• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Действующий


ИТС 29-2017

     
     
ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ



Добыча природного газа



Natural gas production


     
Дата введения 2018-07-01

     Введение


     Настоящий справочник содержит информацию:
     

а) об области его применения;
     

б) о газодобывающей отрасли промышленности в Российской Федерации;
     

в) о технологических процессах, применяемых в настоящее время на объектах добычи газа в Российской Федерации;
     

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

д) о наилучших доступных технологиях в газодобывающей промышленности Российской Федерации;
     

в) о перспективных технологиях.
     
     Основными законодательными документами, использовавшимися при разработке справочника, являются:
     

а) Федеральный закон "Об охране окружающей среды" от 10.01.2002 N 7-ФЗ;
     

б) Федеральный закон "Об охране атмосферного воздуха" от 04.05.1999 N 96-ФЗ;
     

в) Федеральный закон "Об отходах производства и потребления" от 24.06.1998 N 89-ФЗ;
     

г) Постановление Правительства РФ "О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям" от 23.12.2014 N 1458.
     
     

Предисловие


     Цели, основные принципы и порядок разработки справочника НДТ установлены Постановлением Правительства Российской Федерации от 23.12.2014 N 1458 "О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям".
     
     Статус документа
     
     Настоящий справочник НДТ является документом по стандартизации.
     
     Информация о разработчиках
     
     Справочник НДТ разработан технической рабочей группой "Добыча природного газа" (ТРГ 29), созданной приказом Росстандарта от 09 сентября 2016 г. N 1296.
     
     Справочник НДТ представлен на утверждение Бюро наилучших доступных технологий (Бюро НДТ) (www.burondt.ru).
     
     Краткая характеристика
     
     Справочник НДТ содержит описание применяемых при добыче природного газа технологических процессов, оборудования, технических способов, методов, в том числе позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду, водопотребление, повысить энергоэффективность, ресурсосбережение. Среди описанных технологических процессов, оборудования, технических способов, методов определены решения, являющиеся наилучшими доступными технологиями (НДТ). Для НДТ в справочнике НДТ установлены соответствующие им технологические показатели.
     
     Взаимосвязь с международными, региональными аналогами
     
     Международный и региональный аналог настоящему справочнику НДТ отсутствует.
     
     При разработке справочника НДТ был учтен опыт создания справочников Европейского союза по наилучшим доступным технологиям (Reference Book on Best Available Techniques), справочников НДТ Российской Федерации, а также учтены технологические, экологические и экономические особенности добычи углеводородного сырья в российских газодобывающих компаниях.
     
     Сбор данных
     
     Информация о технологических процессах, оборудовании, технических способах, методах, применяемых при добыче природного газа в Российской Федерации, была собрана в процессе разработки справочника НДТ в соответствии с Порядком сбора данных, необходимых для разработки информационно-технического справочника по наилучшим доступным технологиям и анализа приоритетных проблем отрасли, утвержденным приказом Росстандарта от 23 июля 2015 г. N 863.
     
     Взаимосвязь с другими справочниками НДТ
     
     Взаимосвязь настоящего справочника НДТ с другими справочниками НДТ, разрабатываемыми в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2014 года N 2178-р, приведена в разделе "Область применения".
     
     Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие
     
     Справочник утвержден приказом Росстандарта от 15.12.2017 г. N 2844.
     
     Справочник введен в действие с 1 июля, официально опубликован в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru).
     
     

Область применения


     Настоящий справочник НДТ распространяется на добычу природного газа и газового конденсата (ОКВЭД 06.20) и включает следующие основные виды деятельности:
     
     - добычу природного газа и жидких углеводородов (газового конденсата);
     
     - деятельность по эксплуатации и/или разработке газовых месторождений (деятельность может включать оснащение и оборудование скважин, эксплуатацию промысловых сепараторов, деэмульгаторов, трубопроводов и все прочие виды деятельности по подготовке углеводородного сырья для перевозки от места добычи до пункта отгрузки или поставки).
     
     Настоящий справочник НДТ не рассматривает:
     
     - добычу сырой нефти;
     
     - добычу нефтяного (попутного) газа;
     
     - добычу горючих (битуминозных) сланцев и битуминозных песков и извлечение из них нефти;
     
     - услуги по добыче нефти и газа за вознаграждение или на контрактной основе;
     
     - промыслово-геофизические исследования в нефтяных и газовых скважинах;
     
     - поисково-оценочные и разведочные работы на нефтяных и газовых месторождениях;
     
     - разведочное бурение;
     
     - очистку нефтепродуктов;
     
     - разведку нефтяных и газовых месторождений, в том числе промыслово-геофизические, геологические и сейсмические исследования;
     
     - процессы консервации и ликвидации скважин и иных объектов добычи углеводородного сырья.
     
     Области применения справочника НДТ соответствуют коды видов деятельности согласно ОКВЭД2 и виды получаемой продукции согласно ОКПД2.
     
     Справочник НДТ распространяется на процессы, связанные с основными видами деятельности, которые могут оказать влияние на ресурсоэффективность, характер и масштаб воздействия на окружающую среду:
     
     - хранение и подготовку сырья;
     
     - производственные процессы;
     
     - методы предотвращения и сокращения эмиссий и образования отходов.
     
     Справочник НДТ не распространяется на:
     
     - некоторые процессы вспомогательного производства, такие как работа станков в ремонтных мастерских, вертолетные площадки, объекты охраны/сигнализации, пожарные депо, автотранспортное хозяйство; вентиляция и др.
     
     - вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.
     
     Отдельные виды деятельности при добыче углеводородного сырья (таблица 1) регулируются соответствующими справочниками НДТ (согласно распоряжению Правительства Российской Федерации от 31 октября 2014 г. N 2178-р).
     
     
Таблица 1 - Виды деятельности и соответствующие им справочники НДТ
     

Вид деятельности

Соответствующий справочник НДТ

Очистка сточных вод

ИТС НДТ 8-2015 "Очистка сточных вод при производстве продукции (товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных предприятиях"


ИТС НДТ 10-2015 "Очистка сточных вод с использованием централизованных систем водоотведения поселений, городских округов"

Обращение с отходами

ИТС НДТ 9-2015 "Обезвреживание отходов термическим способом (сжигание отходов)"


ИТС НДТ 17-2016 "Размещение отходов производства и потребления"

Промышленные системы охлаждения, например, градирни, пластинчатые теплообменники

ИТС НДТ 20-2016 "Промышленные системы охлаждения"

Хранение и обработка материалов

ИТС НДТ 46-2017 Сокращение выбросов загрязняющих веществ при хранении и складировании товаров (грузов)

Выработка пара и электроэнергии на тепловых станциях

ИТС НДТ 38-2017 "Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии"

Вопросы производственно-
экологического контроля

ИТС НДТ 22.1-2016 "Общие принципы производственного экологического контроля и его метрологического обеспечения"

Обозначения и сокращения


     АВО - аппарат воздушного охлаждения
     
     БПГ - блок подготовки газа
     
     БСВ - буровые сточные воды
     
     БШ - буровой шлам
     
     ВНД - внутренняя норма доходности
     
     ВНК - высоконапорный коллектор
     
     ГВГ - генераторы влажного газа
     
     ГЖ - горючая жидкость
     
     ГКМ - газоконденсатное месторождение
     
     ГП - газовый промысел
     
     ГПА - газоперекачивающий агрегат
     
     ГПЗ - газоперерабатывающий завод
     
     ГПП - газоперерабатывающее предприятие
     
     ГПУ - газопоршневая установка
     
     ГСП - газосборный пункт
     
     ГСШ - газопромысловый шлейф
     
     ГТ - газотурбинная
     
     ГФУ - горизонтальная факельная установка
     
     ДКС - дожимная компрессорная станция
     
     ДЭГ - диэтиленгликоль
     
     ЕСГ - единая система газоснабжения
     
     ЕЭС - единая энергетическая система
     
     ЗВ - загрязняющее вещество
     
     ЗПА - запорно-переключающая арматура
     
     ИИУС - информационно-измерительная управляющая система
     
     ИП - измеритель периметра
     
     ИТС НДТ - информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям
     
     КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика
     
     КНС - кустовая насосная станция
     
     КПД - коэффициент полезного действия
     
     КРС - капитальный ремонт скважин
     
     КС - компрессорная станция
     
     ЛВЖ - легковоспламеняющаяся жидкость
     
     ЛК - лифтовая колонна
     
     ЛОС - локальные очистные сооружения
     
     МКУ - мобильные компрессорные установки
     
     НГБ - нефтегазовый бассейн
     
     НГК - нефтегазовый комплекс
     
     НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение
     
     НГП - нефтегазоносная провинция
     
     НДТ - наилучшие доступные технологии
     
     НКТ - насосно-компрессорная труба
     
     НПА - нормативно-правовой акт
     
     ОБР - отработанный буровой раствор
     
     ОЛК - основная лифтовая колонна
     
     ОС - окружающая среда
     
     ПАВ - поверхностно-активные вещества
     
     ПДК - предельно допустимая концентрация
     
     ПЗП - призабойная зона пласта
     
     ПНГ - попутный нефтяной газ
     
     ППД - поддержание пластового давления
     
     ППЦ - подводный промысловый центр
     
     ПХБ - полихлорирбифенилы
     
     ПХГ - подземное хранение газа
     
     ПХТ - полихлортерфенилы
     
     СВ - сточные воды
     
     СЖТ - GLT-technology ("gas-to-liquids")
     
     СПГ - сжиженный природный газ
     
     СПТ - сталеполимерная труба
     
     СРП - соглашение о разделе продукции
     
     СЭМ - система экологического менеджмента
     
     ТВС - топливовоздушная смесь
     

т.н.э. - тонна нефтяного эквивалента (1 тыс.мИТС 29-2017 Добыча природного газа природного газа соответствует 0,8 т.н.э, 1 т конденсата/нефти соответствует 1 т.н.э)
     
     ТСГ - термостабилизация грунтов
     

т.у.т. - тонна условного топлива единица измерения энергии, равная 2,93·10ИТС 29-2017 Добыча природного газа Дж
     
     ТФ ОБ - твердая фаза отходов бурения
     
     ТЭГ - триэтиленгликоль
     
     УВ - углеводороды
     
     УКПГ - установка комплексной подготовки газа
     
     УПГ - установка подготовки газа
     
     УППГ - установка предварительной подготовки газа
     
     УСК и РМ - установка стабилизации конденсата и регенерации метанола
     
     ФО - федеральный округ
     
     ХВО - химводоочистка
     
     ЦЛК - центральная лифтовая колонна
     
     ЦСП - центральный сборный пункт
     
     ЧДД - чистый дисконтированный доход
     
     ЭК - эксплуатационная колонна
     
     ЭРУО - эмульсионный раствор на углеводородной основе
     
     ЭСАУ - энергосберегающей системы автоматического управления
     
     ЭСН - электростанция собственных нужд
     
     

1 Общая информация о газодобывающей отрасли промышленности


     Основными видами продукции газодобывающей отрасли являются природный газ (газ горючий природный (естественный), газовый конденсат (конденсат газовый), сжиженный природный газ (газ горючий природный сжиженный) и регазифицированный сжиженный природный газ (газ горючий природный регазифицированный).
     
     Природный газ (в соответствии с п.2 ГОСТ Р 53521) - газообразная смесь, состоящая из метана и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов. Метан является основным компонентом природного газа, остальные компоненты содержатся в следовых количествах.
     
     Газовый конденсат (согласно п.6 ГОСТ Р 53521) - жидкая смесь, состоящая из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов широкого фракционного состава, содержащая примеси неуглеводородных компонентов, получаемая в результате разделения газоконденсатной смеси.
     
     Различают газовый конденсат нестабильный и стабильный.
     
     Газовый конденсат нестабильный - газовый конденсат, содержащий в растворенном виде газообразные углеводороды, направляемый на переработку с целью очистки от примесей и выделения углеводородов ИТС 29-2017 Добыча природного газа-ИТС 29-2017 Добыча природного газа, отвечающий требованиям ГОСТ Р 54389-2011. К примесям относятся вода (водные растворы ингибиторов коррозии и/или гидратообразования), хлористые соли, сернистые соединения и механические примеси (согласно п.7 ГОСТ Р 53521).
     
     Газовый конденсат стабильный - газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов ИТС 29-2017 Добыча природного газа-ИТС 29-2017 Добыча природного газа, отвечающий требованиям ГОСТ Р 54389-2011 (п.9 ГОСТ Р 53521).
     
     Сжиженный природный газ (СПГ) (согласно п.5 ГОСТ Р 53521, ГОСТ Р 56021-2014) - природный газ, сжиженный с целью хранения или транспортирования.
     
     Процесс преобразования СПГ из жидкого состояния в газообразное называется регазификацией, в результате которой получается регазифицированный СПГ (газ горючий природный регазифицированный).
     
     

1.1 Общая информация


     Добыча газа природного и попутного в 2015 г. снизилась до 633,4 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа (635,5 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа с учетом Крымского ФО), что составило 98,6% к соответствующему периоду 2014 г. за счет сокращения добычи предприятий Группы "Газпром" на 6,0% до 417,2 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа (по данным Минэнерго России), при этом их доля в общем объеме добычи продолжает уменьшаться (таблица 1.1) [1].
     
     Добыча газа природного и попутного, по данным Росстата, в январе-мае 2016 г. снизилась до 264,2 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа [2].
     
     По предварительным данным Минэнерго России, потребление газа на внутреннем рынке в 2015 г. снизилось по сравнению с уровнем 2014 г. на 4,0% и составило 441,1 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа, что связано в основном с сокращением поставок газа на электростанции и котельные ЕЭС России.
     
     
Таблица 1.1 - Объемы добычи природного газа в России в 2014-2015 гг. (по данным Минэкономразвития)
     

Месяцы

Добыча газа - всего (млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа)

Группа "Газпром" (млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа)

Остальные производители (млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа)


2015

2014

2015

2015

Январь

60,2

65,87

42,5

17,7

Февраль

53,6

57,83

36,8

16,8

Март

55,4

56,80

37,0

18,4

Апрель

51,4

52,09

33,7

17,7

Май

47,9

52,98

29,0

18,9

Июнь

42,9

46,41

26,3

16,6

Июль

44,9

42,84

27,5

17,4

Август

44,2

42,96

26,6

17,6

Сентябрь

48,1

45,79

30,3

17,7

Октябрь

61,3

57,05

42,6

18,7

Ноябрь

60,6

57,19

42,2

18,5

Декабрь

62,9

62,61

42,7

20,2

С начала года

633,4

640,42

417,2

216,2


     Экспорт газа в 2015 г., по данным Минэнерго России, вырос по сравнению с уровнем 2014 г. на 5,0% и составил 182,9 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа, благодаря резкому увеличению экспорта в дальнее зарубежье. Доля экспорта в 2015 г. в общем объеме добычи газа увеличилась и составила 28,9%. В страны дальнего зарубежья экспорт газа увеличился на 12,8% до 142,4 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа в связи с необходимостью наращивания запасов газа в ПХГ, а также опасаясь транзитных рисков со стороны Украины в осенне-зимний период. Кроме того, снижение цены газа позволило ему начать возвращать свои позиции в структуре выработки электроэнергии в Европе. В страны СНГ экспорт российского газа снизился до 40,5 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа (84,4% к уровню 2014 г.) [1].
     
     По состоянию на 01.01.2016 г., добычу природного газа осуществляют 257 добывающих предприятий (рисунок 1.1), в том числе:
     
     - 81 предприятие входит в структуру нефтяных ВИНК: ПАО "Лукойл", ПАО "НК "Роснефть", ОАО "Сургутнефтегаз", ПАО "Татнефть", ПАО "АНК "Башнефть", ОАО "НГК "Славнефть", ОАО "НК "РуссНефть" и др.;
     
     - 16 предприятий группы "Газпром";
     
     - 4 предприятия ПАО "НОВАТЭК";
     
     - 153 предприятия являются независимыми добывающими компаниями;
     
     - 3 предприятия - операторы соглашений о разделе продукции (СРП) [3].
     
     

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

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


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

1.2 Добыча газа


     Территориальное распределение основных газовых месторождений по субъектам РФ и ее шельфу показано на рисунке 1.2. В таблице 1.2 приведен перечень основных месторождений газа на территории России и предприятий, осуществляющих их эксплуатацию и относящихся к сфере распространения данного справочника НДТ.
     
     

Рисунок 1.2 - Основные газовые месторождения и распределение добычи свободного газа по субъектам РФ и ее шельфам в 2014 г., млрд.куб.м

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 1.2 - Основные газовые месторождения и распределение добычи свободного газа по субъектам РФ и ее шельфам в 2014 г., млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа [4]


     По состоянию на 2014 г. более 55% запасов горючего газа России заключено в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа. Значительные запасы его имеются в Астраханской и Иркутской областях, Республике Саха (Якутия), Красноярском крае. Запасы свободного газа России учтены Государственным балансом запасов Российской Федерации в 932 месторождениях (693 находятся в распределенном фонде недр).
     
     
Таблица 1.2 - Общие сведения об основных газодобывающих предприятиях России [4]
     

Недропользователь,
месторождение

Тип
месторождения*

Доля в запасах РФ, %

Добыча в 2014 г., млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа

ООО "Газпром добыча Ямбург"

Ямбургское**, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

5,5

62,8

Заполярное, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

3,4

97,9

ООО "Газпром добыча Надым"

Бованенковское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

6,9

42,8

Медвежье, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

0,8

10,4

ООО "Газпром добыча Уренгой"

Песцовое, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

0,9

0

ООО "Газпромдобыча Надым", ПАО "Газпром"

Харасавэйское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО, Карское море)

ГК

2,9

0,01

ПАО "Газпром"

Штокмановское, Восточно-Баренцевский НГБ (Баренцево море)

ГК

5,6

0

Ледовое, Восточно-Баренцевский НГБ (Баренцево море)

ГК

0,6

0

Ковыктинское**, Лено-Тунгусский НГБ (Иркутская область)

ГК

3,7

0,007

Крузенштернское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО, Карское море)

ГК

2,4

0

Северо-Тамбейское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

ГК

1,6

0

Малыгинское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

ГК

1,1

0

Тасийское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

ГК

0,8

0

Каменномысское море, Западно-Сибирский НГБ (Карское море)

Г

0,8

0

Северо-Каменномысское, Западно-
Сибирский НГБ (Карское море)

ГК

0,6

0

Семаковское, Западно-Сибирский НГБ (Карское море, ЯНАО)

Г

0,5

0

Чаяндинское, Лено-Тунгусский НГБ (Республика Саха (Якутия))

НКГ

2,1

0

Южно-Киринское, Охотский НГБ (Охотское море)

НГК

0,9

0

Русановское, Западно-Сибирский НГБ (Карское море)

ГК

1,1

0

Ленинградское, Западно-Сибирский НГБ (Карское море)

ГК

1,5

0

ООО "Газпром добыча Астрахань", ОАО "Астраханская нефтегазовая компания"

Астраханское**, Прикаспийский НГБ (Астраханская область)

ГК

5,9

11,1

ООО "Газпром добыча Оренбург", ЗАО "Газпромнефть Оренбург"

Оренбургское, Волго-Уральский НГБ (Оренбургская область)

НГК

1,1

16,3

ОАО "Ямал СПГ"

Южно-Тамбейское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО, Карское море)

ГК

1,98

0,07

ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз"

Юрхаровское**, Западно-Сибирский НГБ (Карское море, ЯНАО)

НГК

0,8

38,99

Салмановское (Утреннее), Западно-
Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

1,6

0,002

ООО "ЛУКОЙЛ-Приморьенефтегаз"

Центрально-Астраханское**, Прикаспийский НГБ (Астраханская область)

ГК

1,4

0

ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть"

Хвалынское, Северо-Кавказско-
Мангышлакский НГБ (Каспийское море)

НГК

0,5

0

Им.Ю.С.Кувыкина (Сарматское)**, Северо-
Кавказско-Мангышлакский НГБ (Каспийское море)

НГК

0,3

0

ПАО "НК "Роснефть"

Восточно-Уренгойское, Ново-Уренгойское (ЯНАО), АО "РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ"

НГК


4,2***

Береговое, Пырейное, Хадырьяхинское (ЯНАО), ПАО "Сибнефтегаз"

НГК


11,8***

Харампурское (ЯНАО),
ООО "РН-Пурнефтегаз"

НГК


2,1***

Ванкорское (Красноярский край),
ООО "РН-Ванкор"

НГК


8,2***

Анастасиево-Троицкое (Краснодарский край), ООО "РН-Краснодарнефтегаз"

НГК


2,8***

ООО "Газпром добыча Уренгой", ОАО "Арктикгаз", ООО "Уренгойская газовая компания", ООО "НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз" и др.

