3) климатических и орогидрогеографических условий;
4) направления использования газа и конденсата (газ как топливо или как сырье для химической промышленности);
5) характеристики основных потребителей;
6) условий транспорта газа и конденсата к ним.
393. Если месторождение характеризуется наличием нескольких залежей, резко отличающихся по величине пластового давления или по химической характеристике газа, то в проекте обустройства следует тщательно проработать вопрос о раздельном сборе и транспорте газа, особенно, если имеются залежи с повышенным содержанием конденсата или гелия, сероводорода, углекислого газа и органических кислот. В последнем случае следует решить вопрос о необходимости проведения сероочистки газа или удаления углекислоты, следует предусмотреть мероприятия по борьбе с внутренней коррозией подземного и наземного оборудования, шлейфов и промысловых газопроводов.
394. Если месторождение (или залежь) имеет нефтяную оторочку промышленного значения, которая подлежит разработке, то следует решить вопрос об организации соответствующего нефтепромыслового хозяйства.
395. Если эксплуатация скважин сопряжена с осуществлением солянокислотных обработок или гидроразрыва пласта, в проекте обустройства газопромысла следует проработать вопрос об организации специального хозяйства по интенсификации добычи газа.
396. Проект обустройства газопромысла должен соответствовать существующим законоположениям об охране природы.
397. Проектирование обустройства газового промысла возможно в две стадии:
1) одностадийное проектирование для мелких месторождений;
2) двухстадийное проектирование для средних, крупных, крупнейших и уникальных месторождений.
398. Для группы месторождений, для крупнейших и уникальных месторождений, как правило, составляется генеральная схема обустройства промысла, на основании которой в дальнейшем разрабатываются проекты. Этапность проектирования устанавливается в зависимости от сложности и изученности месторождения.
Параграф 2 Системы сбора газа на газовых месторождениях
399. Системы сбора газа на газовых месторождениях состоят из следующих основных звеньев:
1) шлейфов, идущих от скважин до групповых пунктов сбора газа или допромысловых коллекторов (при индивидуальном сборе газа по каждой скважине, рассчитанном на соответствующее давление и пропускную способность);
2) газосборных промысловых коллекторов, имеющих различную форму расположения на месторождении и также рассчитанных на определенное давление и пропускную способность по газу;
3) индивидуальных или групповых пунктов сбора газа с технологическими установками по подготовке газа к транспорту.
400. Для газовых и газоконденсатных месторождений, имеющих высокие пластовые давления, максимально допустимые рабочие давления в шлейфах рекомендуется принимать 200 кг/см2. Соответственно на это давление проектируются и строятся технологические коммуникации от скважины до сборного пункта. При разработке месторождений с более высокими давлениями на устье следует предусматривать редуцирование давления газа до 200 кг/см2.
401. В зависимости от конфигурации и размеров месторождений могут применяться различные формы промысловых коллекторов, основными из которых являются:
1) линейная;
2) кольцевая;
3) лучевая;
4) смешанная;
5) телескопическая.
402. Система сбора газа обеспечивает:
1) маневренность;
2) бесперебойность подачи газа как дальним, так и местным потребителям;
3) удобство обслуживания газосборных сетей;
4) наименьшие затраты металла и денежных средств на ее сооружение и эксплуатацию;
5) минимальные потери давления;
6) обеспечение оптимальных режимов работы всех скважин, особенно в период компрессорной добычи газа.
403. Для удобства подготовки газа к дальнему транспорту, сокращения расходов на обслуживание газовых скважин и широкого применения средств автоматизации рекомендуется применять групповую или централизованную систему сбора газа с лучевыми коллекторами, при этом штуцеры, сепараторы и счетчики газа переносятся на групповые или централизованные газосборные пункты, с которых осуществляются контроль и регулирование работы скважин.|
404. Число скважин, подключаемых через шлейфы к отдельным газосборным пунктам, определяется в зависимости от:
1) размера месторождения и конфигурации залежи, числа скважин и системы их расположения;
2) величины пластовых и устьевых давлений и температуры;
3) производительности скважин и фракционного состава газа;
4) технико-экономических показателей различных вариантов проекта сбора газа.
405. Число групповых пунктов сбора газа для каждого вновь вводимого в эксплуатацию месторождения определяется технико-экономическими соображениями и технологическими расчетами с учетом безопасности ведения работ при аварийных случаях.
