 - поток данных с датчиков промысловых объектов;

14 - поток данных для контроля действий ИИУС и корректировки ее динамических параметров;

15 - поток из базы данных для функционирования ИИУС, 16 - поток конфигурационных данных

для работы ИИУС; 17 - поток данных для работы ИИУС, 18 - поток данных с учетом

корректировок по результатам анализа; 19 - поток данных из уточненного потока; 20 - поток

вновь рассчитанных уставок по температуре; 21 - поток данных уточненного потока после

распределения по заданному алгоритму по фонду скважин; 22 - поток данных,

откорректированный в части уставок по температуре газа; 23, 24, 25 - поток данных,

подготовленный для записи в файлы, 26- потоком данных для визуализации, 27- поток

значимых команд для ИИУС; 28 - поток диспетчерского управления системами подогрева газа

на площадках скважин; 29 - поток в базе данных

Рисунок 7.1 - Схема системы автоматического управления

температурными параметрами объектов газового промысла

Для обеспечения безопасности применения разработки в

условиях

действующего промысла была выполнена апробация системы на специально

разработанной виртуальной модели температурных характеристик технологического

процесса промысла. Помимо этого, использование математической модели позволило

определить

условия

сходимости

корректности

функционирования

энергосберегающей системы автоматического управления (ЭСАУ).

232

Для визуализации и управления ЭСАУ авторским коллективом были созданы и

внедрены в состав действующей АСУ ТП промысла многофункциональные

диспетчерские интерфейсы. Для контроля за качеством работы системы и

автоматического формирования отчётных форм по экономии очищенного газа и

сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу, в составе разработки

предусмотрена специализированная база данных.

Данная работа является лауреатом премии ПАО «Газпром» в области науки и

техники за 2014 год.

Разработка внедрена в производственную деятельность ООО «Газпром добыча

Астрахань» и защищена патентом на полезную модель. Фактический экономический

эффект за 2011-2013 гг. составил 42,7 млн руб., при этом сэкономлено свыше 59 м³

очищенного газа, затрачиваемого на собственные нужды промысла.

7.2

Технология

управления

процессом

предупреждения

гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему

коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего

Севера

Технология предназначена для минимизации расхода ингибитора в УКПГ для

предупреждения гидратообразования в системе «шлейфы - газосборный коллектор» и

снижение затрат времени на ликвидацию гидратообразования.

Существующая схема обвязки скважин и кустов скважин на месторождениях

Крайнего Севера предусматривает подачу ингибитора гидратообразования

непосредственно в каждую скважину и в общий коллектор с каждого куста скважин.

Технология обеспечивает снижение расхода ингибитора для предупреждения и

ликвидации гидратообразования в системе «шлейфы

- газосборный коллектор»,

снижение затрат времени на ликвидацию гидратообразования. Все это в конечном

итоге приводит к снижению себестоимости добываемого и подготавливаемого к

транспорту газа. Коллекторная схема подключения кустов скважин представлена на

рисунке 7.2.

Технология предусматривает выявление средствами АСУ ТП УКПГ начала

процесса гидратообразования в системе «шлейфы - газосборный коллектор». Выявив

начало процесса гидратообразования, АСУ ТП УКПГ переходит в режим анализа

изменения давления на устье каждой из скважин и определяет, на какой из скважин

давление повышается и приближается к своему максимально возможному значению на

устье - р _уст.м. Максимально возможное значение давления на устье каждой скважины

регулярно вводится в базу данных АСУ ТП УКПГ по результатам газодинамических

испытаний скважин. Выявив скважину, у которой давление приближается к своему

максимально возможному значению на устье, АСУ ТП УКПГ определяет, на каком

участке системы «шлейфы

- газосборный коллектор» происходит образование

гидратов. После выявления этого участка АСУ ТП УКПГ подает ингибитор на ту

скважину, которая расположена непосредственно перед участком, в котором начался

процесс гидратообразования.

233

1, 2, 3, 4 - кусты скважин №№1, 2, 3, 4 соответственно; 5 - газовые скважины;

6, 7, 8, 9, 10 - возможные места образования гидратов; 11 - вход УКПГ; 12 - газосборный

коллектор; 13 - ингибиторопровод; 14 - газосборный шлейф; 15 - направление движения

газа;

16 - направление подачи ингибитора

Рисунок 7.2 - Коллекторная схема подключения кустов скважин

Используя телеметрию, производят с заданным шагом квантования измерение

базовых параметров работы скважин, кустов скважин, их шлейфов и газосборного

коллектора. Для каждой i-ой скважины контролируемые значения давления газа на ее

устье р _уст.кстроят в виде графика временной функции изображенного на рисунке 7.3.

1 - максимальное возможное значение давления на устье (р _уст.м); 2 - динамика

изменения давления на устье скважины (р _уст.к)

Рисунок 7.3 - Динамика измерения давления газа на устье i-скважины

При этом для каждой скважины в базе данных АСУ ТП хранится значение

максимально возможного для нее давления, которое выдается геологами и

определяется при газогидродинамических исследованиях скважин.

В случае обнаружения начала процесса гидратообразования АСУ ТП переходит

в режим анализа изменения давления на устье каждой из скважин. В результате этого

анализа выявляется, на какой скважине давление повышается и приближается к

своему максимально возможному значению на устье. В результате этого выбора АСУ

ТП делает вывод- на каком участке системы «шлейфы - газосборный коллектор»

234

происходит образование гидратов, и подает ингибитор на ту скважину, которая

расположена непосредственно перед этим участком.

Предположим, система обнаружила начало образования гидратов в газосборном

коллекторе 12 (рисунок 7.2). Если на всех скважинах начинается одновременное

повышение давления, тогда однозначно можно утвердить, что гидрат образуется в

газосборном коллекторе 12 в районе, где расположена точка 10. Поэтому следует

подать ингибитор либо на куст скважин 3, либо 4 в зависимости от того, где будет

меньше расстояние до УКПГ.

Допустим, при обнаружении начала гидратообразования в газосборном

коллекторе, давление газа начинает повышаться на кусте скважин 2 (рисунок 7.2).

Тогда однозначно можно утверждать, что гидрат образуется в районе точки 6. Поэтому

необходимо подавать метанол на куст скважин 2.

Автоматизация этого процесса значительно облегчает работу оператора на УКПГ.

В разработанных алгоритмах управления учтены сложные функциональные

связи между параметрами управляемых процессов. Созданное прикладное

программное обеспечение обеспечивает совместную работу системы сбора, обработки

и отображения данных о технологических режимах работы газопромысловых шлейфов

(ГСШ).

Применение данного метода позволяет существенно снизить расход метанола

для предупреждения гидратообразования в газопромысловых шлейфах и снизить

нагрузку на оператора УКПГ, тем самым повысить эффективность принимаемых

управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на

УКПГ.

Внедрение системы позволяет определять момент начала зарождения процесса

гидратообразования и своевременно вырабатывать соответствующие управляющие

воздействия, что обеспечивает безгидратный режим эксплуатации ГСШ с минимально

возможным расходом метанола.

7.3 Инновационная техника и технология реконструкции газовых

скважин без глушения с последующей их эксплуатацией по

концентрическим лифтовым колоннам

В условиях истощения пластовой энергии и запасов газа и накопления жидкости

на забое для продолжения дальнейшей эксплуатации газовых скважин разработана и

проведена успешная апробация технологии эксплуатации скважин по концентрическим

лифтовым колоннам с использованием специального автоматического комплекса

контроля и управления скважиной после ее реконструкции без глушения, позволяющей

не проводить замену насосно-компрессорной трубы до конца службы скважины.

До настоящего времени основным способом решения проблемы накопления

жидкости на забое в обводненных скважинах была замена лифтовых труб на трубы с

меньшим диаметром.

Однако ее эффективность может быть значительно выше в случае реализации

спуска дополнительной лифтовой колонны без проведения капитального ремонта и

глушения скважины.

235

С этой целью разработаны полимерные армированные трубы и технология их

спуска единым отрезком под давлением без глушения скважины, создан мобильный

комплекс МКРС-20, оборудование прошло успешные заводские и стендовые

испытания, организовано производство труб.

Полимерные трубопроводы по сравнению со стальными имеют следующие

преимущества:



продолжительный срок эксплуатации (гарантийный срок

50 лет,

прогнозируемый срок службы - до 100 лет);



высокая стойкость ко многим агрессивным средам;



низкие адгезионные свойства полимера, благодаря чему на поверхности

трубопровода не происходит отложений солей и других веществ;



высокие гидродинамические характеристики из-за низкой шероховатостью

полиэтиленовой поверхности трубы;



высокая надежность при механических перегрузках вследствие таких

свойств полиэтилена, как вязкость и упругость одновременно;



хорошие теплоизоляционные свойства;



вес полиэтиленовых труб в 2-4 раза меньше стальных, что существенно

облегчает их транспортировку, монтаж и снижает требования к прочности несущих

конструкций;



возможно изготовление трубы отрезками до 2000 м;



малое количество стыков или их отсутствие при монтаже труб;



простота и дешевизна стыковой сварки полиэтиленовых труб.

На основании технических требований, разработанных к полимерной

армированной трубе в качестве концентрической лифтовой колонны для газовых

скважин, была создана полимерная армированная труба ТГ19/73-10/10-75 (рисунок 7.4)

с бронированием стальной лентой с заданным шагом.

а)

б)

1 - внутренняя полимерная труба; 2 - поперечное армирование; 3, 4 - повивы брони (левый, правый);

5 - наружная оболочка

Рисунок 7.4 - Полимерная армированная труба ТГ19/73-10/10-75:

а) конструкция трубы; б) фотография трубы

Труба ТГ19/73-10/10-75 состоит из внутренней полимерной трубы, которая

является непосредственным гидроканалом для транспортировки газа с жидкостью.

Основным элементом, воспринимающим радиальную нагрузку (внутреннее давление),

является поперечное армирование. Конструктивно это высокопрочная стальная лента,

236

наложенная с заданным шагом для достижения сочетания высоких характеристик

гибкости трубы при максимальной величине внутреннего давления. Для обеспечения

требуемой величины разрывного усилия (осевой нагрузки) применяются повивы брони

из высокоуглеродистой стали, навитые в противоположные стороны. Защита

армирования от коррозии осуществляется с помощью наружной оболочки из

полимерного материала.

Одновременно с разработкой трубы ТГ19/73-10/10-75 для применения ее в

технологии концентрического лифта спроектирован и изготовлен комплекс

оборудования МКРС-20 для спуска трубы в скважину без глушения, состоящий из

следующего оборудования:



трубодержатель для КЛК;



превентор 4-плашечный с рабочим давлением 21 МПа;



герметизатор 2-камерный с рабочим давлением 14 МПа;



инжектор (податчик);



вышка для монтажа инжектора;



приемно-отдающее устройство;



технологическая штанга;



гидростанция с системой управления.

Схема оборудования газовой скважины концентрической лифтовой колонной

приведена на рисунке 7.5.