Уренгойское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

9,2

85,5

ЗАО "Нортгаз", ООО "Газпром добыча Уренгой", ЗАО "ГеоОликумин"

Северо-Уренгойское**, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

0,8

14,7

ОАО "Севернефтегазпром"

Южно-Русское, Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

1,4

25

ЗАО "Геотрансгаз"

Западно-Сибирский НГБ (ЯНАО)

НГК

0,7

11,2

ООО "Петромир", ООО "ПромГазЭнерго"

Ангаро-Ленское**, Лено-Тунгусский НГБ (Иркутская область)

ГК

1,8

0

"Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд"

Лунское, Охотский НГБ (Охотское море)

НГК

0,6

16,6

Консорциум "Эксон Нефтегаз Лтд", ПАО "НК "Роснефть"

Чайво, Охотский НГБ (Охотское море)

НГК

0,5

8,04

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

** Часть запасов находится в нераспределенном фонде.

*** По данным ПАО "НК "Роснефть" за 2015 г. (млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа).


     Всего в настоящее время в России разрабатывается 453 содержащих природный газ месторождения, из них в зоне Единой системы газоснабжения (ЕСГ) расположены 404 месторождения (данные на 01.01.2014 г.)
     
     

1.3 Потребление природного газа


     Потребление природного газа в России последние 10 лет колеблется на уровне 450-460 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа (за исключением кризисного 2009 г. и 2011 г. с холодной зимой), после периода поступательного роста 2000-2005 гг., за который потребление газа в России увеличилось почти на 55 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа. В 2013-2014 гг. можно наблюдать некоторое снижение совокупного спроса на газ на внутреннем рынке России, что объясняется как погодными условиями (относительно теплые зимы), так и замедлением темпов экономического роста в 2013 г. и его практическим прекращением в 2014 г., в 2015 г. (рисунки 1.4-1.5) [5, 6, 7].
     
     

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

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


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

________________
     * Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     

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

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 1.5 - Добыча, потребление и экспорт газа в России в 2011-2015 гг., млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа


     В 2009 г. вместе с запуском завода по производству СПГ на Сахалине для российского газа открылся новый рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. Основные поставки СПГ осуществляются в Японию и Республику Корея. В 2015 г. на восточное направление пришлось 7,3% (14 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа) экспорта газа из России. Свыше половины экспорта российского газа приходится на четыре страны: Германию (21%), Турцию (14%), Италию (12%) и Беларусь (9%). В 2015 году наибольший абсолютный прирост поставок обеспечили Германия (+6,3 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа к 2014 г.), Италия (+3,9 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа), Франция (+2,6 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа). Существенно снизили закупки российского газа Украина (-6,7 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа, или -46%), Япония (-1,5 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа), Беларусь (-1,3 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа).
     
     Падение спроса продолжилось в 2016 г. в Европе, что подтверждается уменьшением экспортных трубопроводных поставок газа, которые в мае 2016 г. снизились на 6% к аналогичному месяцу 2015 г. и составили 14,9 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа. В основном данное падение было вызвано снижением объемов экспорта газа в Германию, Италию и Беларусь. Однако суммарный экспорт трубопроводного газа за период с января по май 2016 г. повысился на 7,9% к аналогичному периоду 2015 г., экспорт СПГ - на 20% (рисунок 1.6). Ключевыми направлениями экспорта СПГ остаются Япония и Республика Корея (более 90% всего экспорта СПГ из России).
     
     

Рисунок 1.6 - Добыча природного газа в России и его трубопроводный экспорт в 2015-2016 гг., млрд.куб.м

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 1.6 - Добыча природного газа в России и его трубопроводный экспорт в 2015-2016 гг., млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа


     В 2015 г. цены на природный газ на основных рынках сбыта снизились на 30-40% относительно уровня предыдущего года (рисунок 1.7).
     
     

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

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 1.7 - Мировые цены на природный газ в 2005-2015 гг., долл./тыс.мИТС 29-2017 Добыча природного газа


     Причинами падения цен на газ являются снижение цен на нефть, теплые зимы в США и Европе и ожесточающаяся конкуренция как среди производителей внутри отрасли, так и со стороны производителей других энергоресурсов - угля и возобновляемых источников энергии [5, 6, 7].
     
     

1.4 Экологические проблемы отрасли


     Технологические процессы основного и вспомогательного производств добычи углеводородного сырья оказывают воздействие на природные среды: атмосферный воздух, водные и земельные ресурсы за счет выбросов и сбросов загрязняющих веществ, образования и обращения с отходами производства и потребления (рисунок 1.8). К основным видам воздействия на окружающую среду относятся:
     

1) выбросы в атмосферу загрязняющих веществ на газовых промыслах и газосборных пунктах;
     

2) выбросы в атмосферу загрязняющих веществ при технологическом обслуживании газорегулирующих станций и газопроводов;
     

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

4) возможное загрязнение окружающей среды отходами основного и вспомогательного производства.
     
     

Рисунок 1.8 - Воздействие объектов добычи газа на окружающую среду

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - скважины; 2 - ГСП; 3 - ЛОС; 4 - сброс на поля фильтрации или в пруды-испарители; 5 - УКПГ; 6 - конденсатосборники

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


     В структуре выбросов газодобывающих предприятий преобладает метан (рисунок 1.9). Природный газ отдельных месторождений может содержать токсичные примеси, в частности сернистых соединений [9]. Также одним из наиболее значимых воздействий на атмосферный воздух являются выбросы продуктов сгорания при работе вспомогательного оборудования. К основным компонентам выхлопных газов от сжигания топлива относятся оксиды азота и оксид углерода.
     
     

Рисунок 1.9 - Структура выбросов в атмосферу газодобывающих предприятий

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 1.9 - Структура выбросов в атмосферу газодобывающих предприятий


     Сброс сточных вод предприятий добычи природного газа осуществляется на поля фильтрации и пруды испарители. Снижение воздействия сточных вод на окружающую среду можно достичь за счет строительства новых и реконструкции действующих очистных сооружений.
     
     Важным источником воздействия на окружающую среду являются отходы производства и потребления.
     
     К прочим факторам негативного воздействия на окружающую среду относят физические факторы: тепловое, волновое (шумовое, световое, электромагнитное), радиационное загрязнение. Также добыча газа приводит к изменению рельефа, структуры почвенного покрова, а также глубоко залегающих горизонтов геологической среды [10]. Физические нарушения геологической среды в районах газодобычи приводят к просадкам, оседаниям и провалам земной поверхности, а также подтоплениям территорий [11].
     
     

2 Описание технологических процессов, используемых в настоящее время

2.1 Общая технологическая схема газового промысла


     Газовый промысел (ГП) - технологический комплекс, предназначенный для добычи и сбора газа с площади месторождения, а также обработки газа и конденсата с целью подготовки их к дальнейшему транспортированию. Сооружения и коммуникации ГП условно разделяют на основные и вспомогательные. К основным относятся эксплуатационные, наблюдательные и разведочные скважины, газосборные коллекторы, газовые сборные пункты с технологическим оборудованием промысловой подготовки газа и конденсата, компрессорные станции. Вспомогательные сооружения и коммуникации включают объекты энергохозяйства, водоснабжения, канализации и связи, механические мастерские, транспортную сеть, автохозяйство, склады и т.д. Количество, характер и мощность промысловых сооружений зависят от геологических и эксплуатационных характеристик месторождения [12].
     
     Разработка и эксплуатация месторождений предусматривает следующие основные этапы:
     

а) строительство скважин;
     

б) эксплуатация скважин;
     

в) подготовка газа, газового конденсата;
     

г) компримирование газа на объекте добычи;
     

д) производство сжиженного природного газа.
     
     Также эксплуатация месторождения включает в себя капитальный ремонт скважин, системы поддержания пластового давления и вспомогательные процессы.
     
     Общая схема основных и вспомогательных технологических блоков добычи газа представлена на рисунке 2.1.
     
     

Рисунок 2.1 - Схема обустройства газового промысла

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


1 - сепаратор замерный; 2 - электрощитовые и контрольно-измерительные приборы; 3 - вентиляционная камера; 4 - помещение газа собственных нужд; 5 - концентратомер регенерированного метанола; 6 - счётчик жидкости; 7 - воздушная компрессорная; 8 - маслохозяйство; 9 - разделительная ёмкость; 10 - адсорбер; 11 - блок арматурный по жидкости; 12 - расходомер диэтиленгликоля; 13 - ёмкость регенерированного диэтиленгликоля; 14 - концентратомер регенерированного диэтиленгликоля; 15 - автомат воздушного охлаждения диэтиленгликоля; 16 - блок насоса; 17 - испарители; 18 - десорбер; 19 - измеритель влажности газа; 20 - теплообменник; 21 - стойка контрольно-измерительных приборов и аппаратуры; 22 - абсорбент; 23 - узел хозрасчётного замера газа; 24 - быстросъёмные диафрагмы; 25 - кабельная шахта; 26 - помещение оператора; 27 - операторная; 28 - аппаратная; 29 - помещение технического обслуживания; 30 - машинный зал; 31 - насосная метанола и диэтиленгликоля; 32 - аппарат воздушного охлаждения


Рисунок 2.1 - Схема обустройства газового промысла


     В таблице 2.1 произведена декомпозиция этапов добычи газа до уровня основных установок и технологий.
     
     
Таблица 2.1 - Этапы добычи природного газа и применяемые установки, процессы
     

Этапы

Установки/процессы для данного этапа

Технологии для данной установки/процесса

Строительство скважин

Бурение скважин на шельфе

Бурение со сбросом (на шельфе)



Безамбарное бурение (на шельфе)


Бурение скважин на суше

Амбарное бурение (на суше)



Безамбарное бурение (на суше)

Эксплуатация скважин

Скважина

Эксплуатационная



Нагнетательная или поглощающая


Куст скважин

Кустовая добыча


Шлейфы

Сбор и транспортировка газа


Газосборные пункты

Сбор газа


Установка ввода реагента в трубопровод

Ввод реагента в трубопровод

Подготовка газа, газового конденсата

Предварительная подготовка газа (УППГ)

Подготовка газа (Предварительная подготовка газа)


Комплексная подготовка газа (УКПГ)

Установка очистки газа



Установка низкотемпературной абсорбции газа



Установка низкотемпературной сепарации газа



Установка абсорбционной очистки газа



Установка адсорбционной осушки газа



Установка стабилизации газового конденсата


Блок регенерации реагента

Установка регенерации метанола



Установка регенерации гликоля


Блок регенерации сорбента

Абсорбента



Адсорбента


Пункт замера, учета

Газа



Конденсата


Поверочный пункт конденсата газа

Поверка


Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины

Ингибирование


Технологические емкости ГЖ и ЛВЖ, промежуточный резервуарный парк хранения конденсата газа

Промежуточное хранение

Компримирование газа на объекте добычи

Дожимная компрессорная станция (ДКС) с газотурбинным приводом

Малой производительности (по расходу) - до 10 куб.м/мин (газотурбинный привод)



Средней производительности (по расходу) - от 10 до 100 куб.м/мин (газотурбинный привод)



Большой производительности (по расходу) - более 100 куб.м/мин (газотурбинный привод)


ДКС с электрическим приводом

Малой производительности (по расходу) - до 10 куб.м/мин (электрический привод)



Средней производительности (по расходу) - от 10 до 100 куб.м/мин (электрический привод)



Большой производительности (по расходу) - более 100 куб.м/мин (электрический привод)


ДКС с газомоторным приводом

Малой производительности (по расходу) - до 10 куб.м/мин (газомоторный привод)



Средней производительности (по расходу) - от 10 до 100 куб.м/мин (газомоторный привод)



Большой производительности (по расходу) - более 100 куб.м/мин (газомоторный привод)


Установка очистки газа на ДКС

Сепараторы грубой очистки газа



Сепараторы тонкой очистки газа



Установка очистки газа от пыли


Установка аппарата воздушного охлаждения (АВО) газа на ДКС

Воздушное охлаждение газа


Газоперекачивающие агрегаты на ДКС

Компримирование


Блок подготовки газа на ДКС

Подготовка газа собственных нужд


Блок сбора конденсата

Сбор конденсата

Производство сжиженного природного газа (СпГ)

Установки предварительной очистки газа

Предварительная очистка газа


Установки сжижения газа

Сжижение газа


Резервуары для хранения

Хранение сниженного газа


Оборудование для отгрузки

Отгрузка газа

Капитальный ремонт скважин

Установка для приготовления растворов для ремонта скважин

Приготовление растворов для ремонта скважин


Установка приготовления раствора для глушения скважин

Приготовление растворов для глушения

Поддержание пластового давления

Система поддержания пластового давления

Поддержание пластового давления продуктивных пластов

Вспомогательные процессы

Энергоснабжение

Теплоснабжение (котельная)



Топливоснабжение


Системы охлаждения

Системы очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов оборотной системы



Охлаждающие устройства (градирни, башни)


Водоснабжение

Установка подготовки воды из водозабора



Наблюдательные скважины на водоносные горизонты


Канализация и очистные сооружения

Технологии очистки сточных вод



Канализационные насосные


Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию метанола

Приготовление метанола


Факельные установки

Сжигание на факеле


Общеобъектовые системы очистки выбросов

Очистка выбросов


Утилизация отходов

Установка сжигания отходов



Установка переработки отходов



Объект размещения отходов


Резервуарный парк

Резервуары СПГ (газгольдеры)



Системы заполнения резервуаров и отгрузки СПГ

2.2 Строительство скважин


     Строительство скважины является первым этапом добычи газа, целью которого является разработка газовых залежей и подготовка скважины к эксплуатации. Строительство газовых скважин осуществляется на суше и в море.
     
     В цикл строительства скважины входят:
     

а) подготовительные работы;
     

б) монтаж вышки и оборудования;
     

в) подготовка к бурению;
     

г) процесс бурения;
     

д) крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;
     

е) освоение скважины [13].
     
     

2.2.1 Бурение скважин


     Основным процессом данного этапа является бурение скважины - процесс механического разрушения горных пород специальным породоразрушающим инструментом (долотом), удаления разрушенной породы с забоя скважины и её подъёма на дневную поверхность [14].
     
     Основные элементы буровой скважины (рисунок 2.2):
     
     - устье - пересечение трассы скважины с земной поверхностью;
     
     - забой - дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу;
     
     - ствол - горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины;
     
     - ось - воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины;
     
     - обсадные колонны - это свинченные друг с другом и опущенные в ствол скважины обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород;
     
     - цементное кольцо (цементный камень) - затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации. Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляет крепь скважины;
     
     - фильтр - участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить не обсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием или песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями.
     
     

Рисунок 2.2 - Основные элементы скважины

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна (сплошная); IV - эксплуатационная колонна

Рисунок 2.2 - Основные элементы скважины


     Обсадные колонны предназначены для изоляции стенок скважин от рабочего пространства ствола в процессе бурения и эксплуатации и обеспечивают требуемую прочность и герметичность при воздействии на них внутренних и внешних воздействий, в первую очередь давления. Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.
     
     Скважины на газ в России обычно бурят вращательным способом. Процесс углубления происходит за счёт вращения долота, укрепляемого в нижней части колонны бурильных труб, и нагрузки на долото, создаваемой частью веса бурильной колонны. Частички выбуренной породы (шлам) выносятся на поверхность потоком бурового раствора (промывочной жидкости), который прокачивается с поверхности внутри колонны бурильных труб, проходит через специальные отверстия в долоте, перемешивается с разрушенной породой и далее возвращается на поверхность через затрубное пространство. Промывочная жидкость выносит из забоя частички выбуренной породы, а также охлаждает долото, создаёт противодавление на пласты, удерживает стенки скважины от обвалов и т.д. [14, 15].
     
     Скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. При морском бурении буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах (рисунок 2.3).
     
     

Рисунок 2.3 - Виды буровых скважин

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.3 - Виды буровых скважин

2.2.1.1 Промывка скважин
     
     Основными задачами промывки скважин являются очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Основная технологическая операция промывки скважины - прокачивание бурового раствора по ее стволу (рисунок 2.4). Однако для ее реализации необходим целый комплекс вспомогательных действий: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработка химическими реагентами, очистка от шлама и газа и др.
     
     Технологическое оборудование для промывки скважины приведено на рисунке 2.5.
     
     Основные функции буровых растворов - обеспечение быстрого углубления при устойчивом состоянии ствола скважины и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов. Данные функции определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.
     
     Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры. В таблице 2.2 приведена классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также характер их действия.
     
     

Рисунок 2.4 - Основные и вспомогательные операции при промывке скважин

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.4 - Основные и вспомогательные операции при промывке скважин


     

Рисунок 2.5 - Технологическое оборудование для промывки скважин

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.5 - Технологическое оборудование для промывки скважин


     
Таблица 2.2 - Классификация буровых растворов
     

Основные классы буровых растворов

Подклассы буровых растворов

Виды буровых растворов

Водные буровые растворы

На пресной и морской воде

Вода



Нестабилизированные суспензии



Гуматные



Лигносульфонатные



Хромлигносульфонатные


Полимерные недиспергирующие

С малым содержанием твердой фазы



Безглинистые



Кальциевые (известковые, гипсоизвестковые и хлоркальциевые)



Калиевые (хлоркалиевые, калиево-гипсовые)



Обработанные солями трехвалентных металлов (алюминизированные, алюмокалиевые)



Силикатные (малосиликатные)



Гидрофобизирующие (с кремнийорганической добавкой, обработанные мылами жирных кислот)



Хлормагниевые



Хлорнатриевые


Соленасыщенные

Необработанные глинистые суспензии



Стабилизированные



Гидрогели



Тяжелые жидкости

Растворы на нефтяной основе

Безводные

Известково-битумный раствор (ИБР)



Раствор на основе органоглин (ОГР)


Инертные эмульсии

Эмульсионный ИБР



ВИЭР



ТИЭР



На основе ЭК-1



На основе ГКЖ и гудронов

Газообразные растворы

Газы

Воздух



Выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания


     При вращательном бурении газовых скважин в качестве промывочных жидкостей традиционно используются:
     
     - агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);
     
     - агенты на углеводородной основе;
     
     - агенты на основе эмульсий;
     
     - газообразные и аэрированные агенты.
     

2.2.1.2 Амбарная и безамбарная технологии бурения
     
     При работе по традиционной амбарной технологии с целью сбора отходов рядом с буровой установкой роются или насыпаются отстойные котлованы (амбары) объемом от 1000 до 5000 мИТС 29-2017 Добыча природного газа в зависимости от количества скважин в кусте, глубин и продолжительности бурения скважин. Эти амбары занимают площади до 2500 мИТС 29-2017 Добыча природного газа только для одной буровой установки.
     
     Как правило, строительство котлованов, а затем их рекультивация сопряжены с большими сложностями:
     
     - отсутствие либо отдаленность строительного материала (песка) при строительстве в тундре и болотистых местностях;
     
     - негерметичность котлованов;
     
     - значительные затраты по устройству и рекультивации амбаров. Кроме того, наносится невосполнимый ущерб природе за счет отторжения земель, разработки карьеров и других мероприятий. Также существуют месторождения, которые находятся в природоохранных зонах, где бурение по амбарной технологии просто запрещено.
     
     Шламовые амбары, сооружаемые для хранения отходов бурения в течение длительного времени являются источником повышенной опасности для окружающей среды. Поступления токсических веществ из шламовых амбаров, в которых скапливаются отходы бурения, в грунты зоны аэрации и грунтовые воды обычно происходит вследствие отсутствия или некачественной гидроизоляции дна и стенок амбаров. Исследование буровых шламов (БШ) из нерекультивированных и рекультивированных амбаров разного срока хранения показало, что способ и длительность хранения влияют на токсичность и характер трансформации компонентов углеводородов.
     
     Целью безамбарного бурения является создание системы замкнутого водоснабжения, максимального извлечения твердой фазы при минимальных потерях жидкой фазы. Эта цель достигается путем возврата в систему максимально возможного объема жидкой фазы и сброса как можно больше сухого шлама, что возможно при использовании комплекса из вибросита, центрифуги и обезвоживающей установки.
     
     Наиболее рациональным и экологически оправданным направлением утилизации сточных вод является переход на полностью или частично замкнутый цикл водообеспечения буровой. Его основу составляет максимально возможное вовлечение буровых сточных вод (БСВ) в систему оборотного водоснабжения с ориентацией на их использование для технических нужд бурения. Основными направлениями использования БСВ в оборотном водоснабжении буровой являются:
     
     - обмыв механизмов системы очистки и регенерации буровых растворов;
     
     - обмыв бурильного инструмента при выполнении спускоподъемных операций;
     
     - обмыв оборудования и рабочих площадок буровой, насосной и желобной систем;
     
     - охлаждение штоков буровых насосов;
     
     - приготовление химреагентов и бурового раствора;
     
     - приготовление тампонажных растворов и буферных жидкостей при цементировании скважин;
     
     - опрессовка обсадных труб.
     
     Основным направлением утилизации отработанного бурового раствора (ОБР) остается их повторное использование для бурения новых скважин, что оправдано не только с экологических, но и с экономических позиций, так как обеспечивает значительное сокращение затрат на приготовление буровых растворов.
     
     Для очистки бурового раствора от шлама используется комплекс различных механических устройств: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. Кроме того, в наиболее благоприятных условиях перед очисткой от шлама буровой раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы очистных устройств.
     
     В составе циркуляционной системы аппараты должны устанавливаться по следующей технологической цепочке: скважина - газовый сепаратор - блок грубой очистки от шлама (вибросита) - дегазатор - блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) - блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель). Максимальная степень очистки при использовании глинистых растворов достигает 50%.
     