406. Потери давления в шлейфах и промысловых коллекторах определяются в каждом отдельном случае на основе технико-экономических расчетов. Эти расчеты следует проводить как для начального (бескомпрессорного), так и для компрессорного периодов разработки месторождения.
407. Для наблюдения за режимами работы промысловых коллекторов и в особенности коллекторов кольцевой и смешанной системы в местах установок линейных задвижек (кранов) следует предусмотреть продувочные свечи с вмонтированными на них игольчатыми вентилями и муфтами для подсоединения образцовых манометров. Продувочные свечи устанавливаются и в других необходимых местах на промысловых газосборных сетях для обеспечения возможности продувки всех участков сети и сепараторов при ведении ремонтных работ.
408. На одном и том же месторождении раздельный сбор газа по самостоятельным газосборным сетям осуществляется в следующих трех случаях:
1) когда одна группа продуктивных горизонтов заключает в себе «сухой» газ, а другая - газ с конденсатом, а также при наличии отдельных горизонтов, заключающих промышленное содержание гелия;
2) когда газ одной группы продуктивных горизонтов содержит в себе высокий процент коррозионных элементов, как-то: сероводород, углекислоту и органические кислоты;
3) когда газ продуктивных горизонтов имеет существенную разницу в величине пластовых давлений, обусловливающих возможность эффективного применения эжекторов или направления газа разного давления различным потребителям.
Параграф 3. Технологические установки сбора и первичной
обработки газа на газовых и газоконденсатных промыслах
409. Природный газ, добываемый из скважин чисто газовых и газоконденсатных месторождений и обработанный на промысле, отвечает ГОСТ 20448-80 «Газы углеводородные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия».
410. Для обработки газа газовых и газоконденсатных месторождений в настоящее время применяется несколько разновидностей технологических установок, основными из которых являются:
1) установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления «в штуцерах и предварительного охлаждения в рекуперативных теплообменниках перед дросселированием газа;
2) установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах;
3) установки абсорбционной (гликолевой) осушки газа;
4) установки адсорбции (короткоцикловые и длинноцикловые) для обезвоживания и отбензинивания газа в комплексе и без установок низкотемпературной сепарации на газовых и газоконденсатных месторождениях;
5) установки с рециркуляцией обезжиренного газа, применяемые для максимального извлечения конденсата из газа газоконденсатной залежи и поддержания постоянного пластового давления в этой залежи (сайклинг-процесс).
411. Выбор типа технологической установки по обработке газа зависит от ряда факторов, главными из которых являются:
1) фракционный состав газа и особенно наличие или отсутствие в нем тяжелых углеводородов;
2) содержание в газе вредных компонентов, таких как сероводород, углекислота и органические кислоты;
3) количество содержащейся в газе воды в начальный период и изменение ее в процессе разработки месторождения;
4) производительность скважин, давление и температура газа в пластовых условиях и на устье скважин;
5) климатические условия в районе данного месторождения.
412. Для подготовки газа к дальнему транспорту чисто газовых месторождений, подготовки этого газа, идущего местным потребителям, требуется только обезвоживание этого газа с целью предотвращения гидратообразования как в промысловых газосборных сетях, так и в магистральных газопроводах. Газ, подаваемый в города и другие населенные пункты, соответствует ГОСТ 5542-87 и ГОСТ 22387.5-77 по содержанию вредных примесей кислорода, иметь ощутимый запах.
413. Для подготовки конденсатного газа к транспорту следует наряду с обезвоживанием этого газа осуществлять извлечение конденсата на одной из технологических установок.
414. Извлеченный конденсат следует использовать как сырье для химической и нефтеперерабатывающей промышленности, как топливо.
415. При наличии в газе агрессивных компонентов следует предусматривать строительство технологических установок по удалению этих компонентов - со снижением их содержания до допустимых ГОСТом пределов и одновременно принимать меры по предохранению промыслового оборудования от коррозии.
Параграф 4. Сбор, транспорт и обработка конденсата на
газоконденсатных месторождениях
416. В проектах обустройства газоконденсатных месторождений следует предусматривать технологические установки, обеспечивающие обезвоживание и отбензинивание газоконденсата.
417. При использовании любой технологической установки промысловый сбор конденсата осуществляется по герметичной системе конденсатопроводов с применением автоматических конденсатоотводчиков.