1 - приёмо-отдающее устройство с барабаном; 2 - гибкая сталеполимерная труба; 3 - направляющий

желоб; 4 - инжектор, 5 - блок превенторов; 6, 7 - фонтанная арматура; 8 - колонная головка,

9 - направление; 10- кондуктор; 11 - эксплуатационная колонна; 12 - НКТ; 13 - сталеполимерная

труба (СПТ); 14 - интервал перфорации; 15 - искусственный забой

Рисунок 7.5 - Схема оборудования скважины концентрической лифтовой колонной

237

По результатам проведения опытных промысловых испытаний на газовой

скважине Уренгойского месторождения общее время работ по оснащению скважины

системой КЛК составило около 10 суток, что на 40 % меньше, чем предусмотрено

рабочей документацией и на 290 % меньше, чем при замене НКТ на трубы меньшего

диаметра. Важным достоинством разработанной технологии спуска КЛК явился отказ

от проведения работ по освоению скважины, которые составляют 3 суток. Благодаря

этому сократились потери газа и снизилась нагрузка на окружающую среду.

Для управления параметрами эксплуатации скважины применяется

технологический комплекс контроля и управления (ТК КЛК), реализующий задачу

оптимизации режима её эксплуатации посредством автоматического поддержания в

ЦЛК уровня дебита по газу, необходимого для удаления жидкости по мере скопления в

стволе скважины.

По результатам годового опыта эксплуатации скважины, оборудованной КЛК,

можно сделать следующие выводы. Внедрение технологии концентрического лифта

обеспечило стабильную работу скважины без технологических продувок. Скважина

показала высокую работоспособность в широком диапазоне дебитов. Технологический

комплекс контроля и управления работой скважины обеспечил надежную эксплуатацию

в условиях Крайнего Севера. Применение технологии КЛК перспективно на поздней и

завершающей стадиях разработки месторождений.

7.4 Двухнапорная система сбора и подготовки газа

Технология предназначена для устойчивой эксплуатации газосборных сетей при

разработке

месторождений

продуктивными

горизонтами,

значительно

различающимися между собой по геолого-промысловым характеристикам

Анализ показывает, что основной причиной выбытия скважин в бездействие

(остановки) являются различия в добывных возможностях скважин, не позволяющие

осуществлять эксплуатацию низкопродуктивных скважин в общий газосборный

коллектор с высокопродуктивными. Продуктивные характеристики и диапазоны

рабочих дебитов скважин даже в пределах одного куста различаются в несколько раз,

что приводит к осложнениям при эксплуатации скважин.

Решение указанной проблемы возможно за счет внедрения на определенной

стадии освоения месторождений двухнапорной системы сбора скважинной продукции.

Двухнапорная система сбора добываемой продукции (рисунок 7.6) включает в

себя:

- газосборные коллекторы от проектируемых и существующих кустов для подачи

газа по существующей системе сбора на запорно-переключающую арматуру (ЗПА)

установки комплексной подготовки газа (УКПГ) - высоконапорный коллектор (ВНК);

- газосборные коллекторы от проектируемых и существующих кустов для подачи

газа по вновь проектируемой системе сбора газа на пункт переключения арматуры

(ППА) УКПГ - низконапорный коллектор (ННК).

Применение двухнапорной системы сбора позволяет не только управлять

процессом разработки при одновременной эксплуатации скважин одного куста с низким

и высоким энергетическими потенциалами, но и поддерживать высокий коэффициент

использования фонда скважин (0,96 д. ед.). Также это позволяет более рационально

238

подбирать необходимые мощности дожимного комплекса и увеличивать

эффективность его использования в связи с возможностью направлять продукцию

высоконапорных скважин, не нуждающихся в компримировании, напрямую в цех

подготовки товарной продукции.

Рисунок 7.6 - Двухнапорная система сбора газа

Анализ результатов прогнозных расчетов технико-экономических показателей

показал, что за счет использования данной технологии сбора продукции за 10 лет ее

эксплуатации стабильной работой будет обеспечено 28 % скважин, прогнозируемых к

выбытию, а добыча конденсатосодержащего газа за рассматриваемый период

увеличится более чем на 20 %.

В результате применения технологии достигнуто ежегодное сокращение потерь

углеводородов, что соответствует снижению выбросов парниковых газов в атмосферу

на 2 тыс. тонн (около 3 млн м³в год).

Технология успешно применима на Северо-Уренгойском НГКМ.

7.5 Технология подготовки газа к транспорту с вводом гликоля после

сепарации газа

Технология относится к сбору и обработке природного углеводородного газа по

способу абсорбционной осушки и может применяться в процессах промысловой

подготовки к транспорту продукции газовых месторождений [83].

Технология обеспечивает однофазную транспортировку газа и сокращение

расхода метанола.

Задачей технологии является обеспечение однофазного транспорта газа с

дальних кустов скважин на установку комплексной подготовки газа, а также

транспортировка газа в однофазном состоянии на 2-ю ступень компримирования.

Прототипом технологии является сбор и подготовка углеводородного газа к

транспорту, в котором газ с дальних кусов скважин проходит первичную сепарацию на

239

установках предварительной подготовки газа (УППГ), откуда по трубопроводу

поступает на окончательную подготовку на УКПГ.

При подаче газа дальних кустов перед первой ступенью компримирования

реализуется следующая технология сбора и подготовки углеводородного газа к

транспорту: подают газ с дальних кустов на сепарацию, транспортируют газ для

дальнейшей подготовки совместно с газом ближних кустов скважин. Подают газ с

ближних кустов скважин на сепарацию, вводят в газовый поток предварительно

отсепарированный газ с дальних кустов скважин, сепарируют смесевой газ,

компримируют и охлаждают смесевой газ в две ступени, вводят в газовый поток

регенерированный абсорбент, выводят из газового потока насыщенный абсорюент на

регенерацию, охлаждают смесевой газ и выводят его из установки.

Технический результат достигается следующим образом. Методом

абсорбционной осушки подают газ с дальних кустов скважин на сепарацию,

транспортируют газ для дальнейшей подготовки совместно с газом ближних кустов

скважин. Подают газ с ближних кустов скважин на сепарацию, вводят в газовый поток

предварительно отсепарированный газ с дальних кустов скважин, сепарируют

смесевой газ, компримируют и охлаждают смесевой газ в две ступени, вводят в

газовый поток регенерированный абсорбент, выводят из газового потока насыщенный

абсорбент на регенерацию, охлаждают смесевой газ и выводят его из установки, в

отличие от прототипа ввод регенерированного гликоля в газовый поток и вывод

насыщенного влагой абсорбента из газового потока осуществляют также после

сепарации газа дальних и ближних кустов скважин. Температуру точки росы

транспортируемого газа обеспечивают ниже температуры транспортируемого газа на

7-12 °C.

На рисунке 7.7 представлена предлагаемая схема подготовки углеводородного

газа к транспорту.

Пластовый газ с дальних кустов скважин по трубопроводам

1 подают на

установку предварительной подготовки газа во входной сепаратор 2, где из него

выделяют механические примеси и жидкую фазу. Механические примеси и жидкую

фазу из входного сепаратора

2 по трубопроводу

3 выводят из установки.

Отсепарированный газ из входного сепаратора

2 по трубопроводу

4 подают в

абсорберы

5 для предварительной осушки. Регенерированный абсорбент по

трубопроводам

6 подают в абсорберы

5 и после поглощения влаги из газа

насыщенный абсорбент по трубопроводам 7 выводят из установки. Предварительно

осушенный газ из абсорберов 5 транспортируется по трубопроводам 8 в сепаратор 17

установки комплексной подготовки газа, где из него выделяют механические примеси.

Механические примеси из сепаратора 17 по трубопроводу 18 выводят из установки.

Предварительно осушенный и дополнительно отсепарированный газ дальних кустов

скважин по трубопроводу 19 вводят в газовый поток с ближних кустов скважин в

трубопровод 16.

Пластовый газ с ближних кустов скважин (условно не показаны) по трубопроводу

9 подают на установки комплексной подготовки газа во входной сепаратор 10, где из

него выделяют механические примеси и жидкую фазу. Механические примеси и

жидкую фазу из входного сепаратора 10 по трубопроводу 11 выводят из установки.

Отсепарированный газ из входного сепаратора 10 по трубопроводу 12 подают в

абсорбер

13 для предварительной осушки. Регенерированный абсорбент по

240

трубопроводу 14 подают в абсорбер 13 и после поглощения влаги из газа насыщенный

абсорбент по трубопроводу 15 выводят из установки. Предварительно осушенный газ

из абсорбера

13 подают по трубопроводу

16 в компрессор

20 первой ступени

дожимной компрессорной станции.

1 - трубопровод; 2 - сепаратор; 3 - трубопровод; 4 - трубопровод; 5 - абсорбер; 6 -

трубопровод; 7 - трубопровод; 8 - трубопровод; 9 - трубопровод; 10 - сепаратор; 11 -

трубопровод; 12 - трубопровод; 13 - абсорбер; 14 - трубопровод; 15 - трубопровод; 16 -

трубопровод; 17 - сепаратор; 18 - трубопровод; 19 - трубопровод; 20 - компрессор; 21 -

трубопровод; 22 - охладитель; 23 - трубопровод; 24 - компрессор; 25 - трубопровод; 26 -

охладитель; 27 - трубопровод; 28 - абсорбер; 29 - трубопровод; 30 - трубопровод; 31 -

трубопровод; 32 - охладитель; 33 - трубопровод

Рисунок 7.7 - Схема подготовки углеводородного газа к транспорту

Смесевой газовый поток после сжатия в компрессоре

20 направляют по

трубопроводу 21 в охладитель газа 22. Охлажденный газ по трубопроводу 23 подают в

компрессор второй ступени сжатия дожимной компрессорной станции 24 и после

сжатия направляют по трубопроводу

25 в охладитель

26. Охлажденный газ по

трубопроводу

27 направляют в нижнюю часть абсорбера

28. В верхнюю часть

абсорбера по трубопроводу 29 подают регенерированный абсорбент. Насыщенный

абсорбент по трубопроводу 29 выводят из установки. Осушенный газ по трубопроводу

31 направляют в охладитель 32 и после охлаждения по трубопроводу 33 выводят из

установки.

Такая технологическая схема обеспечивает межпромысловую транспортировку

газовой фазы без выделения водной фазы на значительные расстояния (десятки

километров и более), поскольку температура точки росы предварительно осушенного

газа ниже температуры, при которой происходит выделение влаги из газа в диапазоне

241

давлений транспортировки газа от УППГ на УКПГ для окончательной абсорбционной

осушки.

Для оценки эффективности предложенной технологии на Уренгойском

нефтегазоконденсатном месторождении были проведены исследования совместной

эксплуатации двух промыслов путем технологического моделирования процесса

транспортировки и подготовки газа в программной системе «ГазКондНефть».

Результаты промысловых исследований показали, что технология обеспечивает

в однофазном режиме, без образования гидратов и льда, транспортировку на

значительные расстояния газа между промыслами. При этом оптимизируются

процессы и работа промыслового оборудования и сокращаются затраты на подготовку

и внутрипромысловый транспорт газа.

7.6 Технология сверхзвуковой сепарации газа (3S-технология)

Технология сверхзвуковой сепарации газа

(3S-технология

- SuperSonic

Separation) предназначена для подготовки газа к транспорту, а также для извлечения

из газа целевых фракций, таких как углеводородный конденсат, пропан-бутановая и

этановая фракции [83]. Технология базируется на охлаждении закрученного потока

газа в сверхзвуковом сопле Лаваля.