     Применение гидроциклонного пескоотделителя позволяет увеличить степень очистки бурового раствора до 70-80%; удаляются частицы шлама размером более 40 мкм. Для более глубокой очистки применяют батарею гидроциклонов диаметром не более 100 мм - илоотделителей. С помощью этих аппаратов удается очистить буровой раствор от частиц шлама размером до 25 мкм и повысить степень очистки до 90% и более.
     
     Более глубокая очистка от шлама обеспечивается применением высокопроизводительных центрифуг. Дальнейшее уменьшение содержания твердой фазы в буровом растворе осуществляется разбавлением либо механической обработкой небольшой части циркулирующего бурового раствора, в результате которой из него удаляется избыток тонкодисперсных (размером 10 мкм и менее) частиц.
     
     Для утяжеленного раствора степень очистки ограничивается необходимостью сохранения в растворе утяжелителя. Поэтому механическими аппаратами из утяжеленного раствора практически могут быть извлечены частицы шлама размером лишь до 74 мкм. Частицы шлама размером от 5-10 до 75-90 мкм невозможно отделить от частиц барита, а так как потери барита недопустимы вследствие его высокой стоимости, дальнейшее улучшение степени очистки утяжеленного раствора обычно осуществляют переводом частиц шлама в более глубокодисперсное состояние (например, путем применения флокулянтов селективного действия). При этом большое внимание уделяют регулированию содержания и состава твердой фазы с помощью центрифуги или гидроциклонных глиноотделителей.
     
     Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения, так как вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; в результате снижения эффективной плотности бурового раствора (следовательно, гидравлического давления на пласты) возникают осыпи, обвалы и флюидопроявления; кроме того, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например, сероводородом).
     
     Дегазаторы, условно классифицируют на следующие типы: по значению давления в камере - на вакуумные и атмосферные; по способу подачи газированного бурового раствора в камеру - на гравитационные, эжекционные и центробежные.
     
     Буровой раствор, очищенный от свободного газа, собирается в нижней части газосепаратора, откуда он подается для очистки от шлама на вибросито. В период интенсивных газопроявлений и задавливания пластов буровым раствором в процессе газового выброса, когда сепаратор не в состоянии обеспечить разделение газожидкостного высокоскоростного потока, поток из скважины направляют непосредственно на факел. Однако такие ситуации очень редки и считаются аварийными.
     
     

2.2.2 Крепление скважины


     Следующим шагом является крепление скважины обсадными трубами и тампонаж затрубного пространства обсадных колонн для разобщения продуктивных пластов, которые были вскрыты в процессе бурения. После завершения бурения для обеспечения притока газа продуктивные пласты вскрывают вторично. Для этого обсадную колонну и цементный камень перфорируют.
     
     На данном этапе строительства скважины возможны следующие осложнения:
     
     - поглощение бурового и тампонажного растворов при повышении давления в скважине;
     
     - проявления пластовых флюидов;
     
     - грифонообразование - фонтанные проявление пластовых флюидов с выходом на земную поверхность;
     
     - межколонные перетоки флюидов в кольцевом пространстве между эксплуатационной и технической колоннами, промежуточной колонной и кондуктором, связанные с нарушением герметичности;
     
     - прихваты обсадной колонны при ее спуске в скважину вследствие осыпей, обвалов горных пород, заклинивания посторонними предметами, искривления ствола скважины;
     
     - обрывы обсадной колонны при ее спуске в скважину, связанные с заводскими дефектами, ошибками в расчетах, нарушениями технологического режима;
     
     - резкое повышение давления в процессе цементирования;
     
     - оголение башмака колонны [16].
     
     

2.2.3 Освоение скважин


     После перфорации скважину осваивают - вызывают приток в нее газа путем уменьшения давление бурового раствора на забой одним из следующих способов:
     

а) промывка - замена бурового раствора, заполняющего ствол скважины после бурения, более легкими агентами - водой, нефтью, раствором ПАВ, пенами;
     

б) компрессорный способ - нагнетание в скважину сжатого газа с целью удаления задавочного скважинного агента и уменьшения столба этого агента. Так как для вызова притока в качестве рабочего агента используется газ (углеводородный, азот, углекислый), то данный способ является единственным используемым при освоении скважин в зимних условиях.
     
     Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления газ и конденсат из пласта начнет поступать в скважину.
     
     По окончании проведения работ на скважине проводят заключительные работы:
     
     - демонтаж наземного оборудования;
     
     - переключение скважины на работу в промысловый шлейф.
     
     

2.2.4 Морское бурение скважин


     Строительство скважин в море отличается от обустройства скважин на суше используемыми техническими средствами и характером подготовительных работ. Можно выделить несколько способов освоения морских месторождений:
     

а) надземный или надводный, реализуемый несколькими способами:
     

1) строительством наклонных скважин, закладываемых на берегу;
     

2) образованием искусственной суши путем сплошной засыпки дна моря на участке нефтегазоносной площади;
     

3) осушением дна моря;
     

4) сооружением морских эстакад с приэстакадными площадками;
     

5) строительством морских стационарных газопромысловых платформ;
     

6) бурением морских скважин с оснований островного типа;
     

7) проходкой скважин со специально сконструированных плавучих платформ и плавсредств;
     

б) подводный - бурение скважин с плавучих буровых установок с размещением объектов добычи, сбора, подготовки и транспорта газа на дне моря или плавучем либо стационарном основании;
     

в) подземный - месторождение осваивают с помощью тоннельно-шахтной или тоннельно-камерной системы, которая включает буровые кусты, транспортный тоннель, соединительные камеры для обеспечения проезда транспортных средств и разводки коммуникаций из тоннеля в буровые кусты;
     

г) комбинированный.
     
     Использование подземного способа разработки месторождений, расположенных в шельфовой зоне арктических дальневосточных морей России позволит:
     
     - исключить строительство морских ледостойких платформ и дорогостоящих трубопроводных коммуникаций;
     
     - использовать надежное сухопутное оборудование;
     
     - создать приемлемые условия работы для персонала и оборудования;
     
     - повысить эффективность бурения, эксплуатации, контроля и ремонта за счет обеспечения круглогодичного режима работ;
     
     - исключить возможность загрязнения моря и атмосферы и отказаться от дорогостоящих средств, оборудования и услуг спецслужб по борьбе с загрязнениями и пожарами [17].
     
     Согласно РД 39-133-94 [18], при строительстве скважин на суше в целях предотвращения или снижения загрязнения объектов окружающей среды следует предусмотреть следующие природоохранные меры:
     
     - снижение объемов (исключение) применения нефти для обработки растворов в качестве профилактической противоприхватной добавки и замены ее нетоксичными смазками (ГКЖ, спринт и др.);
     
     - применение ингибированных буровых растворов, уменьшающих объемы наработки отходов бурения;
     
     - организацию системы сбора, накопления и учета отходов бурения, включая:
     

а) ограничение попадания поверхностного стока, в том числе паводковых и нагонных вод (нагорные канавы, обвалование);
     

б) гидроизоляцию технологических площадок и их оснащение лотками, трубопроводами для транспортировки отработанных буровых растворов и буровых сточных вод (БСВ) к узлу сбора;
     

в) обеспечение раздельного сбора отходов бурения и продуктов испытания скважин по их видам при амбарном способе бурения с использованием раздельных накопительных амбаров, емкостей или двухсекционных амбаров;
     

г) оборудование замкнутой системы водоснабжения с использованием металлических емкостей, технических средств очистки БСВ, а также контейнеров для сбора и вывоза шлама при безамбарном способе бурения;
     

д) оборудование систем обезвреживания и утилизации отходов бурения;
     
     - для защиты атмосферного воздуха от выбросов вредных веществ на этапе строительства скважин рекомендуется:
     

а) герметизировать циркуляционные системы бурового раствора при безамбарном бурении, а также емкости блока приготовления бурового раствора, системы сбора и очистки буровых сточных вод, устья скважины, системы приема и замера пластовых флюидов, поступающих при испытании скважины;
     

б) осуществлять нейтрализацию отходов бурения по мере поступления их в амбар при амбарном способе бурения;
     

в) использовать буровые установки с электроприводом.
     
     При строительстве скважин на континентальном шельфе, в море или прибрежной зоне, в соответствии с ГОСТ Р 53241-2008 [19], могут проводиться следующие природоохранные мероприятия:
     

а) оснащение стационарных морских сооружений герметичными системами дренажа для сбора стоков в специальные емкости для последующей очистки и удаления;
     

б) оборудование водозаборов специальными рыбозащитными устройствами;
     

в) использование специальных реагентов-нейтрализаторов, а также буровых растворов, обладающих высокой нейтрализующей способностью, при вскрытии пласта, содержащего сероводород;
     

г) герметизация устья скважины;
     

д) применение заколонных пакеров, центраторов, герметизирующих смазок, герметичных резьбовых соединений, а также обеспечение надежности цементирования обсадных колонн с целью предотвращения загрязнения морской среды пластовыми водами;
     

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

2.3 Эксплуатация газовых скважин


     Эксплуатация газовых скважин является вторым этапом, следующим за этапом строительства месторождений. Целью этой стадии является извлечение газа из пласта и поднятие его на поверхность месторождения.
     
     На этом этапе происходит движение газа от забоев скважины до их устья на поверхности. Продукция газовой скважины - это природный газ с парами тяжёлых углеводородов и воды, капельная вода, нестабильный углеводородный конденсат, мехпримеси.
     
     Технология эксплуатации скважин состоит: в пуске и остановке скважины; установлении, поддержании и контроле за заданным режимом эксплуатации; обеспечении нормальной работы оборудования в осложненных условиях (гидратообразование, коррозия, обводнение, вынос на забой твердых частиц, растепление вечномерзлых пород), а также в поддержании в исправном состоянии контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.
     
     В природном газе могут присутствовать коррозионно-опасные вещества: углекислый газ и сероводород, содержание которых в процессе подготовки газа к транспорту доводится до значений, установленных ГОСТ 5542-2014. Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия.
     
     Эксплуатационные скважины проектируются и бурятся при реализации пробной эксплуатации месторождения и промышленной разработке месторождения:
     

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

2. Нагнетательные - для закачки в продуктивные горизонты сухого воздуха, газа при добыче газового конденсата, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных воздушными подъемниками.
     

3. Опережающие добывающие - для добычи углеводородов с одновременным уточнением строения продуктивного пласта.
     

4. Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные и наблюдательные - для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водосырьевого контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, закачки сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты и др.
     
     Для эксплуатации добывающей скважины устанавливается технологический режим, обеспечивающий плановые отборы газа, конденсата и жидкости, предусмотренные техническим проектом при соблюдении условий надежности и безопасности эксплуатации скважин.
     
     Технологический режим работы добывающих скважин характеризуется следующими основными параметрами:
     

а) пластовым, забойным и устьевым давлением;
     

б) дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции;
     

в) типоразмерами установленного внутрискважинного оборудования, режимами и временем его работы.
     
     Для эксплуатации нагнетательной скважины устанавливается технологический режим, который обеспечивает закачку требуемых объемов рабочего агента в планируемом периоде, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных техническим проектом и нормами закачки.
     
     Технологический режим работы нагнетательных скважин характеризуется следующими основными параметрами:
     

а) пластовым, забойным и устьевым давлением;
     

б) приемистостью скважины и количеством механических примесей и нефти в закачиваемом агенте;
     

в) температурой закачиваемого агента (для паронагнетательных скважин);
     

г) типоразмерами установленного внутрискважинного оборудования, режимами и временем его работы.
     
     Газовые и газоконденсатные скважины, в зависимости от степени разобщения пород интервалов продуктивных объектов, условно делятся на две категории:
     

а) категория А - скважины с нецементируемым забоем в интервалах продуктивных объектов;
     

б) категория Б - скважины с цементируемым забоем в интервалах продуктивных объектов.
     
     Скважины категории А проектируются и строятся на газовых объектах, включающих один пласт или несколько продуктивных пластов, между которыми отсутствуют водоносные пропластки, и оборудуются фильтрами. Выбор типа фильтра определяется условиями устойчивости пород к разрушению и пескопроявлению из пласта в ствол скважины.
     
     В отдельных случаях, обоснованных проектом разработки месторождения, заканчивание скважин в продуктивных объектах, представленных устойчивыми породами-коллекторами, производят открытым забоем без перекрытия фильтрами.
     
     Скважины категории Б проектируются и строятся на газовых объектах, включающих водоносные пласты (пропластки).
     
     Схема эксплуатации скважин на месторождении (пакерная, беспакерная) должна быть обоснована Проектом разработки месторождения. Эксплуатация скважин по беспакерной схеме на месторождении, находящемся в стадии падающего пластового давления, должна быть обоснована документом, согласованным с органами Росгортехнадзора. Пакерная схема эксплуатации предусматривается для газовых и газоконденсатных скважин:
     
     - при дебите газа (или газоконденсатной смеси) 500 тыс.мИТС 29-2017 Добыча природного газа/сут. и более, расположенных на расстоянии менее 500 м от населенного пункта;
     
     - при коэффициенте аномальности пластового давления ИТС 29-2017 Добыча природного газа1,1 и выше;
     
     - при размещении в кустах на месторождениях с наличием в разрезе ММП с расстоянием между устьями менее 40 м.
     
     Все скважины на горизонты с аномально высоким пластовым давлением (АВПД) сооружаются и эксплуатируются по пакерной схеме. В остальных случаях схема компоновок подземного оборудования определяются проектом разработки месторождения.
     
     По пространственному расположению в земной коре буровые скважины подразделяются на вертикальные, горизонтальные, наклонные.
     
     В процессе эксплуатации скважин должен быть обеспечен регулярный контроль технического состояния эксплуатационной колонны, работы оборудования, получение исходных данных, необходимых для оптимизации технологического режима [21].
     
     Известны два способа эксплуатации газовых месторождений: фонтанный и компрессорный. Основным способом эксплуатации газовых скважин является фонтанная добыча, так как газ характеризуется малыми величинами плотности и вязкости даже в пластовых условиях. Подъем природного газа происходит за счет перепада давления у устья скважины и в пласте и за счет расширения самого газа.
     
     Компрессорный способ эксплуатации скважины использует в том случае, если на забое скважины накапливается газовый конденсат или вода. Удаление воды и газового конденсата осуществляют с помощью газлифтного способа эксплуатации скважин или использования насосного оборудования.
     
     Добыча газа может происходить из одного и/или более пластов одной скважины. Выработку месторождения в вертикальном направлении можно классифицировать следующим образом:
     

а) система одновременной выработки всех пластов.
     

б) системы последовательной разработки, а именно:
     

1) система "сверху вниз";
     

2) система "снизу вверх";
     

3) выборочная система.
     
     Система одновременной выработки всех пластов тем труднее осуществима, чем больше пластов содержит месторождение. Для нее особенно важно:
     

а) при бурении на нижние пласты обезопасить проходимые пласты от порчи, обводнения, утечки газа и пр.;
     

б) дать рациональную конструкцию скважинам.
     
     Возможны два варианта одновременной эксплуатации нескольких пластов:
     
     - на каждый пласт отдельные скважины и каждая скважина эксплуатирует только один пласт.
     
     - скважина может брать газ одновременно из двух или трех пластов, но пласты должны быть изолированы друг от друга, и газ каждого пласта имеет в скважине отдельный путь. Изоляцию пластов можно осуществлять пакерами или цементом.
     
     Система последовательной разработки скважины "сверху вниз", начиная с верхнего пласта и заканчивая самым нижним, считается наиболее простой и надежной системой. С другой точки зрения, разработка "сверху вниз" задерживает разведку и разработку нижележащих объектов, увеличивает объем бурения и расход металла на обсадные трубы, а также повышает вероятность негативного воздействия на вышележащие объекты.
     
     Разработка начинается с самых дешевых скважин, имеющих малую глубину. При разработке одного пласта все скважины имеют приблизительно одинаковое давление и требуют стандартного взаимозаменяемого оборудования. Газ направляется в одну собирательную газопроводную сеть, в отличие от эксплуатации одновременно нескольких пластов, где для верхних и нижних пластов пришлось бы реконструировать две газосборные сети или несколько газосборных сетей разного давления.
     
     Другой системой последовательной разработки является разработка "снизу вверх", при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего (опорного, базисного) объекта, а затем переходят на верхние возвратные объекты. При наличии многих пластов в качестве базисного выбирают наиболее продуктивные, изученные объекты с достаточно большими запасами газа, в качестве возвратных - остальные объекты.
     
     Выборочная система последовательной разработки предполагает эксплуатацию в первую очередь самого продуктивного пласта.
     
     На поздней стадии разработки месторождения при возникновении осложнений, вызванных скоплениями воды на забое и разрушением призабойной зоны, применяется технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК), схема которой представлена на рисунке 2.6. Данная технология испытана на крупнейших газовых месторождениях России - Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском и других, расположенных в районах Крайнего Севера.
     
     

Рисунок 2.6 - Пример технологической схемы системы КЛК с управляющим комплексом

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.6 - Пример технологической схемы системы КЛК с управляющим комплексом [22]


     Технология эксплуатации скважин по КЛК по двухрядному лифту или двухканальной схеме - процесс, используемый для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, в которых газ, поступающий из продуктивного пласта, на забое разделяется на два потока. Потоки газа поднимаются по каналам, образованным двумя колоннами труб - центральной лифтовой колонной (ЦЛК) и основной лифтовой колонной (ОЛК), концентрически размещенными одна в другой и сообщающимися в нижней части между собой. После подъема газа к устью скважины потоки газа соединяются и поступают в газосборный коллектор.
     
     Технология оптимизирует режим эксплуатации обводняющихся скважин посредством автоматического поддержания в ЦЛК значения дебита газа, превышающего на 10-20% минимальное значение дебита газа, необходимого для удаления жидкости по ЦЛК. Поддержание заданного значения дебита (для текущего пластового давления) осуществляют путем непрерывного контроля дебита газа на пути потока газа из ЦЛК и изменением отбора газа из ОЛК при изменении давления на устье скважины.
     
     Кроме того, обводненность газовой скважины обуславливает необходимость применения технологии периодического и/или непрерывного удаление влаги из скважины (таблица 2.3). К периодическим методам удаления влаги относят:
     
     - остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом;
     
     - продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки;
     
     - вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей).
     
     К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят:
     
     - эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя;
     
     - непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы;
     
     - применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами;
     
     - непрерывное вспенивание жидкости в скважине.
     
     
Таблица 2.3 - Критерии выбора технологии по восстановлению обводнённых бездействующих скважин
     

Наименование критерия

Технология


спуск ЦЛК без глушения

удлинение ЛК спуском хвостовика без глушения

перевод скважин на механизированную добычу без глушения

Водоизоляционные работы с использованием колтюбинговой установки

Источник и причины поступления жидкости

конденсационная вода, недостаточная скорость в НКТ и ЭК

конденсационная вода, недостаточная скорость в ЭК

конденсационная вода, поступление пластовой воды

пластовая вода

Коэффициент аномальности

0,3 и менее

Схема эксплуатации

беспакерная

пакерная, беспакерная

Глубина спуска ЛК относительно ИП

не выше середины ИП

выше ИП

любая глубина спуска

не ниже середины ИП, при этом от башмака ЛК до НПО не менее 25 м

Диаметр ЛК, мм

127, 146, 168

168

89, 102, 114, 127, 146, 168

Объем выносимой жидкости, мИТС 29-2017 Добыча природного газа/сут.

0,2-2,0

0,2-2,0

более 2,0

любой

Объем выносимых механических примесей, ммИТС 29-2017 Добыча природного газаИТС 29-2017 Добыча природного газа

не более 2,0

любой (при наличии механических примесей перед ВИР провести крепление ПЗП)

Величина ТЗ относительно башмака ЛК и ИП

не менее 10 м ниже ЛК*

на уровне НПО или нижних работающих ИП

ниже ЛК

ниже ЛК

Величина ТЗ относительно башмака ЛК и ИП

не менее 10 м ниже ЛК*

на уровне НПО или нижних работающих ИП

ниже ЛК

ниже ЛК

Положение газоводяного контакта

ниже ИП, отсутствие заколонных перетоков

не имеет значения

в ИП или заколонный переток из нижележащих обводненных интервалов

Наличие непроницаемых пропластков

не обязательно

обязательно

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


     Системы подводной эксплуатации газовых скважин
     
     Системы подводной добычи могут быть классифицированы по степени сложности от единичной скважины, связанной промысловым трубопроводом с морской платформой или береговой установкой, до групп из нескольких скважин в составе интегрированного комплекса или куста скважин, соединенных с манифольдом, продукция от которого также направляется на платформу или берег.
     
     Основные компоненты, входящие в состав системы подводной добычи, показаны на рисунке 2.7.
     
     

Рисунок 2.7 - Схема расположения объектов системы подводной добычи газа

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - оборудование для спуска и извлечения инструмента; 2 - средства управления монтажом и капитальным ремонтом скважин; 3 - райзер для заканчивания/ремонта скважин и шлангокабель управления; 4 - одиночная скважина; 5 - опорная плита куста скважин; 6 - промысловые трубопроводы; 7 - средства управления добычей; 8 - эксплуатационный райзер; 9 - основание райзера/подводный запорный клапан; 10 - манифольд

Рисунок 2.7 - Схема расположения объектов системы подводной добычи газа


     Системы подводной добычи газа могут включать:
     
     - донную фундаментную/опорную плиту для размещения оборудования;
     
     - устьевое оборудование скважин, использующее обсадную колонну в качестве несущей конструкции;
     
     - подводную фонтанную арматуру с клапанами управления расходом и давлением;
     
     - систему доступа в скважину, используемую при освоении, техническом обслуживании и ликвидации скважин;
     
     - систему дистанционного контроля и управления добычей, предназначенную для контроля и управления режимом работы подводного оборудования;
     
     - шлангокабель, включая электрические кабели, линии передачи/приема сигналов, а также трубопроводы системы гидравлического управления/технического обслуживания и системы подачи химических реагентов;
     
     - систему манифольда, предназначенную для управления потоками флюидов;
     
     - многофазные расходомеры, датчики песка и/или устройства обнаружения утечки;
     
     - подводное технологическое оборудование, включая сепараторы и/или насосы/компрессоры;
     
     - одну и более выкидные линии, обеспечивающие транспорт пластовой продукции и/или закачиваемых флюидов между подводным оборудованием и базовым сооружением;
     
     - высокоинтегрированную систему защиты трубопроводов от избыточного давления;
     
     - один или более райзеров, предназначенных для подачи на платформу (с платформы) добываемых/закачиваемых флюидов из промысловых трубопроводов;
     
     - оборудование для проведения настройки, осмотра, технического обслуживания и ремонта оборудования систем подводной добычи;
     
     - защитные конструкции систем подводной добычи;
     
     - защитные маты;
     
     - устройства для пуска и приема средств очистки и диагностики трубопровода;
     
     - устройства контроля давления и температуры;
     
     - оборудование для распределения энергии;
     
     - трубные вставки и перемычки трубопроводов;
     
     - устройства защиты трубопроводов и перемычек (маты, каменная отсыпка, траншеи, защитные конструкции и т.д.);
     
     - подводную запорную арматуру в основании райзеров.
     
     Система подводной добычи включает компоненты, обеспечивающие функциональное и физическое соединение элементов системы, а также ее взаимодействие:
     
     - с внутрискважинным оборудованием (включая управляемый с поверхности внутрискважинный клапан-отсекатель, датчики измерения температуры/давления, системы подачи химических реагентов), а также с прочими устройствами и оборудованием;
     
     - технологическим оборудованием на базовом сооружении, включая оборудование контроля обеспечения потока.
     
     

2.3.1 Кусты скважин


     Для сокращения производственных расходов на строительство, проходку и эксплуатацию за счет централизации устьев скважин на одной площадке при нахождении конечных забоев в точках, соответствующих проектам разработки месторождения, используют кустовое бурение.
     
     За счет централизации происходит упрощение производственной и социально-хозяйственной инфраструктуры, связанной со строительством и эксплуатацией инженерных сооружений и обслуживанием персонала. Сокращается протяженность линейных сооружений - дорог, трубопроводов, линий электропередачи и связи. Уменьшается количество площадочных объектов, прежде всего буровых площадок, УППГ, компрессорных станции, запорной арматуры, жилых поселков и др. Особое значение имеет снижение площадей временного и постоянного землеотвода в районах с природоохранными ограничениями. Наибольший эффект от кустового бурения обеспечивается в условиях моря, в болотистых местностях и др. Количество скважин в кусте определяется проектом разработки месторождения и может достигать 8-24 и более.
     
     В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:
     

а) приустьевые площадки добывающих скважин;
     

б) блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;
     

в) трансформаторные подстанции;
     

г) площадки под ремонтный агрегат;
     

д) емкость-сборник и технологические трубопроводы;
     

е) факельные установки;
     

ж) система телемеханики и телеметрии (блок местной автоматики).
     
     В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам подготовки воды и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла [23, 24].
     
     

2.3.2 Сбор газа на промыслах


     После извлечения газа из пласта и подъема к устью скважины газ поступает в газопроводную сеть, а затем - на очистку и осушку на установках подготовки газа.
     
     Существующие системы промыслового сбора природного газа классифицируются:
     

а) по степени централизации технологических объектов подготовки газа (индивидуальные, групповые и централизованные);
     
     При индивидуальной системе сбора (рисунок 2.8) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений подготовки газа - персональную УПГ, после которого газ поступает в сборный коллектор, далее - на ЦСП. Эта система может применяться в начальном периоде разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.
     
     

Рисунок 2.8 - Индивидуальная система сбора

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.8 - Индивидуальная система сбора [14]


     При групповой системе сбора (рисунок 2.9) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на общепромысловый (центральный) пункт и далее - потребителю по магистральному газопроводу.
     
     

Рисунок 2.9 - Групповая система сбора газа на промыслах

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.9 - Групповая система сбора газа на промыслах


     При централизованной системе сбора (рисунок 2.10) газ со всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому ЦСП, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителю.
     
     

Рисунок 2.10 - Централизованная система сбора газа

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.10 - Централизованная система сбора газа


     Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.
     
     В каждом конкретном случае выбор систем сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.
     

б) по конфигурации трубопроводных коммуникаций (бесколлекторные и коллекторные).
     
     При бесколлекторной системе сбора газ поступает на ЦСП от скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.
     
     Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы (рисунок 2.11). Линейная система состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений с небольшим числом рядов. Лучевая система состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая система представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки;
     
     

Рисунок 2.11 - Формы коллекторной газосборной сети

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Подключение скважин: а) индивидуальное; б) групповое

Рисунок 2.11 - Формы коллекторной газосборной сети [25]

в) по рабочему давлению: вакуумные (Р<0,1 МПа), низкого давления (0,1<Р<0,6 МПа), среднего давления (0,6<Р<1,6 МПа) и высокого давления (Р>1,6 МПа).
     
     На морских платформах обвязка газовых скважин преимущественно групповая, рабочие выкиды фонтанной арматуры подсоединяются к манифольду, через который вся продукция поступает на сепаратор первой ступени [26].
     
     Система сбора газа должна обеспечивать и предусматривать:
     

а) возможность регулирования распределения отборов по эксплуатационному фонду скважин для обеспечения равномерной выработки запасов газа залежи по площади и разрезу.
     

б) минимизацию потерь пластовой энергии.
     

в) технологически обоснованное количество скважин, подключаемых к газосборному пункту.
     

г) возможность проведения газогидродинамических исследований и отбор проб пластовых флюидов скважин (групп скважин) для залежей, содержащих свободный газ.
     

д) устойчивость добычи к рискам аварий и чрезвычайных ситуаций (например, применение кольцевых схем промыслового газосборного коллектора), сохранение герметичности и минимизацию потерь углеводородного сырья при авариях.
     

е) минимизацию технологических потерь добываемого сырья при обслуживании и профилактических работах.
     

ж) возможность ее реконструкции при изменении условий добычи.
     

з) возможность совместного транспорта сырья, добываемого из различных эксплуатационных объектов или объектов разработки.
     

и) использование энергии высоконапорных газовых скважин для транспорта низконапорного газа.
     
     

2.3.3 Ввод реагента при сборе продукции газовых скважин


     При добыче кислых газов необходима защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы: ингибирование; применение для оборудования легированных коррозионностойких сталей и сплавов; применение коррозионностойких неметаллических и металлических покрытий, использование электрохимических методов защиты от коррозии: использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования.
     
     Узлы ввода реагента на объектах сбора и транспортировки газа включают:
     

а) блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;
     

б) блоки для дозирования и подачи ингибиторов и химреактивов;
     

в) склад для хранения химреактивов.
     
     Схемы ввода ингибиторов:
     
     - инжекция ингибиторов в межтрубное пространство;
     
     - закачка ингибиторов непосредственно в пласт;
     
     - введение ингибиторов в твердом состоянии.
     
     Наибольшее применение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче кислых газов для защиты от коррозии нашли ингибиторы коррозии. Ингибиторы коррозии делятся на три группы:
     
     - дезактивирующие или связывающие коррозионные агенты;
     
     - ингибиторы анодного и катодного действия;
     
     - ингибиторы пленочного действия.
     
     Применяемые в нефтегазовой промышленности ингибиторы должны отвечать целому комплексу требований и обладать высоким защитным эффектом при минимальных концентрациях; не оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы сбора, подготовки, транспортировки и газа; быть умеренно токсичными. Главное требование состоит в том, чтобы защитное действие ингибитора было как можно более высоким, т.е. чтобы он с максимальной эффективностью противостоял коррозионному воздействию агрессивных сред (таблицы 2.4-2.6).
     
     
Таблица 2.4 - Составы ингибиторов коррозии для серосодержащих сред
     

Основной компонент

Добавка

Фосфоросодержащая кислота, этаноламин

Неионогенное ПАВ

Таловое масло, полиэтиленполиаминамин, пятиокись фосфора, неонол

Растворитель

Смесь фосфитов

-

Дичетвертичные соли 2-(хинолил-4)бензимидазола

-

Полиэтиленполиамины, олеиновая кислота

Растворитель, диспергатор

Бромистый алкил, гексаметилентетрамин

Растворитель

Монохлоруксусная кислота, гексаметилентетрамин

Неионогенное ПАВ

Продукт взаимодействия борной кислоты, диэтаноламина и смеси жирных кислот

Растворитель

Продукт взаимодействия амина, диэтаноламина и смеси жирных кислот

Неионогенное ПАВ, растворитель

Продукт взаимодействия талового масла или олеиновой кислоты и амина

Неионогенное ПАВ, растворитель

Продукт присоединения окиси этилена к жирному амину и последующего взаимодействия полученного продукта с органической кислотой

-

Имидазолин, 2-гидроксиалканкарбоновая кислота, гликоль

Углеводородный растворитель

Смесь имидазолина с аминами

-

Имидазолин, хлористый бензил

-

Азотсодержащее вещество, алкилимидазолин

Неионогенное ПАВ, толуол

Тяжелые пиридиновые основания, фенольная смола

Одноатомные спирты, сивушное масло

Жирный амин

Растворитель

Остатки СЖК и выше, моноэтаноламин, оксиэтилированные фенолы

Алкилпиридины или пиридиновые основания

Смеси имидазолинов, аминов, пиперазинов (1-диэтилендиамино-
2-алкил-2-имидахолинов, моноамидов-алкилоилтриэтиленаминов и 1,4-диалкилоилпиперазинов)

Растворитель (ацетон, ароматические углеводороды)

1-фурфурол окси-3-бензиламинопропанол-2

-

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

-


     
Таблица 2.5 - Составы ингибиторов коррозии для кислородсодержащих сред
     

Основной компонент

Добавка

Первичные амины ИТС 29-2017 Добыча природного газа-ИТС 29-2017 Добыча природного газа

Неионогенное ПАВ, растворитель

Таловое масло, амины жирного ряда

Неионогенное ПАВ, растворитель

Моноэтаноламин, фосфорная кислота

Растворитель

2-алкилимидазолин, кубовые остатков СЖК

ПАВ ОП-7 или ОП-9

Легкокипящие амины, эфиры, этиленгиликоли

Сульфат кобальта, гидрохинон, оинол, оксим

Монометиламин и диметиламин, формальдегид

Растворитель, диспергатор

Продукт конденсации моноэтаноламина и фенола

Одноатомные спирты


     
Таблица 2.6 - Составы ингибиторов коррозии для сероводородсодержащих и углекислотных сред
     

Основной компонент

Добавка

Полиэфир, фосфоросодержащий агент, аминосодержащий агент

Смесь моноалкиловых эфиров и моно- или диэтиленгликолей

Смесь производных циклогексиловых эфиров (синтетическое масло)

Дипроксамин

Побочный продукт гидрирования бензола

-


     В качестве основы ингибиторов анаэробной коррозии бактерицидного действия используют: первичные алифатические амины фракции ИТС 29-2017 Добыча природного газа-ИТС 29-2017 Добыча природного газа; продукты взаимодействия первичных и вторичных алифатических аминов с техническим диметилфосфитом [27].
     
     В качестве ингибиторов гидратообразования применяют спирты (метанол, моно-, ди- и триэтиленгликоли) и, ограниченно, водные растворы хлористого кальция.
     
     Ингибиторы вводятся в поток газа перед участками возможного гидратообразования. Ввод осуществляется централизованно - от одной установки на сборном пункте в группу скважин, промысловые коммуникации и технологические аппараты (с помощью дозировочного насоса) или индивидуально - в каждый объект (насосом либо самотёком). Максимальный эффект достигается при постоянном поступлении ингибиторов (независимо от схемы ввода) с помощью форсунок (в распылённом состоянии).
     
     Регенерация отработанных ингибиторов гидратообразования проводится методом ректификации (для метанола и гликолей) или упариванием (для растворов хлористого кальция).
     
     Перспективно использование в качестве ингибиторов гидратообразования продуктов нефтехимического производства (полипропилен-гликоль, этилцеллюлозы), а также применение комплексных ингибиторов. Последние предназначены для предупреждения гидратообразования и коррозии, а также солеотложения [28].
     
     

2.4 Промысловая подготовка газа


     Целью промысловой подготовки газа является его очистка от механических примесей, тяжелых углеводородов, капельной влаги и паров воды, сероводорода и углекислого газа.
     
     Очистка газа от механических примесей, капельной жидкости осуществляется в сепараторах на УКПГ, УППГ, в пылеуловителях на ДКС.
     
     В случае применения метанола в системе сбора следует предусматривать мероприятия, позволяющие выделять из газа метанольную воду и направлять ее на утилизацию.
     
     Установки, предназначенные для подготовки газа и извлечения конденсата на газоконденсатных месторождениях, должны быть спроектированы с учетом влияния снижения пластового давления на их работу. В первую очередь имеются в виду изменения состава и количества сырья, снижение в составе конденсата тяжелых фракций, когда конденсат используется для производства какого-либо продукта: абсорбента, моторных топлив и т.д.
     
     

2.4.1 Предварительная подготовка газа


     Установка предварительной подготовки газа (УППГ) предназначена для сбора газа, поступающего из скважин, и его первичной подготовки (сепарации) при централизованной системе сбора и подготовки газа.
     
     Для очистки газа от жидких и твердых примесей у скважин устанавливают газосепараторы. По принципу действия различают газосепараторы гравитационные (рисунок 2.12, а), центробежные (циклонные) (рисунок 2.12, б), инерционные (насадочные) центробежные (циклонные) (рисунок 2.13) и смешанного типа (рисунок 2.14). Гравитационные аппараты делятся на вертикальные и горизонтальные.
     
     Вертикальные гравитационные аппараты рекомендуют для сепарации газов, содержащих твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют лучшие условия очистки и дренажа. В гравитационном газосепараторе отделение твердых и жидких частиц от газа происходит в результате резкого снижения скорости движения струи газа и повороте ее на 180°.
     
     Схема простейшего гравитационного сепаратора показана на рисунке 2.12 (а).
     
     В этом сепараторе газ из скважины поступает по входной трубе 1 (скорость газа в нем достигает 15-20 м/с) и при выходе из нее поворачивает вверх по выкидной трубе 2. При этом сокращается скорость струи и твердые частицы и капли жидкости оседают на дно сосуда. Скопившиеся примеси удаляются из сепаратора через штуцер 3.
     
     

Рисунок 2.12 - Гравитационный односекционный сепаратор (а) и схема движения газов в циклоне (б)

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.12 - Гравитационный односекционный сепаратор (а) и схема движения газов в циклоне (б) [29]


     Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400-1650 мм, горизонтальные диаметром 400-1500 мм. При оптимальной скорости газа эффективность сепарации достигает 70-80%. Опыт эксплуатации показал, что скорость потока газа на выходе не должна превышать 0,1 м/с при давлении 6 МПа. Из-за большой металлоемкости и недостаточной их эффективности гравитационные сепараторы применяют редко.
     
     На рисунке 2.12 (б) схематически изображена работа циклонного сепаратора. Корпус циклона и патрубок для выхода газа образуют внутреннее кольцевое пространство. В нижней части выполнено отверстие для отвода осадка из циклона. При тангенциальном вводе газ в сепараторе приобретает в кольцевом пространстве и конусе вращательное движение, вследствие чего из газа выпадают механические взвеси (твердые и жидкие) и опускаются в сборный бункер. Газ с уменьшенной скоростью выходит через выходной патрубок.
     
     Насадочные сепараторы относительно просты по конструкции и поэтому находят широкое применение в процессах газоочистки, когда в обрабатываемых газах нет твердой фазы. Для запыленного газа используется мокрая очистка (с орошением слоя насадки).
     
     Для очистки природного газа от капельной влаги разработана конструкция насадочного сепаратора. Сепаратор (рисунок 2.13), содержащий корпус с патрубками входа 2 неочищенного газа и выхода 3 очищенного газа, сепарационное устройство 4 и 5, тарелку 6 с трубой 7 слива жидкости и сборник жидкости 10, отличающийся от известных аппаратов тем, что сепарационное устройство состоит из двух частей (секций) - нижней и верхней. Секции выполнены в виде двух пакетов регулярной насадки, установленных с образованием между ними свободного пространства, в котором размещен распределитель орошения 13, а сборник жидкости снабжен вертикальной перегородкой 8.
     
     

Рисунок 2.13 - Схема насадочного газосепаратора

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.13 - Схема насадочного газосепаратора [30]


     Сепаратор работает следующим образом: через штуцер 2 подается газ с дисперсной фазой. На выходе из штуцера имеются контактные устройства (отбойники), которые улавливают крупнодисперсную фазу (механические включения и капли). Отсепарированная фаза попадает в нижнюю часть аппарата 9, где выводится через патрубок 11. Далее после предварительной очистки газ после штуцера 2 поступает через распределительную решетку 6 в слой насадки 4. Слой насадки 4 орошается водой оросителем 13 для повышения эффективности очистки газа от дисперсной фазы. Загрязненная жидкость из слоя 4 удаляется через трубу 7 в нижнюю часть аппарата 10, где выводится через патрубок 12. Секция насадки 5 выполняет роль демистера (каплеуловителя). Очищенный газ удаляется через штуцер 3.
     
     

Рисунок 2.14 - Пример исполнения комбинированного газосепартора

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - корпус; 2 - вход неочищенного газа; 3 - выход очищенного газа; 4 - выход отделяемой жидкости; 5 - входная секция; 6 - фильтрующая секция; 7 - прямоточно-центробежные сепарационные элементы; 8 - газораспределительное устройство; 9 - усеченный конус/пирамида газораспределительного устройства 8; 10 и 11 - направляющие решетки; 12 - разборные тарелки; 13 - кольцевые сетчатые насадки; 14 - газораспределительная решетка

Рисунок 2.14 - Пример исполнения комбинированного газосепартора

2.4.2 Комплексная подготовка газа


     Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) предназначена для сбора, подготовки газа и конденсата в соответствии с требованиями соответствующих отраслевых и государственных стандартов при децентрализованной системе сбора и подготовки газа.
     
     Товарный газ по показателям качества должен удовлетворять требованиям государственного стандарта [31], в качестве сырья и топлива для промышленного и коммунально-бытового использования или отраслевого стандарта [32], при подаче в магистральный газопровод.
     
     Для осушки и отбензинивания газа принимаются следующие типовые способы:
     
     - абсорбционная осушка;
     
     - адсорбционная осушка;
     
     - низкотемпературная сепарация;
     
     - низкотемпературная абсорбция;
     
     - масляная абсорбция.
     
     На газовых (бесконденсатных) месторождениях для подготовки газа рекомендуются способы абсорбционной или адсорбционной осушки. Причем последний используется, если по условиям транспортирования требуется минимальная точка росы обрабатываемого газа (ниже минус 25°С).
     

2.4.2.1 Очистка газа от кислых компонентов
     
     Известные методы очистки газов от сероводорода можно разделить на три группы:
     

1 группа - абсорбционные;
     

2 группа - адсорбционные;
     

3 группа - окислительные.
     
     Абсорбционные методы очистки подразделяются на:
     
     - химическую абсорбцию в поглотителе с помощью водных растворов аминов, поташа, щелочей и др.;
     
     - физико-химическую абсорбцию (процесс ректизол, а также другие процессы, в которых сероводород растворяется в поглотителе при пониженных температурах и повышенном давлении).
     
     Адсорбционные методы очистки основаны на способности сероводорода сорбироваться на твердых поверхностях различных веществ, таких, как искусственные и естественные цеолиты, активированный уголь, твердые хемосорбенты на основе окислов железа и др.
     
     Окислительные методы основаны на том, что сероводород является восстановителем и легко может быть окислен до элементарной серы, сульфитов и сульфатов различными веществами (водно-щелочной раствор комплексных соединений железа).
     
     Принципиальная схема очистки газа от сероводорода методом абсорбции приведена на рисунке 2.15, информация о технологическом процессе дана в таблице 2.7.
     
     

Рисунок 2.15 - Принципиальная схема очистки газа от сероводорода

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - абсорбер; 2 - выпарная колонна (десорбер); 3 - теплообменник; 4, 8 - холодильник; 5 - емкость-сепаратор; 6, 7 - насосы

Рисунок 2.15 - Принципиальная схема очистки газа от сероводорода


     
Таблица 2.7 - Описание технологического процесса очистки газа от кислых компонентов
     

Входной поток

Этап процесса (подпроцесс)

Выходной поток

Основное технологическое оборудование

Природный газ; амины

Абсорбция кислых компонентов (сероводород и др.)