Сепараторы, изготовленные в соответствии с этой технологией, позволяют не

только отделить от газа жидкость, но также произвести отбор отдельных целевых

фракций углеводородов. Данная технология позволяет реализовать подводную

подготовку газа к транспорту, заключающуюся в обеспечении необходимых точек росы

по воде и углеводородам в транспортируемом с морского месторождения газе.

В технологии сверхзвуковой сепарации сверхзвуковой поток газа реализуется с

помощью конфузорно-диффузорного сопла Лаваля. В таком сопле газ разгоняется до

скоростей больших скорости распространения звука в газе. При этом за счет перехода

части потенциальной энергии потока в кинетическую энергию происходит сильное

охлаждение газа.

Расширение природного газа даже до небольших чисел Маха (М ~ 1.5-2.0) позволяет

охладить газ до температур, достаточных для конденсации не только компонентов тяжелее

пропана, но даже и этана. При этом для достижения криогенных температур природного

газа дополнительных источников холода, таких как: холодильники, турбодетандеры и т.д.,

не требуется. В 3S-технологии отбор сконденсировавшихся в сверхзвуковом сопле капель

конденсата, содержащих целевые компоненты, осуществляется под воздействием

центробежных сил. Поле центробежных сил создается посредством закрутки потока в

форкамере сверхзвукового сопла.

Принципиальная схема установки, реализующей 3S-технологию (далее - 3S-

сепаратор), представлена на рисунке 7.8.

3S-сепаратор включает в себя: закручивающее устройство, до/сверхзвуковое

сопло, рабочую часть, устройство отбора газожидкостной смеси, диффузоры.

Применение диффузора на выходе из рабочей части 3S-сепаратора позволяет

за счет торможения преобразовать часть кинетической энергии потока в

потенциальную, что обеспечивает получение давления газа на выходе из диффузора

242

существенно большего, чем статическое давление газа в сверхзвуковом сопле, при

котором происходит конденсация целевых компонент.

Установка 3S-сепарации, смонтированная в ПАО «Роснефть» на УКПГ

Губкинского месторождения, позволила понизить точки росы по углеводородам и воде

на

20 ^оС, по сравнению со стандартной схемой с клапаном Джоуля-Томсона,

используемой ранее на этом объекте. Данная установка успешно эксплуатируется и

обеспечивает подготовку до 80 000 нм³/час природного газа при входном давлении

газа 70-80 атм.

Рисунок 7.8 - Принципиальная схема 3S-сепаратора

По результатам успешно проведенных межведомственных испытаний 3S-

cепаратора на Заполярном месторождении, эта технология была рекомендована к

применению на других объектах ПАО «Газпром».

Основные преимущества 3S-сепараторов по сравнению с традиционными

технологиями сепарации углеводородов из природного газа заключаются в

следующем:

- малогабаритность и, как следствие, возможность размещения в достаточно

ограниченном объеме, возможность достаточно легкого включения в комплекс другого

оборудования, снижение стоимости монтажа и установки;

- низкие капитальные затраты и эксплуатационные издержки;

- экологическая безопасность;

- отсутствие движущихся частей;

- отсутствие потребности в постоянном обслуживании;

- способность использовать обычно пропадающую энергию пласта;

243

- более высокая эффективность по сравнению с общераспространенным

оборудованием для сепарации.

Наиболее интересным является случай использования 3S-технологии на

месторождениях, в которых требуется поддерживать на выходе из установки

подготовки газа давление подготовленного газа на уровне ~ 100 атм. Высокий уровень

давления газа на выходе из установки может быть обусловлен необходимостью

транспортирования газа на большие расстояния. Особенно важно это для вариантов, в

которых подготовленный газ необходимо транспортировать по подводному

трубопроводу. Такой вариант в частности актуален при разработке месторождений,

находящихся на значительном расстоянии от берега (Штокмановское месторождение и

т.п.).

В этом случае обеспечить подготовку природного газа к транспортировке в

большинстве случаев с помощью схем низкотемпературной сепарации газа (НТС) с

использованием JT-клапана или турбодетандера невозможно. Это связано с тем, что в

стандартных схемах провести конденсацию целевых компонентов при давлениях,

близких к

100 атм., невозможно. В то время как за счет расширения газа до

сверхзвуковых скоростей в сопловом канале 3S-сепаратора удается достаточно сильно

охладить газ и провести сепарацию тяжелых компонентов.

Установка 3S-сепарации, смонтированная в ПАО «Роснефть» на УКПГ

Губкинского месторождения, позволила понизить точки росы по углеводородам и воде

на

20 °С, по сравнению со стандартной схемой с клапаном Джоуля-Томпсона,

используемой ранее на этом объекте. Данная установка успешно эксплуатируется и

обеспечивает подготовку до 80 000 нм³/час природного газа при входном давлении

газа 70-80 атм.

По результатам успешно проведенных межведомственных испытаний 3S-

сепаратора на Заполярном месторождении, эта технология была рекомендована к

применению на других объектах газовых месторождений, расположенных на Ямале и

на шельфе Арктических морей.

7.7 Технология сжижения природного газа DRI

Технология сжижения природного газа DRI (Liquefaction of natural gas by Direct

Refrigerant Injection technology) предназначена для производства сжиженного

природного газа на базе технологии охлаждения газовой смеси прямым впрыском

хладагента в поток.

Особенности технологии - модуль прямого впрыска DRIM (Direct Refrigerant

Injection Module) и многопоточный криогенный теплообменный аппарат градиентного

испарения, позволяющие снизить себестоимость готовой продукции и увеличить

прибыль компаний-операторов. Реализация проекта предусматривает использование

существующих машиностроительных мощностей российских компаний-производителей

профильного и криогенного оборудования.

Охлаждение путем прямого впрыска хладагента в жидком виде в поток

углеводородного газа при контролируемых параметрах скорости и давления является

более эффективным по сравнению с охлаждением посредством теплообмена через

ограничивающую стенку.

244

Процесс предварительного охлаждения путем прямого впрыска хладагента

позволит существенно модернизировать процесс сепарации, что приведет к

повышению энергоэффективности процесса в целом, уменьшит сеть коммуникаций,

общих капиталовложений и потерь сырьевого продукта.

Хладагентом в системе является отсепарированные жидкие компоненты,

поступающие в составе газового потока. Система спроектирована таким образом, что

охлаждение происходит за счет теплообмена между каплями жидкого хладагента, и за

счет латентной теплоты парообразования более летучих компонентов хладагента. Во

время впрыска хладагента происходит образование газового тумана, смещение точки

росы, что позволяет существенно улучшить отчистку газа от более тяжелых

компонентов, таких как пропановые фракции.

Схема технологии производства СПГ методом прямого впрыска хладагента DRI

приведена на рисунке 7.9.

Рисунок 7.9 - Схема технологии производства СПГ методом прямого впрыска

хладагента DRI

Особенностями технологии DRI являются: наличие

3 контуров смешанного

хладагента (три стадии охлаждения); применение технологии модуля прямого впрыска

хладагента (DRIM) - регулирование теплотворной способности СПГ (жирности) без

внесения изменений в конструкцию установки и состав хладагентов, унификация и

уменьшение линейных габаритов теплообменников, самоадаптация системы к составу

сырьевого газа; разделение горячего потока природного газа и хладагента (раздельный

сброс давления хладагента, исключение взаимовлияния потоков, упрощение

конструкции теплообменных аппаратов).

Стадии охлаждения:

245

прохождение газа через первый участок смешения с хладагентом.

Хладагентом в данном случае является более тяжелая фракция, выделенная из потока

путем сепарации. Необходимая температура хладагента достигается путем

прохождения его через теплообменник;

сепарация газа после первой стадии охлаждения. На данной стадии

происходит отделение более тяжелых фракций смеси для использования в качестве

хладагента. В дальнейшем отсепарированный газ следует на следующую стадию

охлаждения путем впрыска, а хладагент поступает в теплообменники и охлаждается;

после нескольких циклов охлаждения путем прямого впрыска, вся смесь,

изначально подававшаяся на вход системы, поступает на теплообменник, где

происходит финальное охлаждение стандартным методом путем теплопередачи через

ограничивающую стенку.

Преимущества технологии:

1) гибкая самоадаптация системы при изменении характеристик входящего газа,

при изменении требований к сжиженному газу или при изменении температуры ОС.

Возможность менять конечные характеристики СПГ (например, теплоту сгорания),

основываясь на требованиях конкретного заказчика, и оптимизировать процесс при

колебании сезонных температур.

2) разделение газа на компоненты можно проводить при меньшем давлении по

сравнению с существующими технологиями:

 возможность использовать оборудование с меньшей толщиной стенки;

 благодаря процессу рециркуляции по методу прямого впрыска хладагента

значительно улучшается разделение газа на компоненты;

3) за счет прямого впрыска хладагента и исключения теплообмена через

ограничивающую стенку охлаждение газового потока происходит практически мгновенно:

 возможность использования оборудования меньших габаритов;

 частичная замена дорогостоящих теплообменных аппаратов на системы

прямого впрыска хладагента, что позволит уменьшить капитальные

затраты на строительство установки СПГ;

4) возможность применения вакуумной изоляции системы прямого впрыска

хладагента, что уменьшит до минимума теплообмен с ОС;

5) при контроле параметров процесса (давления, температуры, скорости потока

и пр.) система, основываясь на заложенных в нее алгоритмах, способна

самостоятельно регулировать процесс сжижения при изменении характеристик

входящего газа;

6) использование преимущества арктического климата для повышения

энергоэффективности процесса сжижения;

7) термодинамический цикл по данной технологии на 13 % энергоэффективнее

цикла C3MR благодаря оптимизации холодильного цикла при сохранении идентичного

периферийного оборудования (компрессоры, теплообменники и т.д.);

8) отсутствие решений, использующих зарубежные технологии;

9) еще одним из преимуществ технологии сжижения DRI является возможность

масштабирования производства в зависимости от требуемой проектной мощности.

Технология DRI может быть использована при реализации проектов в различных секторах

индустрии СПГ - от малотоннажного производства сжиженного газа для газификации

246

отдаленных регионов и производства газомоторного топлива до крупнотоннажного

производства сжиженного газа для трансконтинентальных перевозок СПГ.

К настоящему моменту спроектирована и сконструирована лабораторная

установка по сжижению газа методом прямого впрыска хладагента. На ней проведена

серия экспериментов, подтверждающих возможность сжижения газа путем впрыска

хладагента в жидком состоянии в поток газа. Составлено техническое описание

разработки, проведены технологические расчеты в программе Hysys, описана

термодинамика процесса, рассмотрено влияние давления на процесс, выполнено

сравнение разрабатываемой технологии с существующими. Компания-разработчик

является резидентом инновационного центра Сколково [85].

247

Предварительно очищенный и осушенный природный газ подают на сжижение и

затем охлаждают за счет холода смешанного хладагента в теплообменнике

предварительного охлаждения 1 до температуры минус 52-54 °С. Двухфазный поток

проходит через первый сепаратор 2, где происходит отделение этановой фракции,

после чего жидкость из первого сепаратора направляют на фракционирование.

Газовый поток направляют в теплообменник сжижения 4 и охлаждают до температуры

минус 120-125°С.