Природный газ и амины

Абсорбер

Природный газ и амины

Выделение очищенного природного газа

Очищенный природный газ;
амины, насыщенные кислыми компонентами и водяным паром

Дегазатор

Аминовый раствор, насыщенный кислыми компонентами

Регенерация аминов

Регенерированный аминовый раствор; кислые газы и водяной пар

Десорбер

Кислые газы и водяной пар

Конденсация влаги из кислых газов

Кислые газы; водяной пар

Сепаратор

Аминовый раствор

Охлаждение аминового раствора

Аминовый раствор

Теплообменник, холодильник


     Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и поднимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется концентрированный раствор абсорбента. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов: моноэтаноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА) и триэтаноламина.
     
     Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содержащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задерживаются капли абсорбента.
     
     На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну 2 через теплообменник 3. В нижней части колонны он нагревается до температуры около 100°С. При этом происходит разложение соединения сероводорода с абсорбентом, после чего сероводород, содержащий пары этаноламинов, через верх колонны поступает в холодильник 4. В емкости 5 сконденсировавшиеся пары абсорбента отделяются от сероводорода и насосом 6 закачиваются в выпарную колонну. Газ же направляется на переработку.
     
     Горячий регенерированный абсорбент из нижней части колонны 2 насосом 7 подается для нового использования. По пути абсорбент отдает часть своего тепла в теплообменнике 3, а затем окончательно остужается в холодильнике 8. Работа этаноламиновых газоочистных установок автоматизирована. Недостатком процесса является относительно большой расход абсорбента.
     

2.4.2.2 Осушка газа
     
     Промысловая подготовка газов к транспортировке осуществляется двумя основными способами:
     
     - абсорбционная осушка с применением жидких поглотителей влаги (абсорбентов) - обычно концентрированных водных растворов гликолей (рисунок 2.16);
     
     - адсорбционная осушка газа с использованием твердых адсорбентов влаги - селикагеля, цеолитов и др.
     
     На рисунке 2.16 показана технологическая схема абсорбционной (гликолевой) осушки газа.
     
     

Рисунок 2.16 - Принципиальная схема гликолевой осушки газа

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - первичный сепаратор; 2 - абсорбер; 3 - десорбер; 5, 6, 7 - темпообменники; 8, 9 - емкостное оборудование; 10 - фильтр; 11, 12 - насосы

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


     Сырой газ со сборного пункта поступает во входной (первичный) сепаратор 1, где от него отделяется капельная влага и далее поступает в абсорбер 2, где он осушается, контактируя с раствором концентрированного гликоля.
     
     Осушенный газ, пройдя фильтр для улавливания мелкодисперсного гликоля 10, поступает в магистральный газопровод или подается потребителю.
     
     В схему входит колонна регенерации насыщенного гликоля 23, а также теплообменники 5, 6, 7, насосы 11, 12 и емкостное оборудование 8, 9.
     
     Наибольшее распространение в России получила абсорбционная технология с применением диэтиленгликоля (ДЭГ) в качестве основного абсорбента, тогда как в зарубежной практике чаще используется триэтиленгликоль [33].
     
     Установка абсорбционной осушки обычно включает следующее оборудование:
     
     - абсорбер;
     
     - теплообменники;
     
     - холодильники;
     
     - выветриватели;
     
     - десорбер;
     
     - промежуточные емкости;
     
     - насосы и фильтры раствора.
     
     Технологический процесс адсорбционной осушки газа заключается в избирательном поглощении порами поверхности твердого адсорбента молекул воды из газа, с последующим извлечением их из пор посредством применения внешних воздействий. В качестве адсорбентов применяют: оксиды алюминия, синтетические цеолиты, силикагели.
     
     На рисунке 2.17 представлен процесс адсорбционной очистки газа.
     
     

Рисунок 2.17 - Принципиальная технологическая схема установки подготовки природного газа методом адсорбционной осушки

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


1, 2 - адсорберы; 3 - подогреватель; 4 - первичный сепаратор; 5 - емкости; 6 - разделитель; 7 - фильтр; 8 - холодильник

Рисунок 2.17 - Принципиальная технологическая схема установки подготовки природного газа методом адсорбционной осушки [35]


     Сырой газ со сборного пункта поступает во входной (первичный) сепаратор 4, где от него отделяется жидкая фаза, далее влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента - твердого вещества, поглощающего пары воды. Далее осушенный газ, пройдя фильтр 7 для улавливания уносимых частичек адсорбента, поступает в магистральный газопровод или подается потребителю.
     
     Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12-16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого из газовой сети отбирается сухой газ и направляется в подогреватель 3, где он нагревается до температуры 180-200°С.
     
     Далее газ подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 8.
     
     Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется для осушки повторно и т.д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6-7 ч. После этого в течение около 8 ч адсорбер остывает.
     
     Преимущества адсорбционной осушки газа:
     
     - достигается низкая температура точки росы осушенного газа в широком диапазоне технологических параметров;
     
     - компактность и низкие капитальные затраты для установок небольшой производительности;
     
     - изменение давления и температуры не оказывает существенного влияния на качество осушки.
     
     Недостатки:
     
     - высокие капитальные вложения при строительстве установок большой производительности;
     
     - возможность загрязнения адсорбента и связанная с этим необходимость его замены;
     
     - большие потери давления в слое адсорбента;
     
     - большой расход тепла.
     
     Установка адсорбционной осушки традиционно включает следующее оборудование:
     
     - сепаратор сырого газа;
     
     - адсорберы;
     
     - воздушные холодильники;
     
     - подогреватели газа;
     
     - компрессоры для дожатия газа регенерации.
     

2.4.2.3 Отбензинивание газа
     
     На газоконденсатных месторождениях для отбензинивания газа могут применяться следующие способы:
     
     - низкотемпературная сепарация (НТС);
     
     - низкотемпературная абсорбция (НТА);
     
     - масляная абсорбция.
     
     Установка НТС включает следующий минимальный набор оборудования:
     
     - сепаратор I ступени;
     
     - узел впрыска в поток газа ингибитора гидратообразования (метанола, 70-80% ДЭГа или других гликолей);
     
     - рекуперативные теплообменники;
     
     - дроссель, эжектор утилизации газа выветривания, холодильную машину;
     
     - низкотемпературный сепаратор (сепаратор тонкой очистки);
     
     - разделители газового конденсата и воды с ингибитором гидратообразования.
     
     На рисунке 2.18 приведен пример технологической схемы подготовки природного газа методом низкотемпературной сепарации.
     
     Сырой газ со сборного пункта поступает на первую ступень сепарации во входной сепаратор 1, где от газа отделяется водная фаза и нестабильный углеводородный конденсат. Далее отсепарированный газ поступает в теплообменник 2 типа "газ - газ" для рекуперации холода сдросселированного газа, где охлаждается на 10-15°С и более. Охлажденный газ из теплообменника подают на расширительное устройство (дроссель) 3, после которого его температура вследствие эффекта Джоуля-Томсона понижается еще на 10-20°С.
     
     После дроссельного устройства 2 обрабатываемый газ вместе со сконденсировавшейся жидкой фазой поступает в низкотемпературный сепаратор 4.
     
     

Рисунок 2.18 - Принципиальная технологическая схема установки подготовки природного газа методом низкотемпературной сепарации

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - первичный сепаратор; 2 - теплообменник; 3 - дроссель; 4 - низкотемпературный сепаратор; 5 - теплообменник; 6 - разделитель; 7 - компрессор; 8 - аппарат воздушного охлаждения

Рисунок 2.18 - Принципиальная технологическая схема установки подготовки природного газа методом низкотемпературной сепарации


     Здесь от него отделяется жидкая фаза (водная и углеводородная), а очищенный от влаги и тяжелых углеводородов (ИТС 29-2017 Добыча природного газа) холодный газ проходит рекуперативный теплообменник 2 в противотоке с "сырым" газом и далее поступает в газопровод в качестве товарного продукта.
     
     Эффективность охлаждения газа посредством использования процесса изоэнтальпийного расширения газа с рекуперацией холода может достигать 10-12°С на 1 МПа свободного перепада. Впрыск ингибитора гидратообразования (гликоли, метанол) предусматривается как перед теплообменником 2, так и перед дросселем в объеме, необходимом для обеспечения безгидратного режима эксплуатации технологического оборудования.
     
     Водная фаза (т.е. водный раствор ингибитора) и углеводородный конденсат, выделившийся в сепараторе 4, поступают в разделитель 6, где углеводородный конденсат частично дегазируется. Далее конденсат направляют на установку его стабилизации или закачивают в газопровод. Отработанный водный раствор ингибитора гидратообразования направляют на установку регенерации.
     
     С целью более рационального использования энергии пласта в схему вместо штуцера может быть включён турбодетандерный агрегат. При снижении давления газа (в процессе разработки месторождения) до значения, при котором не представляется возможным обеспечить заданную температуру сепарации за счёт энергии пласта, в схему включается источник искусственного холода - холодильный агрегат. Технологический режим установки НТС определяется термодинамической характеристикой месторождения, составом газа и конденсата, а также требованиями, предъявляемыми к продукции промысла [36].
     
     Преимущества низкотемпературной сепарации газа:
     
     - низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особенно в начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;
     
     - помимо извлечения жидких углеводородов, одновременно осуществляется и осушка газа до требуемых отраслевым стандартом кондиций;
     
     - установки НТС достаточно просты в эксплуатации и техническом обслуживании, тем самым возможно использование технического персонала средней квалификации (это обстоятельство и позволяет осуществлять процесс в промысловых условиях);
     
     - легкость регулирования технологического процесса и его автоматизации в условиях газопромысла;
     
     - возможности постепенного дополнения и развития технологии при снижении пластового давления и, соответственно, уменьшении свободного перепада давления, так что уже на момент проектирования установки могут быть предусмотрены различные перспективные варианты продления срока ее эффективной эксплуатации (в частности, за счет использования внешних источников холода, а также подключения дожимных компрессорных станций).
     
     Недостатки:
     
     - несовершенство термодинамического процесса однократной конденсации, при этом степень извлечения из природного газа целевых компонентов при заданных температуре и давлении в концевом низкотемпературном сепараторе зависит только от состава исходной смеси;
     
     - в процессе эксплуатации пластовое давление падает (при этом содержание углеводородного конденсата в пластовом газе уменьшается), так что "свободный перепад" давления на дросселе уменьшается (происходит "исчерпание" дроссель-эффекта), и, следовательно, повышается температура сепарации, - в результате не только удельное количество, но и степень извлечения целевых компонентов уменьшается;
     
     - термодинамическое несовершенство дроссельного расширения газа как холодопроизводящего процесса по сравнению с турбодетандерным.
     
     Низкотемпературная абсорбция основана на различии в растворимости компонентов газа в жидкой фазе при низких температурах и последующем выделении извлеченных компонентов в десорберах, работающих по полной схеме ректификации.
     
     Преимущество НТА состоит в том, что разделение углеводородных газов можно осуществлять при умеренных температурах, используя в качестве источника холода, например, пропановые испарители.
     
     Также процесс низкотемпературной абсорбции является экономичным благодаря высокой интенсивности сорбции целевых компонентов, возможности использования легкого абсорбента. Это позволяет снизить количество циркулирующего поглотителя и обеспечить полное извлечение из газа пропана и достаточно высокое извлечение этана с получением его в качестве целевого продукта.
     
     Недостатком является то, что установка предполагает потери пропана с очищенным газом, отводимым с верха абсорбера, и газом деэтанизации из абсорбционно-отпарной колонны.
     
     На установках НТА охлаждение газа следует производить за счет дроссель-эффекта, а при отсутствии его в схему необходимо включать источник искусственного холода. Установка НТА должна проектироваться на базе установки НТС с добавлением абсорбционной колонны или с заменой низкотемпературного сепаратора абсорбером-сепаратором (рисунок 2.19).
     
     Процесс низкотемпературной абсорбции проводят при давлении 55 МПа и температуре -60°С, а в качестве ингибитора гидратообразования предусматривается метанол.
     
     

Рисунок 2.19 - Принципиальная схема установки НТА

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.19 - Принципиальная схема установки НТА [37]


     Для обеспечения кондиции газа установка масляной абсорбции должна сочетаться с установкой осушки газа. Установка масляной абсорбции включает следующее оборудование:
     
     - сепаратор;
     
     - абсорбционную колонну или абсорбер-сепаратор;
     
     - установку регенерации абсорбента.
     
     Пример технологической схемы масляной абсорбции газа представлен на рисунке 2.20.
     
     

Рисунок 2.20 - Типовая схема установки масляной абсорбции

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.20 - Типовая схема установки масляной абсорбции


     Процесс очистки газа на такой установке происходит следующим образом: поступающий на установку газ охлаждается в охладителях и поступает в сепаратор, после которого направляется в абсорбер, в котором происходит выделение основной части тяжелых углеводородов из газа. Насыщенный углеводородами абсорбент поступает в центральную часть отпарной колонны, ниже в эту же колонну поступает жидкая фаза из сепаратора. Сверху отпарной колонны подается регенерированный абсорбент.
     
     В ходе процесса из абсорбента, подающегося вниз колонны, удаляются легкие углеводороды (метан, этан) и поглощаются абсорбентом углеводороды от пропана и выше. Полностью насыщенный абсорбент из нижней части колонны поступает в теплообменник, где нагревается и подается в десорбер на отгонку широкой фракции легких углеводородов, после чего регенерированный абсорбент подается снова в абсорбер и технологический цикл повторяется.
     
     Для месторождений, расположенных в северных районах, газ, поступающий в магистральный газопровод, должен иметь температуру, близкую к температуре грунта, в целях обеспечения стационарного состояния системы газопровод - многолетнемерзлые грунты. Снижение температуры газа, поступающего в магистральный газопровод, с применением станций охлаждения газа обосновывается проектными расчетами.
     

2.4.2.4 Установка стабилизации газового конденсата
     
     Для стабилизации газового конденсата используются 3 метода:
     

1. Ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация);
     

2. Ректификация в стабилизационных колоннах;
     

3. Комбинирование сепарации и ректификации.
     
     Технология стабилизации конденсата дегазацией
     
     Стабилизация газового конденсата дегазацией или сепарацией основана на снижении растворимости низкокипящих углеводородов в конденсатах при повышении температуры и понижении давления. Обычно такая технология процесса стабилизации применяется на месторождениях, имеющих низкий конденсатный фактор.
     
     Для стабилизации конденсата можно применять 1-, 2- и 3-ступенчатые схемы дегазации. Выбор количества ступеней зависит от содержания низкокипящих углеводородов в конденсате: чем оно больше, тем необходимо большее число ступеней.
     
     Технология стабилизации конденсата ректификацией
     
     Сбор и утилизация газов дегазации конденсата связаны с большими энергетическими затратами, поэтому при больших объемах перерабатываемого конденсата применяют стабилизацию с использованием ректификационных колонн. Технология имеет ряд преимуществ, в частности, энергия нестабильного конденсата рационально используется, полученный стабильный конденсат отличается низким давлением насыщенных паров и др.
     
     Ректификационная стабилизация газового конденсата проводится чаще всего в 2 или 3 колоннах, что дает возможность, кроме газов стабилизации и стабильного конденсата, получить пропан-бутановую фракцию (или пропан и бутан).
     
     На современных установках также применяют комбинирование процессов сепарации и ректификации, что позволяет повысить технологическую гибкость процесса и уменьшить энергозатраты.
     
     Процессы стабилизации газового конденсата рассматриваются в справочнике по переработке природного и попутного газа.
     
     

2.4.3 Блок регенерации реагента


     На установках подготовки газа и газового конденсата производится регенерация реагентов: метанола, гликолей, аминов.
     
     Регенерацию метанола из водного раствора (водометанольной смеси с содержанием метанола от 15 до 75% масс.) производят методами ректификации и огневой регенерации. Регенерированный метанол с содержанием воды не более 10% массовых направляется по трубопроводу в резервуарный парк (рисунок 2.21).
     
     

Рисунок 2.21 - Схема регенерации метанола

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.21 - Схема регенерации метанола


     В таблице 2.8 приведены сведения о технологическом процессе регенерации метанола.
     
     
Таблица 2.8 - Описание технологического процесса регенерации метанола
     

Входной поток

Этап процесса (подпроцесс)

Выходной поток

Основное технологическое оборудование

Водо-метанольный раствор

Отделение конденсата и частичная дегазация

Водо-метанольный раствор, газ дегазации, конденсат

Сепаратор

Водо-метанольный раствор

Нагрев

Водо-метанольный раствор

Теплообменник

Водо-метанольный раствор

Разделение метанола и воды

Метанол, водяной пар

Колонна


     Регенерация гликолей. После насыщения парами воды проводят регенерацию гликолей и возвращают в процесс абсорбции. В зависимости от глубины осушки используют различные способы регенерации: ректификация при атмосферном давлении и под вакуумом, азеотропная перегонка, отпарка воды с применением отдувочного газа, огневая регенерация (таблица 2.9, рисунок 2.22).
     
     
Таблица 2.9 - Описание технологического процесса огневой регенерации гликоля
     

Входной поток

Этап процесса (подпроцесс)

Выходной поток

Основное технологическое оборудование

Гликоль на регенерацию

Выветривание

Выветренный гликоль, газ

Блок дегазации

Выветренный гликоль

Фильтрация

Фильтрованный гликоль, соли в солесборник

Блок фильтров

Фильтрованный гликоль

Огневая регенерация

Регенерированный гликоль

Установка огневой регенерации


     

Рисунок 2.22 - Схема огневой регенерации гликоля

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - вакуумная колонна; 2 - вакуумный испаритель; 3 - буферная емкость; 4 - штуцер выхода паров; 5 - люк-лаз; 6 - тарелка дефлегматора; 7 - тарелка верхняя; 8 - секция регулярной насадки; 9, 11 - тарелка средняя; 10, 18 - штуцер входа гликоля; 12 - штуцер предохранительного клапана; 13 - жаровые трубы; 14 - труба дымовая; 15 - штуцер топливного газа; 16, 21 - штуцер дренажа; 17, 19, 20 - штуцер выхода гликоля; 22 - штуцер выхода гликоля в солесборник; 23 - штуцер входа гликоля из солесборника; 24 - трубный пучок

Рисунок 2.22 - Схема огневой регенерации гликоля


     Регенерация аминов (рисунок 2.23, таблица 2.10) осуществляется в несколько стадий:
     
     - за счет дегазации при снижении давления в гидротурбине и после подогрева в рекуперативных теплообменниках;
     
     - методом отпарки кислых компонентов в регенераторе; из регенератора 2/3 полурегенерированного раствора направляется в среднюю часть абсорбера и 1/3 часть регенерированного раствора подается в верхнюю часть абсорбера. Каждая установка оборудована узлом сбора и фильтрации раствора амина, что максимально снижает потери амина.
     
     

Рисунок 2.23 - Схема регенерации аминового раствора

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - эжектор; 2 - сепаратор; 3 - рекуперационный теплообменник; 4 - десорбер; 5 - конденсатор; 6 - нагреватель; 7 - дроссельный вентиль; 8 - емкостный сепаратор; I - насыщенный аминовый раствор; II - пары сепарации; III - газ выветривания; IV - дегазированный аминовый раствор; V - пары; VI - кислый газ; VII - рефлюкс; VIII, IX, X - регенерированный аминовый раствор; XI - сконцентрированный регенерированный абсорбент

Рисунок 2.23 - Схема регенерации аминового раствора


     
Таблица 2.10 - Описание технологического процесса регенерации аминового раствора
     

Входной поток

Этап процесса (подпроцесс)

Выходной поток

Основное технологическое оборудование

Амины на регенерацию

Дегазация

Дегазизованный аминовый раствор; газ выветривания

Сепаратор

Дегазизованный аминовый раствор

Нагревание

Нагретый дегазизованный аминовый раствор

Рекуперационный теплообменник

Нагретый дегазизованный аминовый раствор

Выделение кислых газов

Регенерированный аминовый раствор; кислые газы

Десорбер

2.4.4 Блок регенерации сорбента


     К основным видам промышленных адсорбентов, применяемых при осушке газа, следует отнести силикагели, синтетические цеолиты и окись алюминия.
     
     Типовая схема регенерации адсорбента горячим осушенным газом позволяет получить сравнительно низкую остаточную влажность регенерированного адсорбента, а следовательно, и более низкую температуру точки росы газа в начале стадии адсорбции. Однако эта технология имеет ряд существенных недостатков, резко снижающих ее надежность и ухудшающих технико-экономические показатели работы УКПГ.
     
     До начала периода компрессорной эксплуатации месторождения (ввода в эксплуатацию ДКС) работоспособность такой системы регенерации определяется главным образом надежностью узла компримирования газа, причем степень сжатия осушенного газа и давление его в печи определяются гидравлическим сопротивлением адсорбера, в котором в данный момент идет стадия адсорбции. Изменение гранулометрического состава адсорбента во времени, его измельчение и отклонения от проектных параметров технологического режима ведут к столь существенному росту гидравлического сопротивления адсорберов, что установленные компрессоры не могут обеспечить подачу требуемого количества газа через аппараты. Все это ведет к необходимости сбрасывать на факел от 200 до 750 тыс.мИТС 29-2017 Добыча природного газа/сут. добытого и осушенного газа. Применение технологии регенерации горячим осушенным газом ведет к некоторому увеличению нагрузки на систему осушки газа (на 3-3,5%), так как циркулирующий в системе газ регенерации не подается в магистральный газопровод. Такая технология требует практически непрерывной и надежной эксплуатации на каждой УКПГ всего компрессорного оборудования [38].
     
     

2.4.5 Пункты учета и замера


     Узлы замера продукции скважин
     
     Для контроля за режимом работы эксплуатационных скважин и замера их дебита в обвязке устьев скважин следует применять приборы, принцип действия которых основан на измерении перепада давления, создаваемого при прохождении газа через сужающее устройство:
     
     - расходомеры (измерители докритического течения);
     
     - ДИКТ (диафрагменные измерители критического течения).
     
     Тип замерного устройства выбирается в зависимости от конкретных условий исследуемой скважины: дебита скважины, максимального рабочего давления, наличия мехпримесей, влаги и т.д.
     
     Для газогидродинамических исследований скважин и определения количественного содержания в газе твердых и жидких фаз рекомендуются блочные замерные установки, которые монтируются на продувочной линии.
     
     Для измерения количества продукции по каждой отдельной скважине на площадках кустов скважин могут предусматриваться также передвижные замерные сепараторы.
     
     Для замера продукции скважин на промысле УКПГ, УППГ с количеством скважин более 4-х следует предусматривать блоки замерных сепараторов, позволяющих замерять продукцию скважин: газ, конденсат, пластовая вода.
     
     

2.4.6 Поверочный пункт конденсата газа


     Для пунктов товарного учета конденсата рекомендуется использовать автоматизированные расходомерные системы с применением диафрагменных или турбинных расходомеров.
     
     Для пунктов оперативного учета конденсата рекомендуется использовать механические (или комбинированные электромеханические) расходомерные системы с применением диафрагменных или турбинных расходомеров.
     
     Наряду с вышеупомянутыми, допускается применение и других типов расходомеров, обеспечивающих требуемую по стандартам точность измерения, например, вихревые, ультразвуковые и т.п.
     
     Блок измерительных линий поверочной установки включает:
     
     - измерительные линии собираются по коллекторной схеме;
     
     - в состав блока входят резервные линии, на случай выхода из строя одной из основных линий. Переключение может производиться как в ручном, так и автоматическом режиме;
     
     - предусматривается контрольная линия для подтверждения показаний основных измерительных линий;
     
     - для поверки и калибровки основных расходомеров по месту производится отбор рабочей среды на поверочную установку.
     
     

2.4.7 Установка приема, смешения и подачи ингибитора в скважины


     Блоки дозирования реагентов (БДР) предназначены для дозированного ввода жидких деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов солеотложений, ингибиторов гидратообразования и др. в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки газа, газовые скважины с целью осуществления защиты трубопроводов и оборудования от коррозии, гидратообразования и пр.
     
     Выделяют отдельный класс БДР - БДР скважинные.
     
     Конструктивные особенности и состав блоков (рисунок 2.24):
     
     - основное оборудование блока расположено в металлическом корпус-контейнере. В зависимости от климатических условий возможно изготовление утепленного варианта корпус-контейнера;
     
     - в блоке расположены насос-дозатор; емкость технологическая с датчиком уровня; фильтр тонкой очистки; визуальный указатель уровня; трубопроводная обвязка с электроконтактным манометром; система (шкаф) управления взрывозащищенного исполнения;
     
     - исполнение емкости, деталей и узлов, контактирующих с реагентом, коррозионно-стойкое (нержавеющая сталь). При необходимости блок может быть укомплектован наземным трубопроводом и узлом ввода реагента в скважину.
     
     

Рисунок 2.24 - Оборудование блока дозирования реагентов

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.24 - Оборудование блока дозирования реагентов

2.4.8 Технологические емкости ГЖ и ЛВЖ, промежуточный резервуарный парк хранения конденсата газа


     Резервуары на складах (парках) для сжиженных углеводородов рекомендуют располагать группами. Резервуарный парк состоит из одной, или нескольких групп резервуаров. В каждой группе размещают резервуары, аналогичные по своим конструктивным особенностям (горизонтальные, шаровые, изотермические и т.п.).
     
     При хранении на одном складе (парке) ЛВЖ и ГЖ совместно со сжиженными углеводородами и ЛВЖ под давлением резервуары ЛВЖ и ГЖ устанавливают в самостоятельной группе (группах).
     
     Дренажные и факельные емкости, а также сепараторы на линиях сброса предохранительных клапанов располагают вне обвалования склада (парка). "Свечу" размещают вне обвалования с подветренной стороны к резервуарам и другим сооружениям склада. Высоту "свечи" определяют по коэффициенту рассеивания и принимают не менее 30 м.
     
     В пределах противопожарных расстояний не рекомендуют размещение временных и постоянных объектов, устройств и сооружений. Не рекомендуют размещение сливоналивных эстакад в составе промежуточных складов.
     
     Блок буферной емкости
     
     Предназначен для создания буферного объема нестабильного конденсата перед насосами для обеспечения их стабильной работы при подаче жидкости в конденсатопровод.
     
     Блок дренажной емкости
     
     Предназначен для сбора и временного хранения жидкой фазы (газовый конденсат, вода) из технологических аппаратов и трубопроводов с последующей откачкой насосами откачки.
     
     Блок сбора конденсата
     
     Предназначен для сбора жидкой фазы (газовый конденсат, вода).
     
     

2.4.9 Подготовка газа и газоконденсата на морских месторождениях


     При выборе способа подготовки газа и конденсата учитывают следующие факторы:
     
     - физический и химический состав пластовой продукции и технологических жидкостей;
     
     - возможные и предельно допустимые величины скоростей потоков, давления и температуры, а также концентрации коррозионно-агрессивных компонентов во всех элементах жидкостных и газовых систем (емкости под давлением, трубопроводы и т.д.);
     
     - качку для плавучих морских платформ;
     
     - дальность и режим транспортирования газа.
     
     В зависимости от условий транспортировки осуществляют предварительную или полную подготовку (осушку) газа, обеспечивающую транспортировку газа в безгидратном режиме.
     
     Предварительную подготовку осуществляют в сепараторах перед компримированием в зависимости от условий транспортировки.
     
     Для полной подготовки (осушки) газа используют следующие типовые способы:
     
     - абсорбционная осушка - для газовых месторождений;
     
     - НТС и низкотемпературная абсорбция - для подготовки продукции газоконденсатных месторождений.
     
     Для стабилизации газового конденсата используют ступенчатую дегазацию, одно- или двухколонную ректификацию.
     
     Технические решения по способу подготовки газа и конденсата осуществляют на основе технического и экономического сравнения вариантов при условии безгидратной транспортировки. Борьбу с гидратообразованием осуществляют при помощи следующих мероприятий, проводимых в зависимости от конкретных условий, как отдельно, так и в комплексе: нагрев газа до температуры, превышающей температуру возможного гидратообразования; ввод в поток ингибитора гидратообразования.
     
     Согласно типовой схеме обустройства морских месторождений (рисунок 2.25) пластовая продукция, поступающая со скважин, подается в подводный промысловый центр (ППЦ), где установлена фонтанная арматура, контрольно-измерительная аппаратура, управляющая система и манифольд для объединения потоков, редуцирования, замера параметров и при необходимости впрыска ингибитора гидратообразования. Из ППЦ пластовая продукция поступает в центральный манифольд, предназначенный для сбора продукции скважин с ППЦ и представляющий собой систему труб и необходимого оборудования (регулирующие клапаны, муфты для трубопроводов, блок управления и т.д.). Далее пластовая продукция подается в подводную систему подготовки, где осуществляется сепарация и осушка газа, его очистка от механических примесей, контроль точки росы по воде и жидким углеводородам, а также содержания механических примесей перед подачей на блок компримирования. С выхода подводной системы подготовки продукция попадает на блок компримирования для передачи на берег. Основной парк сырьевых емкостей и блоков регенерации ингибитора гидратообразования предусматривается на берегу. В зависимости от потребности в состав подводного оборудования также может входить блок ингибитора гидратообразования, состоящий из сырьевой емкости ингибитора гидратообразования, насоса и запорно-регулирующей арматуры.
     
     Блок утилизации предназначен для закачки отделенной воды с механическими примесями в нагнетательную скважину. Блок состоит из трехфазных разделителей и трубопроводной обвязки с запорно-регулирующей арматурой, а также насосов. В разделителях происходит отделение воды от механических примесей и жидких углеводородов. Насосы предназначены для перекачки воды с механическими примесями и жидких углеводородов соответственно.
     
     

Рисунок 2.25 - Типовая схема обустройства подводного промысла

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


ППЦ - подводный промысловый центр; СКВ - подводное устье скважины; НСКВ - подводное устье нагнетательной скважины; УКПГ - установка комплексной подготовки газа; ИГ - ингибитор гидратообразования

Рисунок 2.25 - Типовая схема обустройства подводного промысла


     В зависимости от состава пластовой продукции, условий транспортировки на береговую УКПГ, а также климатических и географических факторов может быть применена упрощенная технологическая схема. Такая схема предназначена для предварительной подготовки пластовой продукции и заключается в сепарации капельной жидкости и механических примесей в соответствии с требованиями поставщиков компрессорного оборудования.
     
     

2.5 Компримирование газа на промысле


     Компрессорная станция (КС) - комплекс сооружений и оборудования для повышения давления сжатия газа при его добыче, транспортировке и хранении.
     
     Технологическая схема КС состоит из установок очистки газа, компрессорных цехов, установок воздушного охлаждения газа. Работа оборудования КС обеспечивается технологическими трубопроводами с запорно-регулирующей арматурой, маслосистемой, установками подготовки пускового, топливного и импульсного газов, системой электроснабжения и пр.
     
     По виду выполняемой работы выделают КС дожимные (головные), линейные КС магистральных газопроводов, КС подземных хранилищ газа, нагнетательные КС обратной закачки газов в пласт [39].
     
     

2.5.1 Дожимная компрессорная станция


     При эксплуатации газовой скважины происходит непрерывное снижение давления газа в промысловом газопроводе. В связи с тем, что отдача газа в магистральный газопровод (МГ) или другому потребителю должна происходить при постоянном давлении, существует необходимость его поддержания. Использование промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС) позволяет решить следующие задачи:
     
     - сжать газ до необходимого давления;
     
     - увеличить газоотдачу пласта понижением давления на всем пути движения газа из пласта до приемного коллектора ДКС и в самой залежи;
     
     - увеличить дебит добывающих скважин уменьшением забойного давления и, следовательно, увеличением депрессии.
     
     Дожимные компрессорные станции могут сильно отличаться по конструкции и комплектации, но, тем не менее, в них можно выделить ряд основных элементов:
     
     - установка (цех) очистки газа;
     
     - компрессорный цех;
     
     - установка охлаждения газа после компримирования;
     
     - вспомогательное оборудование.
     
     Главным элементом ДКС является группа газоперекачивающих агрегатов, которые могут работать как по параллельной, так и по последовательной схеме. Под вспомогательным оборудованием подразумевается любые дополнительные устройства, необходимые для корректной работы станции: система маслоснабжения, система подготовки газа собственных нужд, системы электроснабжения, системы автоматики и т.д.
     
     Основная классификация применяемых в ГПА компрессоров (рисунок 2.27):
     
     - поршневые;
     
     - винтовые;
     
     - центробежные.
     

Рисунок 2.27 - Основные типы компрессоров ДКС

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.27* - Основные типы компрессоров ДКС [40]

________________
     * Нумерация соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     
     Поршневые компрессоры относятся к компрессорам объемного типа и работают за счет направленного уменьшения объема рабочей камеры, образованной цилиндром и подвижным поршнем, в которой претерпевает сжатие газ.
     
     Достоинства поршневых компрессоров:
     
     - простота конструкции;
     
     - неприхотливость и надежность;
     
     - невысокая стоимость.
     
     Недостатки:
     
     - неравномерность выдаваемого потока газа;
     
     - цикличность изменения объема рабочей камеры;
     
     - высокие уровня шума и вибрации при работе.
     
     Винтовые компрессоры также относятся к объемному типу, однако рабочие камеры в них образуются путем отсекания пространства корпусом компрессора и одним или более винтами, находящимися в зацеплении.
     
     Достоинства:
     
     - высокая надежность;
     
     - простота эксплуатации;
     
     - позволяют сжимать газ без пульсаций в отличие от поршневых компрессоров.
     
     Недостатки:
     
     - сложность конструкции;
     
     - более высокая стоимость;
     
     - требуют строго исполнения норм эксплуатации.
     
     Центробежные компрессоры - это машины динамического сжатия газа в результате значительного увеличения скорости его движения с последующим превращением кинетической энергии потока в потенциальную энергию давления в диффузорах.
     
     Каждая ступень сжатия центробежного компрессора состоит из вращающейся крыльчатки и неподвижных отсеков для впуска и выпуска. Газ направляется в "устье" вращающейся крыльчатки через впускное отверстие. Крыльчатка сообщает потоку газа дополнительную скорость и выпускает его через диффузор, преобразуя скорость в давление.
     
     Преимуществами центробежных компрессоров являются:
     
     - использование в качестве в топлива перекачиваемого газа;
     
     - независимость потоков газа и масла;
     
     - более низкие уровни вибрации по сравнению с компрессорами объемного типа;
     
     - отсутствие необходимости установки глушителей шума; меньшие габариты.
     
     Недостатки:
     
     - невысокий КПД (80-85%);
     
     - целесообразность использования в системах предварительного нагнетания или в условиях малой производительности [41].
     
     Также ДКС классифицируют по типу используемого привода, которые отличаются видом используемого топлива. Наиболее часто используются следующие виды приводов:
     
     - газомоторный;
     
     - газотурбинный;
     
     - электрический.
     
     Основу газомоторного привода составляет двигатель внутреннего сгорания, работающий на газообразном топливе - достаточно дешевом и доступном источнике энергии. Такие устройства надежны и неприхотливы в эксплуатации. Пуск привода осуществляется с помощью сжатого воздуха, а регулировка оборотов происходит за счет изменения подаваемого в цилиндры газа.
     
     В газотурбинном приводе механическая энергия вырабатывается с помощью турбины, в которой происходит расширение горячего газа, образующегося в камере сгорания, куда подаются топливо и атмосферный воздух. Воздух засасывается с помощью компрессора, поэтому для пуска газотурбинной установки требуется отдельный источник энергии (стартер). Компрессор, камера сгорания и турбина являются основными компонентами газотурбинного агрегата. Данный вид приводов получил широкое распространение, поскольку не привязан к поставкам топлива извне и работает на том же газе, который перекачивает ДКС, а излишки вырабатываемой энергии могут идти на отопление и электроснабжение самой станции и близлежащих объектов.
     
     ДКС с электрическим приводом, несмотря на необходимость в обязательном подведении электроэнергии, имеет ряд преимуществ перед газомоторными и газотурбинными установками. Во-первых, использование электричества экономит само перекачиваемое топливо, а также благоприятно сказывается на экологичности ДКС за счет снижения выбросов в атмосферу. Во-вторых, электродвигатель гораздо проще поддается регулировке и автоматизации, что значительно упрощает контроль работы всей станции и позволяет уменьшить необходимый рабочий персонал. И, в-третьих, значительно улучшаются условия труда на такой ДКС благодаря уменьшению шума установки, вибрации и запыленности воздуха.
     
     

2.5.2 Установка очистки газа на ДКС


     В целях предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе в ДКС устанавливается система очистки газа от твердых и жидких примесей.
     
     Может быть предусмотрена двухступенчатая очистка:
     

а) в пылеуловителях (I ступень);
     

б) в фильтр-сепараторах (II ступень) с системой газосберегающей продувки аппаратов от механических примесей и жидкости, и возможностью отбора очищенного газа низкого давления для установки подготовки топливного, пускового и импульсного газа.
     
     

2.5.3 Установка аппарата воздушного охлаждения


     Аппарат воздушного охлаждения (АВО) представляет собой теплообменный аппарат, состоящий из следующих основных частей:
     
     - теплообменной поверхности (теплообменная секция);
     
     - системы подачи воздуха, включающей вентилятор с приводом от электродвигателя, диффузор с коллектором;
     
     - опорной металлоконструкции.
     
     Типовая конструкция аппарата приведена на рисунке 2.28.
     
     

Рисунок 2.28 - Конструкция аппарата воздушного охлаждения

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


а - аппарат нагнетательного вида; б - аппарат вытяжного вида

1 - теплообменная секция; 2 - колесо вентилятора; 3 - привод вентилятора; 4 - диффузор с коллектором; 5 - металлоконструкция

Рисунок 2.28 - Конструкция аппарата воздушного охлаждения [42]


     По способу принудительной подачи охлаждающего воздуха на теплообменную поверхность аппараты подразделяют на два вида:
     
     - нагнетательный (рисунок 2.28 а);
     
     - вытяжной (рисунок 2.28 б).
     
     По условиям эксплуатации аппараты могут быть снабжены дополнительными устройствами, обеспечивающими рециркуляцию нагретого в теплообменных секциях воздуха, для предотвращения переохлаждения продукта в зимнее время. По этому признаку аппараты подразделяют следующим образом:
     

а) без рециркуляции;
     

б) с внутренней рециркуляцией через соседний вентилятор;
     

в) с внешним коробом для рециркуляции.
     
     Аппараты воздушного охлаждения характеризуются простотой обслуживания и высокой надежностью работы, исключающей необходимость установки резервных аппаратов. В случае остановки вентилятора аппараты воздушного охлаждения могут работать с нагрузкой 25-30% от расчетной благодаря естественной тяге. Из-за низкой тепловой инерции АВО изменение количества и температур, поступающих на охлаждение потоков, резко влияет на работу аппарата [43].
     
     

2.5.4 Газоперекачивающие агрегаты


     Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) состоят из нагнетателя природного газа, привода нагнетателя, всасывающего и выхлопного устройств (в случае газотурбинного привода), систем автоматики, маслосистемы, топливовоздушных и масляных коммуникаций и вспомогательного оборудования.
     
     ГПА классифицируют следующим образом:
     

а) по типу нагнетателей: поршневые газомоторные компрессоры (газомотокомпрессоры) и ГПА с центробежными нагнетателями;
     

б) по типу привода: ГПА с газовым двигателем внутреннего сгорания (газомоторные двигатели), с газотурбинным приводом, с электроприводом.
     
     ГПА с газотурбинным приводом, в свою очередь, подразделяются на агрегаты со стационарной газотурбинной установкой и с приводами от газотурбинных двигателей авиационного и судового типов [44].
     
     К газоперекачивающим агрегатам для промысловых ДКС предъявляют следующие требования:
     
     - высокий КПД компрессора при широком изменении степени сжатия газа и его расхода;
     
     - большая степень сжатия газа в одной ступени (агрегата) для уменьшения числа машин, работающих последовательно;
     
     - большая подача одного компрессора для уменьшения числа машин, работающих параллельно;
     
     - возможность регулирования подачи и степени сжатия газа в агрегате для полного использования мощности силового привода;
     
     - привод дожимного компрессора должен иметь небольшие массу на единицу мощности и габариты, допускать полную автоматизацию работы и дистанционное управление;
     
     - компрессорные агрегаты должны быть транспортабельными, размещаться в легких сооружениях сборного типа;
     
     - высокая надежность и большой ресурс работы основных элементов;
     
     - низкий уровень шума и вибраций;
     
     - высокий уровень заводской готовности и комплектность, блочность исполнения.
     
     

2.5.5 Блок подготовки газа на ДКС


     Блоки подготовки газа (БПГ) необходимы для предварительной подготовки, учёта объёма и контроля качества газа непосредственно перед его подачей на дожимную компрессорную станцию или другое совместимое оборудование. Блоки подготовки топливного газа позволяют существенно продлить ресурс сопряженного компрессорного и иного оборудования, а также снижают затраты на эксплуатацию этого оборудования.
     
     Основные функции БПГ:
     
     - грубая очистка газа (улавливание жидкостных пробок и сепарация капельной влаги при помощи фильтров-сепараторов, очистка от механических примесей до 1 мкм);
     
     - технический, коммерческий учет газа;
     
     - подогрев, охлаждение газа;
     
     - редуцирование давления;
     
     - тонкая очистка газа (очистка от капельной влаги и механических примесей до 0,1-0,3 мкм при помощи фильтров-коалесцеров);
     
     - контроль точки росы по воде и углеводородов;
     
     - автоматический сбор и откачка конденсата (вода, углеводороды) с узлов очистки в отдельно стоящей емкости (подземного и надземного типа).
     
     

2.5.6 Блок сбора конденсата на ДКС


     При многоступенчатом сжатии с промежуточным охлаждением газа необходимо проводить расчеты на возможное выпадение конденсата после каждой ступени, исходя из условий наиболее холодного периода года. В случае выпадения конденсата после установок охлаждения газа предусматриваются сепараторы с отводом конденсата в промысловую конденсатосборную систему.
     
     

2.6 Производство сжиженного природного газа


     Производство сжиженного природного газа основано на значительном (примерно в 600 раз) уменьшении занимаемого этим газом объема. СПГ - криогенная жидкость, получаемая из природного газа охлаждением до температуры конденсации -161,5°С. Температура кристаллизации - -182,5°С, плотность - 0,42 кг/л.
     