Далее СПГ переохлаждают в теплообменнике переохлаждения 17 азотом до

температуры минус 150-160 °С.

Давление переохлажденного СПГ, выходящего из теплообменника

переохлаждения 17, снижают в жидкостном детандере 19 до 0,11-0,13 МПа. СПГ

низкого давления поступает в сепаратор 20, и затем его направляют в емкость

хранения СПГ.

Применение жидкостного детандера

19 позволяет сэкономить количество

энергии, затрачиваемой на процесс сжижения, за счет использования энергии

расширения сжиженного газа.

Снижение энергетических показателей, затрачиваемых на процесс сжижения

газа, достигается за счет использования смешанного хладагента на стадии

предварительного охлаждения и сжижения и азотного цикла на стадии

переохлаждения. Сравнение удельной потребляемой мощности процессов сжижения

приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Сравнение удельной потребляемой мощности процессов, кВтч/т

Наименование

CMR

DMR

MFC

GMR

Холодные условия (t_возд= -3,9 °С)

250

237

226

236

Теплые условия (t_возд= +24,5 °С)

275

269

295

285

В среднем (t_возд= +6 °С)

260

255

261

259

Достоинства нового процесса сжижения газа по технологии GMR:



низкие удельные энергозатраты (244-295 кВтч/т СПГ при +10... +30 ^оС),

сравнимые с наиболее экономичными циклами;



простота технологии - невысокие капитальные затраты;



хорошая адаптации для холодного климата

- использует все

преимущества смесевых циклов;



удобство эксплуатации - два независимых цикла, отдельный компрессор

для каждого цикла;



возможность использования пластинчатых теплообменников на стадии

азотного переохлаждения - компактность теплообменной системы;

- апробированные технические решения

- как по процессу SMR

(охлаждение и сжижение - с 1970 года), так и по азотному переохлаждению (процесс

AP-X - с 2006 года).

Технология сжижения газа с применением двойного смешанного хладагента

250

Технология предполагает использование двух потоков циркулирующего

охладителя, представляющего собой смесь азота и легких углеводородов (обычно -

метан, этан, пропан, изобутан, бутан): контур предварительного охлаждения и контур

сжижения.

Т - теплообменник; К - компрессор; Х - холодильник; Д - дроссель

Рисунок 7.12 - Технологическая схема сжижения газа с применением двойного

смешанного хладагента

Хладагент цикла предварительного охлаждения (СХА-1) представляет собой

смесь этана и пропана с добавлением небольших количеств метана и бутана.

Использование смешанного хладагента в цикле предварительного охлаждения делает

процесс более гибким и эффективным в условиях низких температур окружающего

воздуха. Процесс легко адаптируется к изменению внешней температуры путем

изменения соотношения пропана и этана в смесевом хладагенте СХА-1.

Преимущества данной технологии особенно сказываются в условиях зимних

температур (около -30 °С), когда вследствие вариабельности составов хладагентов

коэффициент сжижения природного газа достигает максимума.

Кроме того, изменение состава хладагента позволяет более эффективно

использовать мощности газовых турбин.

Хладагент СХА-1 сжимается в двухступенчатом компрессоре КЗ с воздушным

охлаждением и поступает в трубный пучок теплообменника Т1. На выходе из

теплообменника Т1 СХА-1 разделяется на два потока. Первый поток дросселируется в

устройстве Д5 и направляется в межтрубное пространство теплообменника Т1 для

охлаждения потоков, поднимающихся по трубным пучкам. Второй поток направляется

в теплообменник Т2 для дальнейшего охлаждения, дросселирования в устройстве Д4 и

образования потока охлаждения теплообменника Т2. Выходящие из нижней части

теплообменников Т1 и Т2 потоки газа направляются в компрессор К3.

Очищенный природный газ и смешанный хладагент основного цикла сжижения

СХА-2 охлаждаются в цикле предварительного охлаждения до 50-80 °С. Проходя

последовательно снизу вверх по трубным пучкам теплообменников Т1 и Т2.

СХА-2 состоящий преимущественно из метана и этана с добавлением

некоторого количества пропана и азота, охлаждается в теплообменнике Т1 и частично

конденсирвется в теплообменнике Т2, после чего разделяется в сепараторе С1 и

251

двумя потоками - жидким и газовым - наступает снизу в трубные пучки основного

криогенного теплообменника Т3. Процесс охлаждения и конденсации природного газа

смешанным хладагентом в основном криогенном теплообменнике Т3 был описан в

разделе

4.3. Хладагент основного цикла сжижения, выйдя из нижней части

теплообменника Т3 подается на всасывание в двухступенчатый коспрессор К1,2, где

сжимается, охлаждается и возвращается в теплообменник Т1.

В основном криогенном теплообменнике Т3 природный газ при движении по

трубным пучкам снизу вверх сжижается и переохлаждается до температуры -153 °С.

После основного криогенного теплообменника сжатый и сжиженный газ расширяется в

устройстве Д1 до

0,12-0,13 МПА, охлаждается до температруры

-101 °С и

направляется в резервуар для хранения.

Технологический процесс Duble Mixed Refrigerant

- DMR был рахработан

компанией Shell для средне- и крупнотоннажного производства СНГ с

производительностью технологических линий от 2 до 5 млн т в год. По этой технологии

работает завод СПГ на Сахалине, стартовавший в феврале

2009 г.

производительность каждой из двух технологических линий составляет 4,8 млн т СПГ

в год.

Технология сжижения природного газа, основанная на применении

смесевого цикла

Технология предназначена для сжижения природного газа за счет кипения

смесевого хладагента, что обеспечивает высокие технико-экономические показатели и

энергетическую эффективность.

Технологическая схема представлена на рисунке 7.13.

I - природный газ; II - топливный газ для генератора; III - отпарной газ; IV - СПГ; V - N₂;

VI - легкокипящие углеводороды; 1 - криогенный теплообменник; 2 - фракционатор;

3 - компрессорно-холодильный агрегат; 4 - копрессор; 5 - конденсатор; 6 - криогенный блок

Рисунок 7.13 - Технологическая схема сжижения природного газа, основанная на

применении смесевого цикла.

252

В криогенном теплообменнике (1) происходит охлаждение потока природного

газа за счет кипения смесевого хладагента. Фракционатор (2) добавляется в случае

необходимости отделения от потока газа различных компонентов. Компрессорно-

конденсаторный холодильный агрегат

(3) состоит в основном из комплектующих,

применяющихся в коммерческой холодильной технике.

Основными особенностями технологии МГТУ им. Н.Э.Баумана являются:

- применение серийных холодильных компрессоров;

- применение отечественных высокоэффективных теплообменных аппаратов

специальной конструкции.

За счет оригинальных схемных и конструктивных решений стоимость криогенных

блоков СПГ-установок удалось снизить примерно в

2 раза по сравнению с

иностранными аналогами при сохранении тех же показателей энергоэффетивности.

Технология сжижения газа на плавучих установках

Технология предназначена для применения на плавучих установках в условиях

морской качки. Одной из проблем, с которыми сталкиваются плавучие суда по

сжижению, является плескание выпаривающейся текучей среды внутри

теплообменников, которое может привести к возникновению сил, которые могут

повлиять на устойчивость и управление теплообменником. Кроме того, циклический

характер перемещения может привести к цикличности эффективности теплопередачи

и, соответственно, может повлиять на технологические условия сжижения природного

газа. Эта неустойчивость может привести к ухудшению общей эффективности работы

установки, а также к сужению эксплуатационных режимов и ужесточению ограничений

существующей производительности.

Разработана технология сжижения природного газа в движущейся окружающей

среде с использованием теплообменника кожухо-серцевинного типа (типа «core-in-

shell») (рисунок 7.14)

I - природный газ; II - хладагент в паровой фазе; III - хладагент в жидкой фазе;

IV - охлажденный технологический поток; V - нагретый технологический поток;

VI - частично выпаренный хладагент; VII - сжиженный газ

1 - дроссель; 2 - разделительный сосуд; 3 - перегородка; 4 - теплообменник

Рисунок 7.14 - Схема разделительно сосуда с использованием теплообменника

кожухо-серцевинного типа

253

Технология включает в себя:

- введение хладагента в раздельный сосуд (2) для образования потока (II)

парового хладагента и потока (III) жидкого хладагента;

- введение потока (III) жидкого хладагента около нижней части, расположенной

снаружи относительно разделительного сосуда (2) серцевины (4) теплообменника;

- введение более теплого технологического потока (IV) в расположенную

снаружи серцевину (4) теплообменника в месте над потоком (III) жидкого хладагента;

- охлаждение более теплого технологического потока (IV) через непрямой

теплообмен с потоком жидкого хладагента (III) в расположенной снаружи серцевине

теплообменника (3) для образования охлажденного технологического потока (V) и

потока частично выпаренного хладагента (VI);

- отвод охлажденного технологического потока (V) и потока частично

выпаренного (VI) хладагента из расположенной снаружи серцевины теплообменника

(3).

Разделительный сосуд (2) включает в себя перегородки гашения движения.

Принципиальная

конструкция

кожухо-серцевинного

теплообменника

обеспечивает перекрестный теплообмен горячего технологического питающего потока

с холодной выпаривающей текучей средой. Выпаривающаяся текучая среда находится

в сосуде под давлением, где спаянные алюминиевые компактные серцевины

теплообменника смонтированы и полностью погружены в выпаривающуюся текучую

среду, которая находится на точке кипения теплообменника, где она вступает в контакт

с более горячими поверхностями унутри серцевины. Затем выпаривающая жидкость

передает тепло через каналы серцевины теплообменника. Больший объем

теплопередачи генерируется скрытой теплотой испарения выпаривающейся жидкости.

Питающий поток охлаждается или сжимается при его прохождении через

противоположную сторону каналов в серцевинах теплообменника.

Технология двуступенчатой абсорбции при осушке газов

Технология двуступенчатой абсорбции

предназначена для снижения

эксплуатационных затрат при глубокой осушке газа.

Схема для осуществления технологии осушки газа представлена на рисунке

7.15.

Сырой газ подают в абсорбер

1 через штуцер подачи сырого газа

6 на

сепарационную секцию

на которой отделяют капельную жидкость.

Отсепарированный от жидкости газа далее направляют в абсорбсицонную секцию

предварительной осушки газа 3, на которой осуществляют противоточный контакт с

частью регенерированного абсорбента, подаваемого через штуцер 8, и таким образом

извлекают основную часть влаги из газа.

Далее газ направляют на ступень окончательной осушки 4, где осуществляют

противоточный контакт с абсорбентом высокой концентрации, который подают через

штуцер 9. Осушенный газ после фильтрации от абсорбента на ступени 5 выводят в

виде готового продукта через штуцер 7.

Смесь насыщенных абсорбентов выводят из абсорбента 1 через штуцер 10,

после чего ее дросселируют, снижая давление на регулирующем клапане 12, и подают

в выветриватель 13, газы выветривания отбирают через штуцер 15, а сорбент через

штуцер выветренного абсорбента 16 и направляют на фильтр 17.