     За счет этого достигается существенное сокращение расходов на хранение и транспортировку, которая может осуществляться специальными судами, контейнерами, автомобильным и железнодорожным транспортом и т.д., что позволяет СПГ составить серьезную конкуренцию традиционному трубопроводному газу. Кроме того, хранение СПГ обходится недорого; при этом образуются огромные "буферы энергии", доступ к которым обеспечивается за считанные секунды.
     
     Общие характеристики газа природного сжиженного установлены в ГОСТ Р 57431-2017. Технические условия на СПГ как топливо для двигателей внутреннего сгорания и энергетических установок установлены в ГОСТ Р 56021-2014.
     
     Как правило, производство СПГ включает следующие установки:
     

а) подготовка газа;
     

б) сжижение газа;
     

в) фракционирование;
     

г) хранение сжиженного газа;
     

д) системы отгрузки.
     
     В последнее время получили распространение новые технологии, которые активно применяются на заводах СПГ со средней производительностью (около 1,5 млн т СПГ в год). На таких заводах, как правило, используется цикл смеси холодильных агентов MRC (mixed refrigerant cycle). Заводы данного типа потребляют больше электроэнергии, но это окупается меньшими капитальными затратами.
     
     В 2009 г. на Сахалине начал работу завод по производству сжиженного природного газа производительностью завода - 9,6 млн т СПГ в год. Технология сжижения природного газа с использованием двойного смешанного хладагента - лицензионная технология производства СПГ компании "Шелл", специально разработанная для холодного климата.
     
     Природный газ охлаждается в двух циклах со смешанным хладагентом: в цикле со смешанным хладагентом предварительного охлаждения и в основном цикле со смешанным хладагентом. Смешанный хладагент состоит из смеси легких углеводородов, в основном этана и пропана. Изменяя состав хладагента в зимний и летний периоды, можно увеличить производство СПГ.
     
     Мини-завод СПГ - это завод по сжижению газа производительностью 200 т/день (0,07 млн т/год). Занимаемая им площадь составляет 10 тыс.мИТС 29-2017 Добыча природного газа (5 тыс.мИТС 29-2017 Добыча природного газа приходится на системы предварительной очистки и сжижения газа; 5 тыс.мИТС 29-2017 Добыча природного газа - на системы охлаждения воды, хранилище СПГ, площадку для автотрейлеров СПГ) [45].
     
     На мини-заводах СПГ возможно использование двух технологических решений: технология "открытого цикла" (использование давления подаваемого газа в качестве источника энергии для его охлаждения) и технология "цикла расширения азота" (на основе циркуляции азота в замкнутом контуре, содержащем компрессоры и турбины).
     
     Регазификация СПГ производится на специальных регазификационных терминалах, куда СПГ доставляется морскими танкерами. Терминалы состоят из причала, сливной эстакады, резервуаров для хранения, испарительной системы, установок обработки газов испарения из резервуаров и узла учёта. Превращение СПГ в газ происходит в системе испарения с помощью нагрева. Подогрев может осуществляться прямым и непрямым способом. В первом случае газ получает тепло непосредственно от горячего теплоносителя, во втором тепло поступает к газу через промежуточный теплоноситель, обогреваемый горячим теплоносителем. В качестве горячего теплоносителя используется морская вода, в качестве промежуточного теплоносителя - пропан.
     
     

2.6.1 Очистка газа


     Сырой природный газ на входе подвергается фильтрации для очистки от взвешенных твердых частиц. Далее поток через входные сепараторы-каплеуловители. Где газ очищается от капельных жидкостей, захваченных потоком из трубопроводов. После выхода из сепаратора-газоуловителя газ направляется на установку удаления кислых компонентов.
     
     Существует несколько способов очистки природного газа от кислых примесей:
     
     - адсорбционная осушка;
     
     - химическая абсорбция;
     
     - физическая абсорбция [46].
     
     Большинство заводов СПГ используют аминовую очистку от углекислого газа и сероводорода - метод химической абсорбции водными растворами амина (МЭА, ДЭА, ДГА, МДЭА) и его соединениями с активаторами.
     
     В результате взаимодействия кислых газов с аминовыми растворами в очистной системе образуется воды, содержание которой в природном газе ограничено 1 ppmv, это определяет порядок размещения в технологической цепи обезвоживающей установки адсорбционной установки.
     
     

2.6.2 Установки сжижения газа


     В настоящее время используются различные технологические процессы, основанные на одном принципе: охлаждение и конденсация природного газа в теплообменном аппарате одним или более хладагентами.
     
     К ключевым компонентам оборудования процесса сжижения относятся, прежде всего, теплообменники и компрессоры, а к технологическим - тип хладагента и способ охлаждения.
     
     Процесс сжижения природного газа - перевод в жидкое состояние основного его компонента - метана. На рисунке 2.29 приведен пример технологической схемы сжижения природного газа.
     
     В промышленности применяются как процессы сжижения природного газа с целью получения сжиженного природного газа как конечного продукта, так и процессы сжижения в сочетании с процессами низкотемпературного фракционирования попутных и природных газов, позволяющие выделять из этих газов газовый бензин, бутаны, пропан и этан, а также извлекать гелий из гелиеносных природных и попутных газов.
     
     

Рисунок 2.29 - Технологическая схема сжижения природного газа

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.29 - Технологическая схема сжижения природного газа


     Чтобы сжижить природный газ, его необходимо охладить до температуры порядка - 160°С, то есть температуры ниже критической. Существует несколько способов достижения холода такой глубины.
     
     В настоящее время для получения сжиженного природного газа применяются два процесса:
     
     - конденсация при постоянном давлении (компримирование);
     
     - теплообменный: рефрижераторный с использованием охладителя или турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа.
     
     Процесс сжижения природного газа является весьма энергоемким, вследствие чего в настоящее время в мировой практике зачастую отдают предпочтение теплообменным способам сжижения.
     
     Дросселирование позволяет получать сжиженный природный газ при малых энергетических затратах. Недостатком является низкий коэффициент ожижения - до 4%, и требование многократной перегонки.
     
     В компрессорно-детандерной схеме охлаждение газа происходит за счет совершения работы на лопатках турбины. Использование энергии вращающейся турбины позволяет сделать процесс сжатия газа энергетически более эффективным.
     
     Коэффициент сжижения компрессорно-детандерных установок невысок - до 14%. Это значит, что для реализации такой схемы, также как и для дроссельной, необходимо наличие магистрали низкого давления для сброса в нее несжиженной части природного газа.
     
     Кроме того, выделяют следующие системы сжижения газа:
     
     - классический каскадный цикл с последовательным использованием в качестве хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их температуры кипения;
     
     - цикл с двойным хладагентом - смесью этана и метана;
     
     - расширительные циклы сжижения;
     
     - новый способ "объединенный" автохолодильный каскадный цикл (ARC), в котором производится ступенчатая конденсация углеводородов с использованием их в качестве хладагентов в последующей ступени охлаждения при циркуляции неконденсирующегося азота.
     
     Каскадная схема, в которой раздельно используются три хладагента с последовательно снижающейся температурой кипения, требует больших капитальных, но меньших эксплуатационных затрат. Эта схема была последовательно усовершенствована; в настоящее время чаще применяется смесь хладоагентов; новая схема называется самоохлаждающей, так как часть хладоагента - этан и пропан - получаются из сжижаемого природного газа. Капитальные затраты при этом несколько ниже. В большинстве случаев в каскадных схемах используются поршневые компрессоры, сравнительно дорогостоящие как по капитальным, так и по эксплуатационным затратам.
     
     Расширительные схемы представляют существенный интерес, так как в них могут использоваться центробежные, более экономичные, машины, но расширительные циклы требуют затрат энергии на 20-30% больших, чем каскадные. Охлаждение достигается изоэнтропийным расширением метана в турбодетандере. Поток газа, предварительно очищенного от воды, углекислого газа и других загрязнений, сжижается под давлением за счет теплообмена с холодным расширенным газовым потоком.
     
     В эксплуатационных расходах на процесс сжижения природного газа, помимо стоимости природного газа, значительную долю составляют энергетические затраты, затраты на очистку и осушку газа, а также амортизационные расходы.
     
     

2.6.3 Резервуары для хранения


     Система хранения сжиженного природного газа включает в себя следующие элементы:
     
     - стационарные резервуары;
     
     - оборудование, предназначенное для заполнения резервуаров от технологических линий сжижения газа;
     
     - оборудование для отгрузки (стендеры);
     
     - оборудование, обеспечивающее безопасность хранения СПГ.
     
     В общем случае отгрузочный терминал СПГ включает в себя следующие объекты: резервуарный парк хранения СПГ, систему трубопроводов и специализированные причалы с установленным оборудованием для отгрузки сжиженного природного газа [47]. Подробнее резервуарный парк СПГ рассмотрен в п.2.9.9.1 настоящего справочника.
     
     

2.6.4 Оборудование для отгрузки


     Технология отгрузки СПГ отписана в п.2.9.9.2 настоящего справочника.
     
     

2.7 Капитальный ремонт скважин


     Капитальный ремонт скважин (КРС) - это комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности призабойной зоны, целостности обсадных колонн, цементного кольца, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке, пакеров-отсекателей, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования.
     
     КРС включает ремонтно-исправительные, ловильные и ремонтно-изоляционные работы, а также возврат и ликвидацию скважин. К ремонтно-исправительным работам относятся исправления смятий, сломов, трещин и замена повреждённой части эксплуатационной колонны, герметизация устья скважины, разбуривание цементных пробок.
     
     Ловильные работы в скважине включают извлечение упавшей колонны насосно-компрессорных труб, насосных штанг, инструментов и др., а также чистку ствола скважины. Большинство ловильных инструментов можно разделить на 5 категорий:
     
     - шламометаллоуловители для улавливания небольших объектов или обломков, вес которых слишком велик для подъема путем циркуляции раствора;
     
     - инструменты для фрезерования головы аварийного инструмента;
     
     - режущий инструмент для обрезки труб;
     
     - внешние захваты для извлечения аварийного инструменты после соединения его с внешней поверхностью (при помощи ловильного метчика или овершота);
     
     - внутренние захваты для извлечения аварийного инструмента после соединения с его внутренней поверхностью (ловильные метчики для внутреннего захвата) (рисунок 2.30) [48].
     
     

Рисунок 2.30 - Устройства для внутреннего захвата

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.30 - Устройства для внутреннего захвата


     Ремонтно-изоляционные работы проводят при прорыве в скважину пластовых вод (верхних или нижних по отношению к эксплуатируемому продуктивному горизонту, подошвенных, краевых и поступающих из соседних скважин). Приток верхних вод, поступающих через дефект в колонне, ликвидируют заливкой цементного раствора, а также других реагентов и материалов, спуском дополнительной колонны, пакеров. Приток вод, поступающих по заколонному пространству через отверстия фильтра, ликвидируют нагнетанием через эксплуатационный или специальный фильтр растворов под давлением. Нижние и подошвенные воды, проникающие через цементный стакан или дефект в зумпфе, изолируют созданием нового цементного стакана (предварительно разбурив старый). Воды, поступающие по заколонному пространству, ликвидируют нагнетанием растворов под давлением через отверстия фильтра. Нижние и верхние воды изолируют также созданием цементных поясов вокруг эксплуатационной колонны в интервале между источником обводнения и эксплуатационным объектом.
     
     В случае невозможности восстановления технического состояния или прекращения эксплуатации скважину ликвидируют (отсекают продуктивные пласты, устраняют заколонные перетоки, устанавливают цементные мосты в стволе скважины).
     
     Комплекс работ, осуществляемый при КРС, является источником негативного воздействия на окружающую среду за счет образования выбросов, сбросов ЗВ, отходов производства.
     
     Особо следует отметить, что ремонт скважин с подводным закачиванием осуществляется со специализированных судов, и его технология отличается от технологии ремонта скважин с надводным устьем. Для подводных скважин разработан специальный комплекс технических средств.
     
     При ремонте скважин для предотвращения выбросов применяют плашечный превентор или герметизирующее устройство устья скважин.
     
     

2.7.1 Установка приготовления растворов для ремонта скважин


     Циркуляционная система для капитального ремонта скважин (стационарная) предназначена для приготовления, очистки, химической обработки, хранения и циркуляции бурового раствора от устья скважины к буровым насосам при капитальном ремонте газовых скважин (рисунок 2.31).
     
     

Рисунок 2.31 - Пример циркуляционной системы для капитального ремонта скважин (стационарная)

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - блок очистки; 2 - блок приготовления; 3 - вибросито; 4 - смеситель; 5 - диспергатор; 6 - насос; 7 - перемешиватель; 8 - лестницы; 9 - шкаф управления

Рисунок 2.31 - Пример циркуляционной системы для капитального ремонта скважин (стационарная)


     Особенностью стационарных циркуляционных систем (ЦС) является их низкая монтажеспособность вследствие необходимости полного монтажа и демонтажа всего навесного оборудования и укрытия при переезде буровой установки. Энергоемкость стационарных ЦС высока, т.к. все оборудование должно соответствовать производительности промывки скважины не менее 60 л/с.
     
     

2.7.2 Установка приготовления растворов для глушения скважин


     Перед началом ремонтных работ подлежат глушению (рисунок 2.32):
     
     - скважины с пластовым давлением выше гидростатического;
     
     - скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.
     
     

Рисунок 2.32 - Проведение процесса глушения

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.32 - Проведение процесса глушения


     Для глушения газовых скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создание необходимого давления на пласт. Жидкость для глушения должна удовлетворять следующим требованиям:
     
     - инертность к породе, коллектору;
     
     - стабильность в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ;
     
     - взрывопожаробезопасность, нетоксичность;
     
     - высокотехнологичность в приготовлении и использовании;
     
     - должна исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта;
     
     - не должна оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций.
     
     В качестве агентов для глушения газовых скважин используют двух- и трехфазные пены - дисперсные системы, состоящие из жидкости, газа, ПАВ в случае двухфазных пен, а также содержащие твердые частицы (глины) в качестве третьей фазы в трехфазных пенах [49, 50].
     
     

2.8 Системы поддержания пластового давления


     Повышение газоотдачи газовых пластов достигается путем своевременной изоляции прорвавшихся вод по отдельным пропласткам. Также повышение газоотдачи достигается путем доведения пластового давления до минимально возможного - отбор газа из скважин под вакуумом.
     
     Для поддержания пластового давления в пласт закачивают рабочий агент: углеводородные, неуглеводородные газы или их смеси.
     
     В качестве углеводородных газов используют большей частью сухой газ, добываемый из газоконденсатной смеси, прошедшей промысловую обработку с целью удаления высококипящих углеводородов ИТС 29-2017 Добыча природного газа высшие (сайклинг-процесс), а в качестве неуглеводородных газов - двуокись углерода, азот, дымовые газы.
     
     Пластовое давление поддерживают на уровне (или выше) давления начала конденсации и ниже давления начала конденсации пластовой газоконденсатной смеси. В первом случае во всём пласте за исключением призабойных зон эксплуатационных скважин создаются условия, предотвращающие выделение конденсата. Во втором случае месторождение разрабатывают вначале в течение некоторого времени на режиме истощения и лишь затем начинают закачку в пласт газа. Для обоснования экономической целесообразности обратной закачки определяют содержание конденсата в газе, оценивают схему обработки добываемого газа и расходы на нагнетание рабочего агента. Количество закачиваемого газа может быть выше (используют газ с соседних месторождений), равным или меньшим количества отбираемого из пласта газа. В последнем случае часть отбираемого из пласта газа подаётся потребителю.
     
     Метод обратной закачки газа в пласт (сайклинг-процесс) - метод разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого (отбензиненного) газа в пласт.
     
     Применяются также часто различные комбинации этого метода:
     
     - полный сайклинг;
     
     - неполный сайклинг;
     
     - канадский сайклинг, когда газ закачивается в летний период времени и отбирается зимой в периоды наибольшего спроса газа.
     
     В насыщенных залежах при падении давления сразу начинает выделяться в пласте конденсат. В ненасыщенных со снижением давления с первоначального до давления насыщения выпадения конденсата в пласте не происходит. В перегретых залежах при любом снижении давления при пластовой температуре в пласте выделения конденсата не происходит. Таким образом, как частично ненасыщенные залежи, так и полностью перегретые газоконденсатные залежи в процессе их разработки не требуют поддержания пластового давления, а могут разрабатываться на истощение [51].
     
     Сайклинг-процесс широко применяется на месторождениях с содержанием конденсата более 100 смИТС 29-2017 Добыча природного газаИТС 29-2017 Добыча природного газа и при запасах газа от 10 млрд.мИТС 29-2017 Добыча природного газа и более при близости начального пластового давления и давления начала конденсации.
     
     Недостатки применения сайклинг-процесса:
     
     - большие капитальные вложения и необходимость создания специального оборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми давлениями;
     
     - большие эксплуатационные затраты;
     
     - понижение надежности промыслового оборудования (скважинного и наземного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивных компонентов в добываемой продукции.
     
     

2.9 Вспомогательные процессы

2.9.1 Энергоснабжение


     Потребление и генерация электро- и тепловой энергии являются одним из важнейших аспектов при добыче газа. Выработка энергии необходимы для удовлетворения потребностей объектов основного и вспомогательного производства, обеспечивающих работоспособность этих объектов в целом на газовых месторождениях.
     
     При эксплуатации месторождений природного газа часть добываемого сырья (извлекаемый из недр природный газ) полезно используется для проведения обязательных технологических операций. На собственные нужды добывающие организации используют природный газ как добытые газообразные углеводороды с примесями (ИТС 29-2017 Добыча природного газа, ИТС 29-2017 Добыча природного газа, ИТС 29-2017 Добыча природного газа, RSH и др.), не прошедшие, так и прошедшие обработку на промысле.
     
     На газовом промысле топливный газ в основном расходуется на копримирование на дожимных компрессорных станциях и станциях охлаждения газа в качестве топлива для выработки тепловой энергии (производство пара, горячей воды, подогрев газа, насыщенных растворов химических реагентов, воды в резервуарах водоснабжения и др.), для выработки электроэнергии и на термическом обезвреживании промышленных стоков.
     
     Системы обеспечения энергоресурсами и водой и технологические установки предприятий добычи взаимосвязаны производственным циклом по материальным и энергетическим потокам являются крупными потребителями тепловой и электрической энергии, получаемой от внутренних или внешних источников. Внутрипроизводственные системы энергообеспечения представляют собой единый энергетический комплекс, эффективность которого во многом определяет рентабельность всего предприятия. Первичными энергоресурсами являются топливо как компонент углеводородного сырья и электроэнергия.
     
     Часть потребляемой тепловой энергии генерируется в технологических процессах в виде водяного пара и горячей воды; недостающее количество потребляется от внешнего источника - котельной или ТЭЦ. Энерготехнологическую схему и тип установленного оборудования определяет во многом состав сырья. В общем виде их блочно-иерархическая структура может быть представлена древовидной формой с внутренними взаимосвязями на I и II уровнях - технологическая система - энергокомплекс, производства - системы энергокомплекса (рисунок 2.33).
     
     

Рисунок 2.33 - Блочно-иерархическая модель взаимосвязей элементов энергокомплекса и технологических систем

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.33 - Блочно-иерархическая модель взаимосвязей элементов энергокомплекса и технологических систем


     Очевидно, что взаимосвязанные технологические системы и энергокомплексы представляют собой сложноструктурированный объект, исследование энергетической эффективности и совершенствование которого необходимо проводить с позиций системного анализа и в соответствии с современной концепцией развития энергетики этих предприятий, базирующейся на принципах максимального использования вторичных энергетических ресурсов, в том числе горючих отходов, сжигаемых в факельных системах, минимизации водопотребления от внешнего источника и водоотведения основного и вспомогательного процессов путем организации замкнутых технологических циклов в каждый период функционирования объекта газодобычи, включая строительство, ввод в эксплуатацию, эксплуатацию, вывод из эксплуатации.
     

2.9.1.1 Энергетический менеджмент
     
     Система показателей, структурированная по уровням агрегирования (рисунок 2.34), основана на базовом наборе показателей и предполагает расчет агрегированного показателя энергоемкости. С целью проведения более основательного, детального анализа причин изменения энергоемкости при построении системы показателей был использован метод дезагрегирования в разрезе потребляемых на газодобывающем предприятии видов энергоресурсов (электроэнергия, теплоэнергия и природный газ), при этом энергоемкость рассматривается как синтез показателей газоемкости, электроемкости и теплоемкости, которые в свою очередь являются обобщающими для частных показателей.
     
     

Рисунок 2.34 - Система показателей оценки эффективности использования энергоресурсов на газодобывающем предприятии

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.34 - Система показателей оценки эффективности использования энергоресурсов на газодобывающем предприятии [52]

2.9.2 Система охлаждения


     Охлаждение газа - понижение температуры перекачиваемого газа на газовых сборных пунктах и компрессорных станциях (КС).
     
     Охлаждение газа производят между ступенями сжатия компрессорных агрегатов и на выходе из компрессорной станции. Межступенчатые холодильники для охлаждения газа обеспечивают определённую температуру газа на входе в последующую ступень компримирования, массовая производительность которой будет тем выше, чем ниже температура всасываемого газа.
     