254

1 - абсорбер 2 - сепарационная секция; 3 - абсорбционная секция предварительной осушки

газа; 4 - абсорбционная секция окончательной осушки газа; 5 - фильтрующая секция;

6 - штуцер подачи сырого газа; 7 - штуцер выхода осушенного газа; 8 - штуцер подачи

частично регенерированного абсорбента; 9 - штуцер подачи абсорбента высокой концентрации;

10 - штуцер выхода абсорбента; 11, 12 - регулирующий клапан; 13 - выветриватель;

14 - штуцер входа насыщенного абсорбента; 15 - штуцер выхода газа выветривания;

16 - штуцер выхода выветренного абсорбента; 17- фильтр; 18 , 19 - теплообменники для

нагревания насыщенного раствора регенерированным раствором; 20 - ректификационная

колонна частичной регенерации абсорбента; 21 - ректификационная колонна окончательной

регенерации для получения абсорбента высокой концентрации; 22 - конденсатор-воздушный

холодильник; 23 - рефлюксная емкость; 24 - насос перекачки рефлюкса; 25, 26 - насосы

высокого двления; 27 - вакуумный насос второй ступени ректификации; 28 - штуцер

ректификационной колонны подачи сырья (насыщенного абсорбента); 29 - штуцер

ректификационной колонны выхода отпаренной воды; 30 - штуцер ректификационной колонны

выхода частично регенерированного абсорбента; 31 - штуцер ректификационной колонны

подачи несконденсированных паров со второй ступени ректификации; 32 - штуцер

ректификационной колонны подачи части насыщенного абсорбента из дефлегматора второй

ступени ректификации; 33 - штуцер ректификационной колонны подачи сырья с низа колонны

20; 34 - штуцер ректификационной колонны выхода остатка; 35 - штуцер ректификационной

колонны выхода несконденсированных паров на вакуумный насос; 36 - штуцер

ректификационной колонны подачи хладогента (части абсорбента в дефлегматор); 37 - штуцер

ректификационной колонны выхода из дефлегматора; 38 - штуцер ректификационной колонны

подачи отпарного газа; 39 - штуцер ректификационной колонны отбора

высококонденсированногоо абсорбента; 40 - штуцер ректификационной колонны подачи части

высококонденсированного абсорбента на орошение; 41 - штуцер рефлюксной емкости выхода

несконденсированных паров; 42 - штуцер рефлюксной емкости отбора углеводородного

конденсата; 43 - штуцер рефлюксной емкости отбора рефлюкса на насос 24

Рисунок 7.15 - Технологическая схема двуступенчатой абсорбции при осушке газа

255

Отфильтрованный поток насыщенных абсорбентов делят на две части. Одну

часть подают на теплообменник

18, в котором ее нагревают частично

регенерированным гликолем и подают через штуцер

28 в ректификационную

колонну частичной регенерации 20 в качестве сырья. Другую часть подают на

теплообменник

19, где ее нагревают высококонцентрированным потоком

абсорбента, который отбирают через штуцер 39 колонны 21.

Из теплообменника

19 насыщенный абсорбент подают на дефлегматор

через штуцер 36, из которого его отбирают через штуцер 37 и подают в качестве

второго сырьевого потока в ректификационную колонну частичной регенерации 20

через штуцер 32.

Отпаренную влагу отбирают через штуцер 29 и подают на конденсацию в

воздушный холодильник

22. После конденсации поток подают в рефлюксную

емкость

23, из которой несконденсированные пары отводят через штуцер

41.

Водяной конденсат через штуцер отбора рефлюкса 43 отбирают насосом 24. Часть

его направляют на орошение колонны

20, а оставшуюся часть сбрасывают в

дренаж или используют для промыва сырого газа, конденсат легких углеводородов

отбирают через штуцер 42.

Основную часть потока частично регенерированного абсорбента,

отбираемого из колонны 20 через штуцер выхода частично регенерированного

абсорбента 30, после утилизации тепла в теплообменнике 18 насосом 25 подают

через штуцер 8 в абсорбер 1 на контакт с сырым газом для предварительной

осушки его от воды.

Другую часть потока горячего частично регенерированного абсорбента из

колонны 20 подают через штуцер подачи сырья на вторую ступень ректификации в

ректификационную колонну окончательной регенерации 21. Отсепарированный и

сконденсированный абсорбент отбирают из колонны 21 в виде жидкостного потока

через штуцер

39. Небольшую часть потока абсорбента через штуцер

возвращают в колонну 21 для орошения. Остальную часть после охлаждения в

теплообменнике

19 насосом

26 подают через штуцер

9 в абсорбер

1 на

окончательную ступень осушки

4 для окончательного извлечения влаги из

предварительно осушенного газа в абсорбционной секции предварительной

осушки газа 3.

Из колонны 21 остаток отбирают через штуцер 34, а несконденсированные

пары через штуцер 35 вакуумным насосом 27 подают в колонну 20.

Часть несконденсированных паров верха колонны 21 может использоваться

в качестве отпарного газа при подаче его в колонну 21 через штуцер 38.

Технология позволяет получить газ с низкой температурой точки росы по

воде при двухступенчатой осушке газа абсорбентом разной концентрации и

объема при одновременном отводе из абсорбента солей, механических примесей

и смолистых веществ. Технология обеспечивает увеличение продолжительности

работы оборудования приблизительно в два раза, так как исключает попадание

примесей на фильтрующую ступень абсорбера (ее забивание), снижает их

концентрацию в системе. Исключая вспенивание абсорбента и его потери.

256

7.9 Технология гликолевой осушки газов с помощью специальной

насадки

Назначение технологии

- осушка с помощью гликолей газов природного,

нефтяного и синтетического происхождений, имеющих различное содержание влаги,

до температуры точки росы (ТТР) минус 40^оС.

По этой технологии осушка газа и регенерация гликоля проводится в аппаратах

колонного типа (рисунок 7.16). Для обеспечения длительного пробега аппаратов из

гликоля непрерывно удаляются продукты деградации и водорастворимые соли.

Насыщенный гликоль, в полном объеме, очищается с помощью фильтра 1, способного

удалять соли. Регенерированный гликоль частично очищается с помощью фильтра 2

тонкой фильтрации, остальная работа установки классическая. Глубокую осушку газа с

помощью гликоля, до ТТР минус

30-40 ^оС, удается достичь за счет высокой

эффективности насадки, специально разработанной для данной системы.

Производительность по газу абсорбера с насадкой, в два раза выше

производительности абсорбера с использованием тарелок. Для снижения потерь

гликоля с осушенным газом до равновесных значений в абсорбере применяется

специальный демистер сверхтонкой очистки. Габариты установки, даже для больших

объемов газа, незначительны. Это позволяет размещать ее на площадках имеющих

ограниченные размеры, например, на морских платформах.

Рисунок 7.16 - Технология осушки газов с помощью гликолей [87]

Реализация осушки, в сравнении с известными технологиями, позволяет на 10 %

сократить удельные энергозатраты и снизить капитальные затраты на 30 %. Срок

безостановочного пробега установки не менее 4 лет.

Технология имеет опыт успешного применения в НХК Узбекистана.

7.10 Технология очистки газа регенерации от цеолитной пыли

Назначение технологии

257

Осушка природного, нефтяного и синтез-газа, имеющих различное содержание

влаги, до ТТР минус 100^оС с применением цеолитов и использованием рецикла газа

регенерации.

Технология предусматривает дооборудование различных типовых схем осушки

газов модульным блоком «мокрой» промывки газа регенерации от микрочастичек

цеолита (до 5 мкм) (рисунок 7.17). Эти примеси практически невозможно уловить

обычными фильтрами после адсорберов. Кроме этого, промывка газа позволяет

удалить водорастворимые соли, которые со временем накапливаются на цеолитах.

Эти примеси затрудняют работу компрессора рецикла газа регенерации, а также

мешают ведению процесса очистки этого газа в случае присутствия кислых примесей в

исходном газе. Промывка газа регенерации проводится в сепараторе с насадкой. В

качестве промывочной жидкости используется вода, которая затем фильтруется. В

ходе фильтрации удаляются до

% микрочастичек цеолита. Блок работает в

автоматическом режиме с обратной промывкой фильтров и сбором шлама в тару.

Рисунок 7.17 - Технология очистки газа регенерации от цеолитной пыли

В результате применения очистки газа регенерации по технологии

обеспечивается стабильная и надежная работа компрессора и узла очистки газа. Срок

безостановочного пробега блока - не менее 5 лет. Наибольший эффект достигается

для объектов большой мощности, от 2 млрд нм³в год.

Технология имеет опыт успешного применения в НХК Узбекистана.

7.11 Технология применения возобновляемых источников энергии

Технология применения возобновляемых источников энергии (ВИЭ) на базе

ветрогенераторов и солнечных батарей предназначена для работы в буфере с

аккумуляторными батареями на напряжение ±24 В при электроснабжении УППГ и

кустов скважин.

Электроснабжение потребителей газовых кустов и одиночных скважин, а также

электроснабжение потребительной площадки УППГ выполняется от комплексных

возобновляемых источников электроэнергии на базе солнечных панелей и

ветрогенераторов.

258

Солнечные панели являются основным источником электроэнергии для питания

оборудования контролируемых пунктов телемеханики, контрольно-измерительных

устройств и приводов исполнительных устройств в условиях отсутствия сетевого

электропитания (рисунок 7.18, таблица 7.2).

Рисунок 7.18 - Солнечные модули и ветрогенератор

Таблица 7.2 - Характеристика солнечных панелей

Параметры

Значения

Количество солнечных модулей

10 шт.

Температура окружающей среды

от -60 °С до +90 °С

Выходное напряжение

24 В

Максимальное напряжение изоляции

2200 В (пост. тока)

Максимальный рабочий ток

8 А

Максимальная мощность

175 Вт

Размеры 1 модуля

1575х826х46 мм

Масса 1 модуля

17,0 кг

Срок службы

10 лет

Период обслуживания

Не обслуживается

Фотоэлектрические модули состоят из монокристаллических

кремниевых

солнечных элементов площадью 1,3 м²каждый.

259

Солнечные панели, количество которых выбирается исходя из мощности,

потребляемой оборудованием, при наличии солнечного света способны полностью

обеспечить потребности контролируемых пунктов телемеханики в электроэнергии.

Общая мощность блоков солнечных панелей, реализуемая при помощи доступных

технических решений, может иметь значение от 0,2 до 3 кВт.

При недостаточной мощности, вырабатываемой солнечными панелями,

выполняется автоматическое подключение ветрогенератора, используемого в качестве

второго независимого основного источника электроэнергии для питания оборудования

(таблица 7.3).

Таблица 7.3 - Характеристика ветрогенераторов

Параметры

Значения

Диаметр ротора

2,7 м

Максимальная мощность при ветре 11,6 м/с

1000 Вт

Стартовая скорость ветра

3,1 м/сек

Максимальная скорость ветра

55 м/сек

Минимальная скорость ветра

3 м/сек

Выходящее напряжение (постоянный ток)

12, 24, 36, 48 В

Выходящее напряжение (переменный ток)

230 В

Вес

30 кг

Количество лопастей

3 шт

Ветрогенераторы устанавливаются на высоте 25 метров над землей и позволяют

получить мощность от 1 до 3 кВт. Количество электрической энергии, вырабатываемой

за счет ветрогенерации, зависит от географического расположения месторождения

(ветрового района). Ветрогенераторы выполнены на базе ветряных турбин и

устанавливаются на мачтах с возможностью самоориентации по направлению ветра.

На верхнем уровне матч устанавливаются ветромониторы, оснащенные

контроллерами, предназначенными для мониторинга ветровой обстановки с целью

оптимизации режима работы ветрогенератора.

Подключение ветрогенераторов в систему электроснабжения контролируемых

пунктов осуществляется посредством балластных шкафов. С помощью выключателей

в балластных шкафах имеется возможность стопорить ветрогенераторы путем

замыкания его обмотки.

Для обеспечения требуемого уровня надежности используются аккумуляторные

батареи

необходимой

емкости.

Аккумуляторные

батареи

процессе

функционирования

поддерживаются

заряженном

состоянии.

Излишки

вырабатываемой возобновляемыми источниками энергии - утилизируются при помощи

балластных шкафов. При отсутствии поступления электроэнергии от возобновляемых

260

источников электрическая энергия батарей поступает в систему и обеспечивает

бесперебойную работу оборудования.

Для решения задачи по снижению энергопотребления в контролируемых пунктах

телемеханики

используются

периферийные

устройства

низким

электропотреблением, а также устройства, которые могут быть программно

переключены в режим низкого электропотребления.

В аварийных ситуациях (при снижении процента заряда аккумуляторной батареи

в связи с малым поступлением электроэнергии от возобновляемых источников)

программно реализуется автоматическое оповещение оперативного персонала (на

пульте управления) о возникновении чрезвычайной ситуации.

Система электропитания контролируемого пукта телемеханики функционирует

под управлением программного обеспечения, моделирующего все возможные

ситуации и обеспечивающего оптимизацию заряда-разряда аккумулятолрной батареи

и питания всех входящих устройств.

Технология применятся в районе обустройства Северо-Ханчейского

лицензионного участка (Пуровский район ЯНАО).

261

ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Справочник НДТ подготовлен в соответствии с Поэтапным графиком создания в

2015-2017 гг. справочников наилучших доступных технологий, утвержденным

распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2014 г. № 2178-р,

и правилами определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а

также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических

справочников по наилучшим доступным технологиям, утвержденными постановлением

Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2014 г. № 1458.

Разработка справочника НДТ проводилась с использованием научно-

обоснованных предложений по проекту справочника НДТ, подготовленных Минэнерго

России в 2016 г. Подготовка настоящего справочника НДТ осуществлялась ТРГ 29,

созданной приказом Росстандарта от 9 сентября 2016 г. № 1296.

Был проведен анализ и систематизация информации о газодобывающей

отрасли в целом, о применяемых в отрасли технологиях, оборудовании, сбросах и

выбросах загрязняющих веществ, образовании отходов производства, других факторов

воздействия на окружающую среду, энерго- и ресурсопотреблении с использование

литературных данных, изучения нормативной документации, экологических отчетов,

планов модернизации и инновационного развития нефтегазовых компаний.

На основе разработанных и опубликованных на площадке Бюро НДТ шаблонов

анкет, после их общественного обсуждения и внесения изменений было проведено

анкетирование газодобывающих предприятий. Сбор и обработка

данных

анкетирования газодобывающей отрасли позволили провести анализ уровней

воздействия на окружающую среду идентифицированных основных технологий

(установок) газодобычи и объектов вспомогательного хозяйства с дальнейшим

выделением технологий в качестве НДТ.

По итогам подготовки справочника НДТ были сформулированы следующие

рекомендации, касающиеся дальнейшей работы над настоящим справочником НДТ и

внедрения НДТ:

- газодобывающим предприятиям рекомендуется осуществлять сбор,

систематизацию и хранение сведений об уровнях эмиссий загрязняющих веществ, в

особенности маркерных, в окружающую среду, потребления сырья и энергоресурсов, а

также о проведении модернизации основного и природоохранного оборудования,

экономических аспектах внедрения НДТ;

- при проектировании, эксплуатации, реконструкции, модернизации объектов

газодобычи необходимо обратить внимание на мониторинг, контроль и снижение

физических факторов воздействия на окружающую среду;

- при модернизации технологического и природоохранного оборудования в

качестве приоритетных критериев выбора новых технологий, оборудования,

материалов

следует

использовать

повышение

энергоэффективности,

ресурсосбережение, снижение негативного воздействия объектов газодобычи на

окружающую среду.

262

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(обязательное)

Перечень НДТ

Таблица А.1 - Перечень НДТ

№

Наименование НДТ

Система экологического менеджмента

Система энергетического менеджмента

Технология безамбарного бурения скважин

Технология бурения скважин с использованием амбаров (накопителей)

Технология по сбору, транспортировке, кондиционированию отходов

буровых растворов с дальнейшим возвращением в производственный

цикл, а также по производству технологических жидкостей различного

назначения

Переработка и использование твердой фазы отходов бурения

Технологии эксплуатации скважин без выбросов загрязняющих веществ в

атмосферу

Технологии интенсификации притока газа в скважине

Применение предварительной сепарации пластового газа

Технология подготовки газа горючего природного к транспорту на основе

10.

абсорбционного метода осушки газа

Технология подготовки газа горючего природного к транспорту на основе

11.

адсорбционного метода осушки газа

Технология подготовки газа горючего природного к транспорту,

12.

нестабильного конденсата газового на основе низкотемпературной

сепарации газа

Технология подготовки газа горючего природного к транспорту на основе

13.

низкотемпературной абсорбции газа

14.

Оптимизация работы дожимных компрессорных станций

15.

Технология производства газа горючего природного сжиженного (СПГ)

16.

Утилизация попутного нефтяного газа

263

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(обязательное)

Перечень технологических показателей для НДТ

Таблица В.1 - Технологические показатели наилучших доступных технологических

решений и технологий, используемых при добыче природного газа

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т.н.э продукции (год)

НДТ 7, 8

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,7

Монооксид углерода (СО)

≤5,0

Метан (СН₄)

≤1,0

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения, содержащие

сероводород

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO2)

≤0,35

Монооксид углерода (СО)

≤2,0

Метан (СН₄)

≤0,5

Серы диоксид (SO₂)

≤20,0

НДТ 9

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,005

Монооксид углерода (СО)

≤0,05

Метан (СН₄)

≤25,0

НДТ 10

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,03

Монооксид углерода (СО)

≤0,03

Метан (СН₄)

≤0,2

НДТ 11

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,05

Монооксид углерода (СО)

≤0,02

Метан (СН₄)

≤0,2

НДТ 12

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,03

Монооксид углерода (СО)

≤0,05

Метан (СН₄)

≤0,2

НДТ 13

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,05

Монооксид углерода (СО)

≤0,2

Метан (СН₄)

≤0,01

НДТ 14

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,7

Монооксид углерода (СО)

≤1,0

Метан (СН₄)

≤1,0

265

Таблица В.2

- Технологические показатели комплекса наилучших доступных

технологических решений и технологий, наиболее часто используемых при

эксплуатации промысловых объектов при добыче природного газа

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т.н.э продукции (год)

Предварительная сепарация

Применение НДТ 1, 6, 7, 8, 13

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,8

Монооксид углерода (СО)

≤2,0

Метан (СН₄)

≤35,0

Взвешенные вещества

≤0,03

Применение НДТ 1, 6, 7, 8, 13, 15

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤2,5

Монооксид углерода (СО)

≤2,5

Метан (СН₄)

≤10,0

Взвешенные вещества

≤0,03

Абсорбционная осушка

Применение НДТ 1, 6, 7, 9, 13

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,8

Монооксид углерода (СО)

≤1,0

Метан (СН₄)

≤1,0

Взвешенные вещества

≤0,02

Адсорбционная осушка

Применение НДТ 1, 6, 7, 10, 13

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,4

Монооксид углерода (СО)

≤1,5

Метан (СН₄)

≤1,5

Взвешенные вещества

≤0,02

Низкотемпературная сепарация

Применение НДТ 1, 6, 7, 11, 13

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤1,0

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

Метан (СН₄)

≤1,0

Взвешенные вещества

≤0,02

Применение НДТ

1, 6, 11, 13

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,1

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

Метан (СН₄)

≤0,5

Взвешенные вещества

≤0,01

Низкотемпературная абсорбция

Применение НДТ 1, 6, 7, 12, 13

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,7

Монооксид углерода (СО)

≤2,0

Метан (СН₄)

≤0,5

Взвешенные вещества

≤0,02

266

Продолжение таблицы В.2

Сероводородсодержащие месторождения

Применение НДТ 1, 6, 7

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,5

Монооксид углерода (СО)

≤2,5

Метан (СН₄)

≤0,5

Серы диоксид (SO₂)

≤26,0

Взвешенные вещества

≤0,03

Предварительная сепарация, абсорбционная осушка

Применение НДТ 1, 7, 8, 9, 13, 15

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,6

Монооксид углерода (СО)

≤0,6

Метан (СН₄)

≤0,5

Применение НДТ 1, 8, 9, 13

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,5

Монооксид углерода (СО)

≤1,0

Метан (СН₄)

≤0,5

Применение НДТ 1,6, 8, 9, 13

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤1,0

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

Метан (СН₄)

≤0,05

Предварительная сепарация, низкотемпературная сепарация

Применение НДТ 1, 7, 8, 11

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,5

Монооксид углерода (СО)

≤2,5

Метан (СН₄)

≤2,0

Взвешенные вещества

≤0,02

Применение НДТ 1, 6, 7, 8, 11, 13

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,5

Монооксид углерода (СО)

≤0,7

Метан (СН₄)

≤27,0

Взвешенные вещества

≤0,01

Применение НДТ 1, 6, 7, 8, 11, 13, 15

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤0,05

Монооксид углерода (СО)

≤0,1

Метан (СН₄)

≤2,0

Применение НДТ

1, 7, 8, 11, 13, 15

Оксиды азота (NOx в пересчете на NO₂)

≤1,0

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

Метан (СН₄)

≤1,0

Взвешенные вещества

≤0,03

267

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(обязательное)

Энергоэффективность технологических процессов

и оборудования при добыче газа

Краткая характеристика отрасли с точки зрения ресурсо- и

энергопотребления

Добыча углеводородного сырья связана с потреблением природного газа,

электроэнергии, тепловой энергии на собственные технологические нужды и

технологическими потерями природного газа.

Ресурсо- и энергопотребление зависит от эффективности используемых

технологических процессов и оборудования. Потребление природного газа

сопровождается выбросами ЗВ, которые определяют экологическую результативность

процесса.

Энергоэффективность газодобывающей организации является интегральной

характеристикой всех входящих в него газовых промыслов, которая обусловлена

структурой технологических систем, составом производственных и вспомогательных

объектов и изменяется в течение всего жизненного цикла по этапам разработки

месторождений.

Основные тенденции, характеризующие энергоэффективность газодобывающей

организации на всех этапах жизненного цикла месторождений:

энергоэффективность промыслов и в целом организации, в основном,

определяется энергоэффективностью процесса компримирования;

наблюдается устойчивое увеличение показателей удельного расхода

топливного газа после ввода в эксплуатацию ДКС;

потребность в ДКС и её мощность определяется внешними факторами,

такими как снижение пластового давления и изменение объёмов добычи газа;

увеличение удельных показателей энергопотребления ДКС в продолжение

периода разработки месторождения обусловлено, в первую очередь, спецификой

динамики показателей эксплуатации промысловых технологических объектов.

Снижение

энергоэффективности

ДКС

приводит

снижению

энергоэффективности газовых промыслов и организации в целом. Поэтому с учётом

указанных особенностей при использовании НДТ в добыче газа следует говорить о

повышении (поддержании) энергетической эффективности только при сравнении

показателей энергоэффективности технологичесих процессов и оборудования при

сопоставимых условиях эксплуатации.

2. Система показателей энергоэффективности технологических процессов

и оборудования, используемых при добыче газа

2.1 Основные технологические процессы, связанные с использованием энергии

Общее описание технологических процессов, используемых при добыче

углеводородного сырья приведено в разделе 2.

269

Описание процессов, на которые приходится основное потребление энергии,

приведено в разделах 2.5 (компримирование газа на промысле), 2.6 (производство

сжиженного природного газа).

2.2 Уровни потребления

Удельный расход энергии при добыче углеводородного сырья указан в разделе 3.

Основная часть наилучших доступных технологий, описанных в разделе

относится к НДТ повышения энергоэффективности и ресурсосбережения.

2.3 Наилучшие доступные технологии, направленные на повышение

энергоэффективности и ресурсосбережение

К наилучшим доступным технологиям, которые включены в настоящий

справочник, и повышают энергоэффективность технологических процессов и

обеспечивают ресурсосбережение при добыче углеводородного сырья, относятся

следующие технологии, приведенные в таблице Г.1.

Таблица Г.1

- НДТ, направленные на повышение энергоэффективности и

ресурсосбережение при добыче углеводородного сырья

Раздел/пункт

Номер и наименование НДТ

справочника

НДТ 1. Системы экологического менеджмента

5.1

НДТ 2 Система энергетического менеджмента

5.1

НДТ 7. Технологии эксплуатации скважин без выбросов загрязняющих

5.3

веществ в атмосферу

НДТ 8. Технологии интенсификации притока газа в скважине

5.3

НДТ 14. Оптимизация работы дожимных компрессорных станций

5.4

НДТ 15. Технология производства газа горючего природного сжиженного

5.5

НДТ 16. Утилизация попутного нефтяного газа

5.5

2.4

Перспективные

технологии,

направленные

на

повышение

энергоэффективности и ресурсосбережение

К перспективным технологиям и решениям относятся:

- использование энергосберегающей системы автоматического управления

работой подогревателей на площадках скважин и оптимизации температурных

режимов газового промысла;

- применение

способа

управления

процессом

предупреждения

гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на

газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера;

- применение технологии реконструкции газовых скважин без глушения с

последующей их эксплуатацией по концентрическим лифтовым колоннам;

- применение двухнапорной системы сбора и подготовки газа;

- применение технологии подготовки углеводородного газа к транспорту;

- применение технологии сверхзвуковой сепарации газа (3S-технология)

270

Библиография

1. Обзор состояния газовой отрасли за

2015 г. [Электронный ресурс]

Российское газовое общество [Офиц. сайт]. - URL : http://www.gazo.ru/news/2217/ (дата

обращения 20.08.2016).

2. Обзор состояния газовой отрасли за май 2016 г. [Электронный ресурс] //

Российское газовое общество [Офиц. сайт]. - URL : http://www.gazo.ru/news/2910/ (дата

обращения : 20.08.2016).

3. Основные показатели газовой отрасли в 2015 г. [Электронный ресурс] //

Министерство энергетики Российской Федерации [Офиц. сайт].

- URL

http://minenergo.gov.ru/node/1156 (дата обращения : 20.08.2016).

4. О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской

Федерации в 2014 году : Государственный доклад. - М.: ООО «Минерал-Инфо», 2015. -

С. 37-58.

5. Электроэнергетика: время сокращать издержки [Электронный ресурс]

Энергетический бюллетень // Аналитический центр при Правительстве РФ [Офиц.сайт].

- URL : http://ac.gov.ru/files/publication/a/9764.pdf (дата обращения : 01.10.2016).

6. Позиции природного газа в энергобалансе [Электронный ресурс]

Энергетический бюллетень // Аналитический центр при Правительстве РФ [Офиц.сайт].

- URL : http://ac.gov.ru/files/publication/a/6397.pdf (дата обращения : 17.09.2016).

7. ТЭК России

2015 [Электронный ресурс]

// Аналитический центр при

Правительстве РФ [Офиц. сайт]. - URL : http://ac.gov.ru/files/publication/a/9162.pdf (дата

обращения : 17.08.2016).

8. Зиновьев, В.В. Охрана окружающей среды на предприятиях газовой отрасли:

учебное пособие / В.В. Зиновьев, А.В. Завгороднев, А.Г. Ишков, А.Д. Хованский и др. ;

под ред. В.В. Зиновьева, А.Д. Хованского. - Ростов н/Д. : ИИЦ ООО «Наш регион»,

2008. - 84 с.

9. Лагутин, В. В. Защита атмосферы на объектах добычи и переработки

природного газа, содержащего сероводород, и новые решения по его утилизации / В.В.

Лагутин // Современные наукоемкие технологии. - 2005. - № 1. - С. 25.

10. Горюнкова, А.А. Экологические проблемы газовой промышленности / А.А.

Горюнкова, Д.В. Галунова // Известия ТулГУ. Технические науки. - № 11-2 - 2014. - С.

292-296.

11. Экологическая и промышленная безопасность при освоении месторождений

полезных ископаемых государств-участников СНГ. - М., 2014. - 42 с.

12. Газовый промысел [Электронный ресурс]

// Геологическая энциклопедия

[Офиц. сайт].

- URL

: http://dic.academic.ru/dic.nsf/enc_geolog/1052/Газовый (дата

обращения : 20.08.2016).

13. Крец, В.Г. Основы нефтегазового дела : учебное пособие / В.Г. Крец, А.В.

Шадрина. - Томск : Изд-во Томского политехнического университета, 2011. - 200 с.

14. Мордвинов, А.А. Основы нефтегазопромыслового дела: учеб. пособие / А. А.

Мордвинов, О. А. Морозюк, Р. А. Жангабылов. - Ухта : УГТУ, 2015. - 161 с.

15. Гребнев, Д.А. Основы нефтегазопромыслового дела: учебное пособие. / В. Д.

Гребнев, Д. А. Мартюшев, Г. П. Хижняк. - Пермь : Перм. нац. иссл. полит. ун-т., 2013. -

185 с.

271

16. Долгих, Л.Н. Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин:

Учебное пособие / Л.Н. Долгих. - Пермь : Перм. гос. техн. ун-т., 2007. - 189 с.

17. Харин, А.Ю. Скважинная добыча углеводородов морских и шельфовых

месторождений: учеб. пособие / А.Ю. Харин, С.Б. Харина. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004.

- 140 с.

18. РД 39-133-94. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве

скважин на нефть и газ на суше // Экологический консалтинг. - № 3 - 2008. - С. 17-60.

19. ГОСТ Р 53241-2008. Геологоразведка морская. Требования к охране морской

среды при разведке и освоении нефтегазовых месторождений континентального

шельфа, территориального моря и прибрежной зоны. - М. : Стандартинформ, 2009. -

14 с.

20. Балаба, В.И. Обеспечение экологической безопасности строительства

скважин на море / В.И. Балаба // Бурение и нефть. - 2004. - № 1. - С. 18-21.

21. Об утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья

[Электронный ресурс] : Приказ от 14 июня 2016 г. № 356 // Консультант-плюс [Офиц.

сайт].

- URL

http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_204034/ (дата

обращения : 21.08.2016).

22. Епрынцев, А.С. Технология эксплуатации скважин по концентрическим

лифтовым колоннам на поздней стадии разработки газовых месторождений / А.С.

Епрынцев, И.Е. Якимов, П.С. Кротов, А.В. Нурмакин

// Геология, география и

глобальная энергия. - № 2 (4) - 2011. - С. 178-186.

23. СТО Газпром НТП 1.8-001-2004. Нормы технологического проектирования

объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа.

24. Шайнуров, И.А. АСУТП добычи, утилизации, транспорта газа / И.А. Шайнуров

// Экспозиция Нефть Газ. - № 4 - 2012. - С. 28-29.

25. Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов / А.А. Коршак,

А.М. Шаммазов. - 3-е изд., испр. и доп. - Уфа : ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005.

- 528 с.

26. Гусейнов, Ч.С. Обустройство морских нефтегазовых месторождений: учебник

для вузов / Ч.С. Гусейнов, В.К. Иванец, Д.В. Иванец. - М. : ФГУП Изд-во «Нефть и газ»

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 608 с.

27. Фархутдинова, А.Р. Составы ингибиторов коррозии для различных сред / А.Р.

Фархутдинова, Н.И. Мукатдисов, А.А. Елпидинский, А.А. Гречухина

// Вестник

Казанского технологического университета. - №4 - 2013. - С. 272-276.

28. Ингибиторы гидратообразования [Электронный ресурс]

Горная

энциклопедия [Офиц. сайт].

- URL

http://www.mining-enc.ru/i/ingibitory-

gidratoobrazovaniya/ (дата обращения : 21.08.2016).

29. Антонова, Е.О. Основы нефтегазового дела: учеб. пособие для вузов / Е.О.

Антонова, Г.В. Крылов, А.Д. Прохоров, О.А. Степанов.

- М.

: ООО «Недра-

Бизнесцентр», 2003. - 307 с.

30. Фарахов, Т.М. Высокоэффективное сепарационное оборудование очистки

природного газа от дисперсной среды / Т.М. Фарахов, А.Р. Исхаков, Р.М. Минигулов //

Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - № 6 - 2011. - С. 263-279.

31. ГОСТ 5542-2014. Газы горючие природные промышленного и коммунально-

бытового назначения. Технические условия [Электронный ресурс] // Техэксперт [Офиц.

сайт]. - URL : http://docs.cntd.ru/document/1200113569 (дата обращения : 22.08.2017).

272

32. СТО Газпром

089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и

транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия

[Электронный ресурс]

// Издательство ЦентрЛитНефтеГаз [Офиц. сайт].

- URL :

http://centrlit.com/Market/Book/Index/82067 (дата обращения : 22.08.2016)..

33. Вяхирев, Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И.

Гриценко, Вяхирев Р.И., Р.М. Тер-Саркисов.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. -

880 с.

34. Установки подготовки газа. ПГ «Генерация» [Электронный ресурс]

Нефтегазовое оборудование [Офиц. сайт].

- URL

http://www.generation-

ngo.ru/podgotovka/upg (дата обращения : 23.08.2016).

35. Установки подготовки, очистки и утилизации природного и попутного

нефтяного газа [Электронный ресурс]

каталог продукции

АО НТК

МодульНефтеГазКомплект [Офиц. сайт].

- URL : http://www.mngk.ru/catalog/26/135/

(дата обращения : 23.08.2016).

36. Кобилов, Х. Х. Низкотемпературная сепарация углеводородов из природного

и нефтяного попутных газов / Х.Х. Кобилов, Д.Ф. Гойибова, А.П. Назарова // Молодой

ученый. - 2015. - № 7. - С. 153-155.

37. Подготовка газа [Электронный ресурс] // ЭТЦ ЦКБН [Офиц. сайт]. - URL :

http://www.etckbn.ru/tech_gas.html (дата обращения : 23.08.2016).

38. Шешуков, Н.Л. Сбор и подготовка продукции газовых и газоконденсатных

месторождений: учеб. пособие / Н.Л. Шелухов. - Тюмень : ГОУ ВПО ТГНУ, 2013. - 100

с.

39. Информаторий [Электронный ресурс] // ПАО «Газпром» [Офиц. сайт]. - URL :

http://www.gazprominfo.ru/terms/compressor-station/ (дата обращения : 24.08.2016).

40. Компрессорные станции. Дожимная компрессорная станция [Электронный

ресурс] // Компания в России Интех ГмбХ [Офиц. сайт]. - URL : http://www.intech-

gmbh.ru/gas_booster_station.php (дата обращения : 24.08.2016).

41. Рудаченко, А.В. Газотурбинные установки для транспорта природного газа:

уч.пос. / А.В. Рудаченко, Н.В. Чухарева. - Томск : Изд-во ТПУ, 2012. - 213 с.

42. ГОСТ Р

51364-99 (ИСО

6758-80). Аппараты воздушного охлаждения

[Электронный ресурс] // Интернет-портал «Все для строительства и дома» [Офиц.

сайт]. - URL : http://www.vashdom.ru/gost/51364-99/ (дата обращения : 24.08.2016).

43. Берлин, М.А. Переработка природных и нефтяных газов / М.А. Берлин. - М. :

Химия, 1981. - 472 с.

44. Газоперекачивающий агрегат [Электронный ресурс] // Горная энциклопедия

[Офиц. сайт]. - URL : http://www.mining-enc.ru/g/gazoperekachivayuschij-agregat/ (дата

обращения : 24.08.2016).

45. Мини-заводы по производству СПГ [Электронный ресурс] // Аналитический

портал химической промышленности Новые Химические Технологии [Офиц. сайт]. -

URL

http://www.newchemistry.ru/printletter.php?n_id=8797 (дата

обращения

18.09.2016).

46. Фёдорова, Е.Б. Современно состояние и развитие мировой индустрии

сжиженного природного газа: технологии и оборудование. - М. : РГУ нефти и газа

имени И.М. Губкина, 2011. - 159 с.

47. ВРД 39-1.10-064-2002. Оборудование для сжиженного природного газа (СПГ).

Общие технологические требования при эксплуатации систем хранения,

273

транспортирования и газификации [Электронный ресурс] // Информационная система

МЕГАНОРМ [Офиц. сайт]. - URL : http://meganorm.ru/ (дата обращения : 27.08.2016).

48. Джонсон, И. Искусство ловильных работ

/ И. Джонсон, Д.Л.М. Ли, З.

Зобертсон // «Нефтегазовое обозрение». Сборник I: избранные статьи из журнала

«Oilfield review». - 2014. - Т. 25. - № 1. - С. 58-71.

49. Басарыгин, Ю.М. Ремонт газовых скважин / Ю.М. Басарыгин, П.П. Макаренко,

В.Д. Мавромати. - М. : ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 271 с.

50. Амиров, А.Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту

нефтяных и газовых скважин / А.Д, Амиров, К.А. Карапетов, Д.Ф. Лемберанский, А.С.

Яшин. - М. : Недра, 1979. - 309 с.

51. Муродов, М.Н., Паноев, Э.Р. Системы разработки газоконденсатных

месторождений // Молодой ученый. - 2014. - № 1. - С. 102-103.

52. Старовойтова, О.М. Оценка эффективности использования энергоресурсов

при добыче природного газа на основе применения системы показателей / О.М.

Старовойтова // Современные проблемы науки и образования. - 2014. - № 4. - С. 398-

405.

53. СП

32.13330.2012. Канализация. Наружные сети и сооружения.

Актуализированная редакция СНиП 2.04.03-85 (с Изменением № 1) [Электронный

ресурс] // ТЕХЭКСПЕРТ [Офиц. сайт]. - URL : http://docs.cntd.ru/document/1200094155

(дата обращения : 27.08.2016).

54. Блок подачи метанола [Электронный ресурс] // ООО Синергия-Лидер [Офиц.

сайт].

- URL

http://sinlid.ru/product_info.php?products_id=12 (дата обращения

27.08.2016).

55. Технологическое развитие отраслей экономики [Электронный ресурс]

Федеральная служба государственной статистики [Офиц. сайт].

- URL

http://www.gks.ru/ (дата обращения : 28.08.2016).

56. Холодионова, А.С. Оценка энергосберегающих мероприятий на

предприятиях по добыче газа / А.С. Холодионова // Горизонты экономики. - 2016. - № 3

(29). - С. 110-113.

57. Безродный, Ю.Г. Разработка методов обеспечения охраны окружающей

среды при проектировании и строительстве нефтегазовых скважин: диссертация ...

доктора технических наук : 25.00.15 / Безродный Юрий Георгиевич ; [Место защиты:

ОАО "НПО "Буровая техника" - Всероссийский научно-исследовательский институт

буровой техники"]. - М., 2009. - 369 с.

58. Оценка воздействия на окружающую среду и социальную сферу. Ямал СПГ

[Электронный ресурс] // Ямал СПГ [Офиц. сайт]. - URL : yamallng.ru/403/docs/ESIA

%20RUS %20.pdf (дата обращения : 30.08.2016).

59. Партум, С.Э., Золотарев, И.И. Влияние газовой промышленности на

природную среду Ямала // Интерэкспо Гео-Сибирь. - 2007. - №. - С. 241-244.

60. Макаренкова,

И.

Ю.

Экологическая

оценка

воздействия

нефтегазодобывающей деятельности на водные объекты Среднего Приобья

[Электронный ресурс]

// Электронная библиотека диссертаций и авторефератов

[Офиц.сайт]. - URL : http://www.dissercat.com/ (дата обращения : 01.09.2016).

61. Перечень загрязняющих веществ, в отношении которых применяются меры

государственного регулирования в области охраны окружающей среды : Распоряжение

Правительства Российской Федерации №1316-р от 8 июля 2015 г. - 2015. - 22 с.

274

62. Об охране окружающей среды (с изм. от 03.07.2016 г.) [Электронный ресурс]

: Федеральный закон от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ // ТЕХЭКСПЕРТ [Офиц. сайт]. - URL :

http://docs.cntd.ru/document/901808297 (дата обращения : 02.09.2016).

63. Гусакова, М.А. Научно-методические подходы к организации системы

контроля и мониторинга на основе маркерных веществ [Электронный ресурс] / М.А.

Гусакова, О.С. Бровко, С.А. Константинова, Г.И. Христофорова

// Экологический

вестник

России.

2016.

№

URL

www.burondt.ru/NDT/PublishingFileDownload.php?UrlId=52 (дата

обращения

02.09.2016).

64. ПНСТ 22-2014. Наилучшие доступные технологии. Термины и опредления. -

М. : Стандартинформ, 2014. - 12 с.

65. Емельянова, С.В., Кучкаров, З.А., Никитин, А.В. Понятие «маркерное

вещество» и подходы к его определению. Наилучшие доступные технологии.

Определение маркерных веществ в различных отраслях промышленности : сборник

статей 3. - М. : Издательство «Перо», 2015. - 172 с.

66. Выбор группы маркерных веществ для оптимизации системы мониторинга

атмосферного воздуха

: методические указания (утв. Главным государственным

санитарным врачом Российской Федерации Е.Н. Беляевым 14 ноября 1995 г.).

67. Локштанова, А.С. Воздействие на атмосферный воздух газодобывающей и

газотранспортирующей промышленности [Электронный ресурс] / А. С. Локштанова, Р.

Л. Пялина; науч. рук. Н. А. Алексеев

// Неразрушающий контроль: электронное

приборостроение, технологии, безопасность: сборник трудов III Всероссийской научно-

практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных, Томск, 27-31

мая 2013 г. : в 2 т. / Национальный исследовательский Томский политехнический

университет (ТПУ).

2013.

- Т.

- С.

183-186.

- URL

http://www.lib.tpu.ru/fulltext/c/2013/C36/V2/057.pdf.

68. Kharaka, Y. K. Environmental issues of petroleum exploration and production:

Introduction / Y. K. Kharaka, N. S. Dorsey // Environmental Geosciences. - 2005 - V. 12. -№

2. - Р. 61-63.

69. Модельный закон о предотвращении и комплексном контроле загрязнений

окружающей среды : Постановление № 31-8 от 25 ноября 2008 г. - 2008. - С. 46.

70. Методические рекомендации по определению технологии в качестве

наилучшей доступной технологии (утв. приказом Минпромторга России № 665 от 31

марта 2015 г.).

71. ГОСТ Р 54097-2010. Ресурсосбережение. Наилучшие доступные технологии.

Методология идентификации.

72. ГОСТ Р

54198-2010. Ресурсосбережение. Промышленное производство.

Руководство по применению наилучших доступных технологий для повышения

энергоэффективности.

73. ГОСТ Р

54205-2010. Ресурсосбережение. Обращение с отходами.

Наилучшие доступные технологии повышения энергоэффективности при сжигании.

74. ПНСТ 22-2014 Наилучшие доступные технологии. Термины и определения.

75. ПНСТ

23-2014. Наилучшие доступные технологии. Формат описания

технологий.

76. ПНСТ

21-2014

Наилучшие

доступные

технологии.

Структура

информационно-технического справочника.

275

77. Авязов, Д.З. и др. «Информационно-измерительная управляющая система

автоматического управления температурными параметрами объектов газового

промысла». РФ Патент RU 97544, 10 09 2010.

78. Экономические аспекты и вопросы воздействия на различные компоненты

окружающей среды : справочник Европейского Союза, 2016 [Электронный ресурс]. -

URL : http://eippcb.jrc.ec.europa.eu/reference/ (accessed: 12.04.2017).

79. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных

проектов (утв. Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госстроем РФ от 21 июня 1999 г.

№ ВК 477).

80. Методика ранжирования приоритетных инвестиционных проектов на

десятилетний период (утв. 07 июля 2009 г. приказом ПП ОАО «Газпром» № 01/01/1600-

69).

81. Временные методические указания по определению эффективности

внедрения новой техники в ОАО «Газпром».

82. Корякин, А.Ю. [и др.] Способ подготовки углеводородного газа к транспорту.

РФ Патент RU 2587175, 20 06 2016.

83. Имаев, С.З. Перспективы использования 3S-технологии при разработке

морских месторождений природного газа : доклад / С.З. Имаев // 5-ая Международная

конференция «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и

Дальний Восток», 29-30 октября 2014 г. в ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

84. Кластер энергоэффективных технологий : брошюра / Фонд «Сколково». - М.,

2016. - С. 53.

85. Афанасьев, И.П. [и др.] Способ сжижения природного газа и установка для

его осуществления. РФ Патент RU 2538192.

86. Технологический инжиниринговый холдинг «ПЕТОН» [Электронный ресурс]. -

URL : http://www.peton.ru (дата обращения : 17.05.2017).

276

ДОБЫЧА ПРИРОДНОГО ГАЗА (ИТС 29-2017) - часть 4