     Энергия, необходимая для охлаждения газа, зависит от количества отводимого от газа тепла и способа охлаждения. Охлаждение газа производят до температуры, превышающей на 10-15°С температуру атмосферного воздуха, с помощью теплообменных агрегатов водяного или воздушного охлаждения газа или до температуры 2°С с целью ограничения теплового воздействия в районах прокладки трубопровода в многолетнемёрзлых грунтах с помощью аппаратов воздушного охлаждения газа, холодильных установок, рекуперативной системы охлаждения газа, а также системы охлаждения газа с дополнительным сжатием перед АВО и турбодентандером после АВО.
     
     Известен способ глубокого охлаждения природного газа после КС с помощью пропановых или пропан-бутановых парокомпрессионных холодильных установок, работающих по замкнутому циклу. Главные недостатки известного способа - сложность эксплуатации и управления, высокая стоимость оборудования.
     
     Также существует способ охлаждения природного газа, согласно которому транспортируемый газ после КС поступает сначала в рекуперативный теплообменник прямого потока (РТО), где за счет теплообмена с газом обратного потока нагревается и подается в нагнетатель, в котором он нагревается при сжатии. Далее нагретый газ поступает в аппарат воздушного охлаждения (АВО), где охлаждается за счет теплообмена с атмосферным воздухом, и предварительно охлажденный в АВО газ далее доохлаждается в РТО за счет теплообмена с газом прямого потока, после чего газ направляется в детандер (расширительную машину) или через дроссельное устройство, где он охлаждается, далее поступает в газопровод, по которому движется до следующей КС.
     
     Данный способ позволяет существенно улучшить процесс охлаждения и соответственно повысить технико-экономические показатели охлажденного газа, однако также сложен в эксплуатации, недостаточно эффективен в условиях многолетнемерзлых пород и требует значительных увеличений капитальных и эксплуатационных затрат и не позволяет получить необходимую температуру природного газа на выходе из коллектора системы охлаждения.
     
     Для охлаждения газа до положительных температур в качестве охлаждающего теплоносителя могут использоваться вода и воздух. Применение воздушного охлаждения резко сокращает потребление воды, исключает обмерзание и разрушение градирен при низкой температуре окружающей среды, уменьшает загрязнение теплообменной аппаратуры.
     
     

2.9.3 Водоснабжение


     Газовая промышленность не является водоемкой. Доля газовой отрасли в сбросе сточных вод промышленностью России в целом незначительна (0,2%) по сравнению с такими водоемкими отраслями, как электроэнергетика (21,1%) и химическая промышленность (18,1%).
     
     Предприятия нефтегазового комплекса являются водопользователями, осуществляющими самостоятельный забор воды из источников и отведение сточных вод с использованием соответствующих водозаборных и водоотводящих сооружений. Водозабор осуществляется как из поверхностных, так и из подземных источников.
     
     Выделяют несколько типов видов воды по цели использования:
     
     - хозяйственно-питьевая;
     
     - противопожарная;
     
     - оборотная;
     
     - повторно используемые воды.
     
     Потоковая диаграмма водопользования предприятий газовой отрасли приведена на рисунке 2.35. Диаграмма отражает движение потоков воды на предприятиях добычи, транспортировки и хранения газа.
     
     Вода в основных технологических процессах добычи, подготовки, переработки и транспорта газа используется по следующим направлениям - приготовление растворов реагентов, промывка оборудования, аппаратов, трубопроводов, а также в качестве охлаждающего агента.
     
     Во вспомогательных процессах и производстве вода также используется на приготовление растворов реагентов, на охлаждение, на промывку оборудования, на мытье посуды (химическая лаборатория), автомашин; на подпитку тепловых сетей, оборотной системы; на собственные нужд станций водоподготовки.
     
     Свежая вода расходуется на следующие хозяйственно-бытовые нужды работников предприятий: питьевые и гигиенические, приготовление пищи и мытье посуды, уборку помещений и сооружений, полив дорог и зеленых насаждений.
     
     В качестве источника водоснабжения следует рассматривать водотоки (реки, каналы), водоемы (озера, водохранилища, пруды), моря, подземные поды (водоносные пласты, подрусловые, шахтные и другие воды).
     
     Также в определенных целях в качестве источников водоснабжения могут использоваться - очищенные сточные воды и попутно добываемые с газом воды (после их подготовки).
     
     Для производственного водоснабжения промышленных предприятий надлежит рассматривать возможность использования очищенных сточных вод.
     
     В качестве источника водоснабжения могут быть использованы наливные водохранилища с подводом к ним воды из естественных поверхностных источников.
     
     Производственное водопотребление включает расход воды:
     
     - на технологические процессы подготовки газа, стабилизации и переработки конденсата;
     
     - промывку технологического оборудования;
     
     - нужды капитального и текущего ремонтов эксплуатационных скважин;
     
     - глушение газовых скважин;
     
     - подпитку тепловых сетей, разбавление продувочной воды и нужды ХВО в котельной [23].
     
     Выбор источника хозяйственно-питьевого водоснабжения должен производиться в соответствии с требованиями ГОСТ 17.1.1.04-80. Для хозяйственно-питьевых водопроводов должны максимально использоваться имеющиеся ресурсы подземных вод, удовлетворяющих санитарно-гигиеническим требованиям.
     
     Реагенты для обработки оборотных систем охлаждения
     
     Реагенты этой группы необходимы для предотвращения коррозии оборудования, отложения солей как на теплообменных поверхностях, так и в трубопроводах, биологического загрязнения системы.
     
     

Рисунок 2.35 - Потоковая диаграмма водопользования предприятий газовой отрасли

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.35 - Потоковая диаграмма водопользования предприятий газовой отрасли


     Основные типы реагентов для оборотных систем:
     

а) комплексные ингибиторы коррозии и накипеобразования для открытых и закрытых систем;
     

б) биоциды;
     

в) промывочные реагенты.
     
     Реагенты содержат в определенной пропорции фосфаты, фосфонаты, фосфонкарбоксилаты, силикаты, дисперсанты, комплексообразователи и другие модифицирующие компоненты. Все реагенты совместимы практически с любой биоцидной обработкой, в том числе с хлорированием и обработкой броморганическими биоцидами или солями меди. Рабочие дозы реагентов подбираются в зависимости от химического состава воды (или опытным путем) и составляют порядка 30-120 г/мИТС 29-2017 Добыча природного газа. Рабочие температуры, при которых эти реагенты сохраняют эффективность - до 90°С.
     
     Все биоциды в рабочих концентрациях не должны быть токсичны для человека и животных, должны характеризоваться коротким периодом разложения.
     
     

2.9.4 Канализация и очистные сооружения


     На газовых промыслах образуются, как правило, следующие виды сточных вод:
     
     - производственные, загрязненные нефтепродуктами, метанолом, ДЭГом, сероводородом, минеральными солями, механическими примесями, ингибиторами коррозии и гидратообразования;
     
     - производственные, имеющие повышенное солеотложение и незагрязненные технологическими продуктами, образующимися при продувке систем открытых циклов водоснабжения, котлов и ХВО котельных;
     
     - дождевые, загрязненные преимущественно взвешенными веществами минерального происхождения и нефтепродуктами, с обвалованных и отбортованных технологических площадок;
     
     - бытовые.
     
     Состав очистных сооружений зависит от характеристики и количества сточных вод, поступающих на очистку, требуемой степени их очистки, метода обработки осадка в соответствии с нормами [53].
     
     Производственные сточные воды рекомендуется очищать:
     
     - от механических примесей - в песколовках, в прудах дополнительного отстоя, во флотаторах и на фильтрах;
     
     - от нефтепродуктов - в нефтеловушках, флотаторах, отстойниках, на фильтрах, в гидроциклонах;
     
     - от солей - на ионообменных, электродиализных, обратноосмотических или термических опреснительных установках;
     
     - от метанола - в отпарных колоннах и на установках биологической очистки;
     
     - от сероводорода - аэрацией, обработкой солями железа, биологической очисткой.
     
     Для очистки бытовых сточных вод, как правило, используются биологические очистные сооружения следующих типов:
     
     - септики и поля подземной фильтрации;
     
     - аэротенки без наполнителей и с наполнителями;
     
     - биофильтры с различной нагрузкой.
     
     Перед очистными сооружениями бытовых и производственных сточных вод при необходимости предусматриваются усреднители, предназначенные для выравнивания состава сточных вод и их равномерной подачи на очистные сооружения.
     
     В зависимости от конкретных условий возможны следующие методы утилизации очищенных сточных вод:
     
     - возврат на повторное использование;
     
     - сброс в поверхностные водные объекты (водотоки, водоемы);
     
     - закачка в поглощающие скважины;
     
     - сжигание на факельных установках.
     
     В случае когда технология не требует постоянного производственного водопотребления и, следовательно, постоянного водоотвода, отделяемая от газа пластовая и кондиционная вода с примесями ингибитора гидратообразования, вода от промывки технологических аппаратов, а также вода после использования в хозяйственных нуждах с объемом до 3 мИТС 29-2017 Добыча природного газа/сутки должна собираться в накопительной емкости.
     
     Из накопительной емкости собранная жидкость постоянно или периодически должна вывозиться на очистные сооружения или специальной насосной установкой через нагнетательную скважину направляться в пласт.
     
     Закачка производственных сточных вод в пласт производится в соответствии с требованиями нормативно-правовых актов РФ, а также лицензии на пользование недрами для строительства и эксплуатации объектов, не связанных с добычей полезных ископаемых, выданной Федеральным агентством по недропользованию или его территориальными органами, при наличии согласования с органами Государственного санитарно-эпидемиологического надзора.
     
     На случай перебоя в приеме сточных вод поглощающими скважинами должны быть предусмотрены резервные скважины, а также резервные емкости, рассчитанные на прием сточных вод на время, необходимое для переключения на резервную скважину [23].
     
     Сжигание на газофакельных установках зачастую не является экологически безопасным способом утилизации сточных вод, так как при термическом обезвреживании происходит вторичное загрязнение ландшафта загрязняющими веществами. Продукты сгорания поступают в атмосферу и в последствии оседают на поверхность земли и открытые водоемы. Кроме того, производительность газофакельных установок недостаточна для утилизации значительных объемов стоков.
     
     

2.9.5 Установка по приему, травлению, крашению и перемешиванию метанола


     Наиболее распространен на газовых промыслах способ подачи метанола в струю газа. При этом он образует с парообразной и жидкой влагой спиртоводные смеси, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Пары воды поглощаются из газа, что значительно снижает точку росы, и, следовательно, создаются условия для разложения гидратов или для предупреждения их образования.
     
     Для борьбы с гидратообразованием на групповом пункте предусматривается одна метанольная установка (иногда две) (рисунок 2.36).
     
     

Рисунок 2.36 - Схема группового пункта сбора и очистки газа

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - метанольный бак; 2 - емкость для хранения метанола; 3 - емкость конденсата; 4 и 6 - штуцер регулируемый; 5 - ручной насос; 7 - сепаратор циклонный; К - линии конденсата

Рисунок 2.36 - Схема группового пункта сбора и очистки газа [54]


     Метанол вводится, как правило, после сепараторов первой ступени под избыточным давлением, равным разности между давлением высоконапорной скважины, с которой соединен метанольный бачок, и давлением скважин, в которые вводится метанол, что составляет около 30-50 кгс/смИТС 29-2017 Добыча природного газа.
     
     Расход метанола увеличивается с ростом давления и уменьшением температуры. Для характерных термобарических условий эксплуатации шлейфов на северных месторождениях теоретический расход метанола может изменяться в довольно широких пределах (от 0 до 300 г/1000 мИТС 29-2017 Добыча природного газа газа). На практике же необходим дополнительный запас в 20-25% по расходу метанола при ингибировании шлейфов с целью устранения опасности появления гидратов в коллекторе.
     
     В составе склада метанола следует предусматривать резервуары для метанола, керосина, одоранта и насосную станцию. Склады метанола должны обеспечивать:
     
     - прием метанола, керосина и одоранта в соответствующие резервуары;
     
     - прием на метанольные насосы для смешения одоранта, керосина и метанола;
     
     - передачу приготовленной смеси на раздаточные и замерные устройства.
     
     Блок подачи метанола оснащен насосами-дозаторами, технологическим емкостями хранения метанола. Емкость блока оборудована линией деаэрации с дыхательным клапаном. Заполнение емкости может производиться от метанолопровода, расположенного на месторождении, либо от транспортной емкости через трубопровод. Сигнал о наполнении емкости поступает от сигнализатора уровня. Уровнемер служит для определения точного расхода метанола.
     
     Схема подачи метанола в эксплуатационную скважину приведена на рисунке 2.37.
     
     

Рисунок 2.37 - Схема подачи метанола в газовую скважину

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.37 - Схема подачи метанола в газовую скважину


     Так как метанол - сильный яд, действующий преимущественно на нервную и сосудистую системы, то в целях исключения возможности ошибочного употребления метанола в качестве спиртного напитка в него необходимо добавлять одорант - этилмеркаптан ИТС 29-2017 Добыча природного газа в соотношении 1:1000 или керосин в соотношении 1:100. Можно добавлять химические чернила или другой краситель темного цвета, хорошо растворяющийся в метаноле, из расчета 2-3 л на 1000 л метанола.
     
     

2.9.6 Факельные установки


     Факельная установка (рисунок 2.38) предназначена для сжигания некондиционных газовых и газоконденсатных смесей, образующихся при работе оборудования или аварийных сбросах.
     
     

Рисунок 2.38 - Схема факельной установки

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1 - сепаратор; 2 - факельный ствол; 3 - лабиринтное уплотнение; 4 - горелка с электрозапалом; 5 - гидравлический затвор (огнепреградитель)

Рисунок 2.38 - Схема факельной установки


     На объектах добычи газа и конденсата используются горизонтальные и высотные факельные установки для сжигания углеводородных смесей и сбросных газов после продувки (при введении в эксплуатацию, после КРС) скважин на газовых промыслах, газопроводов после капитального ремонта, технологического оборудования на газовых промыслах и установках подготовки газа, пылеуловителей на компрессорных станциях.
     
     Горизонтальные факельные установки располагаются в специальных земляных амбарах на расстоянии около 100 м от устья скважин. Фонтанная арматура скважины соединена с амбаром горизонтальной трубой, конец которой выведен над землей. Горение происходит в открытом факеле от поверхности земли, а рассеивание ЗВ в вертикальной части факела. Температура продуктов сгорания 900-2000°С в зависимости от сжигаемой смеси, коэффициент избытка воздуха 1-1,5.
     
     На высотных факельных установках (высокого и низкого давления) факельные горелки расположены в верхней части факельной трубы. По факельному стволу поднимаются только горючие компоненты, а горение происходит в атмосфере над оголовком факельного ствола.
     
     При эксплуатации сероводородсодержащих месторождений предпочтительно использовать высотные факельные установки для повышения степени рассеивания ЗВ.
     
     Конструкция факельных установок обеспечивает безсажевое горение газовых смесей при соблюдении определенных условий истечения газа. Поскольку режим сброса газа в факельные системы может варьироваться в широком диапазоне, состав выбросов (сажевое/бессажевое горение) должен определяться расчетом для каждого конкретного случая (вида регламентной операции). Эффективное смешение углеводородных смесей с воздухом обеспечивается использованием факельной горелки с разделением газового потока на отдельные струи с помощью большого числа горелок либо с большим числом выходных отверстий.
     
     Также можно выделить несколько типов факельных систем:
     

а) факельная система по удалению теплых влажных паров - газ сжигается через данный факел постоянно, периодически или в чрезвычайных ситуациях в следующем порядке:
     
     - периодическое использование во время технического обслуживания или ремонта;
     
     - использование в чрезвычайных ситуациях при активации клапанов сброса давления или случайном аварийном отключении;
     

б) факел низкого давления - на ранней стадии эксплуатации системы топливного газа может устанавливаться отдельный независимый факел низкого давления, который будет использоваться в период до сооружения основных факельных установок. Сброс газа на факел низкого давления может осуществляться либо периодически, либо в случае аварийных ситуаций. Постоянно действующие факельные установки могут работать от резервуаров нестабилизированного конденсата, от установки регенерации метанола и др.;
     

в) факельная система холодного/сухого газа - система состоит из факельных и дренажных коллекторов вместе с сопутствующими дренажными емкостями и факелами, для сжигания газов и жидкостей. Факельные коллекторы сухого газа собирают холодные жидкости - дренажи, которые не содержат воды или ее паров;
     

г) факельная система отпарных газов - для зоны хранения и отгрузки СПГ требуется отдельный независимый факел с низким давлением из-за очень слабого давления выбросов из системы. Мощность данной системы должна быть достаточной, чтобы справляться с испарением в ходе операций в зоне хранения СПГ. Испарения, которые могут возникнуть в случае чрезвычайных ситуаций (отказ регулирующей арматуры клапана сброса или опрокидывание емкости), будут сбрасываться в атмосферу через предохранительные клапаны резервуара для хранения СПГ.
     
     В соответствии с ФНП в области безопасности "Правила безопасности нефтегазоперерабатывающих производств", утвержденными Приказом Ростехнадзора от 29 марта 2016 года N 125, факельные системы должны быть оснащены средствами сигнализации (с выводом сигналов в помещение управления), срабатывающими при достижении следующих параметров:
     
     - минимально допустимого расхода продувочного газа в коллекторе или газовом затворе;
     
     - минимально допустимого давления или расхода топливного газа на дежурные горелки;
     
     - погасания пламени дежурных горелок;
     
     - максимально допустимого уровня жидкости в сепараторах, сборниках конденсата;
     
     - максимально допустимого уровня жидкости в факельных гидрозатворах;
     
     - максимально допустимой температуры газов, поступающих в резервуар;
     
     - наличия горючих газов и паров в количестве 20 процентов от НКПР в помещениях компрессорной, гидрозатвора с дублированием звукового и светового сигналов и расположением указанных средств сигнализации над входной дверью, а также на наружных установках в местах размещения резервуаров хранения СПГ, сепараторов насосов.
     
     Средства сигнализации разрежения не требуются, если произведение разности плотностей воздуха (килограмм на кубический метр) и продувочного газа на высоту факельного ствола (метр) не превышает 100.
     
     Факельная установка должна быть укомплектована устройствами дистанционного розжига и непрерывного дистанционного контроля наличия пламени.
     
     

2.9.7 Утилизация отходов


     При бурении будут образовываться следующие виды отходов:
     

а) шлам, выбуренный при использовании растворов на водной основе (бентонит/полимерные растворы на основе пресной воды), при бурении верхних интервалов скважин;
     

б) шлам, выбуренный при использовании растворов на нефтяной основе, который образуется при бурении нижних интервалов скважин;
     

в) отработанные буровые растворы на водной и нефтяной основе и промывочные растворы;
     

г) твердые отходы строительства скважин.
     
     Выбуренный шлам и отработанный буровой раствор могут закачиваться в подземные пласты через нагнетательные скважины.
     
     В таблице 2.12 представлена классификация методов переработки буровых шламов.
     
     
Таблица 2.12 - Методы переработки буровых шламов
     

Метод

Основной классификационный признак

1. Термический

Сжигание в открытых амбарах, печах различных типов. Получение битуминозных остатков

2. Физический

Захоронение в специальных могильниках, разделение в центробежном поле, вакуумное фильтрование и фильтрование под давлением, замораживание

3. Химический

Экстрагирование с помощью растворителей, отвердение с применением неорганических (цемент, жидкое стекло, глина) и органических (эпоксидные и полистирольные смолы, полиуретаны и др.) добавок, применение коагулянтов и флокулянтов

4. Физико-химический

Применение специально подобранных реагентов, изменяющих физико-химические свойства, с последующей обработкой на специальном оборудовании

5. Биологический

Микробиологическое разложение в почве непосредственно в местах хранения, биотермическое разложение


     Основные направления утилизации отходов бурения показаны на рисунке 2.39.
     
     

Рисунок 2.39 - Основные направления утилизации отходов бурения

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 2.39 - Основные направления утилизации отходов бурения


     Термический метод переработки отходов бурения
     
     В качестве безреагентных методов обезвреживания твердых отходов заслуживает внимания термический метод. Цель любой технологии термодесорбции состоит в том, чтобы получить твердые частицы, свободные от углеводородов (или ультранизкое содержание ОУ), для утилизации путем отгонки углеводородов из бурового шлама и извлечения углеводородов для повторного использования в буровом растворе.
     
     Захоронение отходов бурения
     
     Одним из наиболее известных и распространенных методов является захоронение ОБР и БШ в земляном амбаре (при обезвоживании) до полного высыхания с последующим захоронением. Метод отличается наибольшей простотой, но и наименьшей экологичностью вследствие продолжительного контакта ОБР с компонентами окружающей природной среды. Содержащиеся в отходах загрязнители вследствие подвижности и высокой проникающей способности мигрируют в почвогрунты, вызывая в них отрицательные негативные процессы.
     
     Технология закачки отходов бурения в подземные пласты
     
     Надежный и экологически безопасный метод закачивания отходов бурения и газодобычи в подземные пласты позволяет изолировать жидкие буровые отходы глубоко под землей в природных резервуарах. По мере ужесточения требований в области охраны окружающей среды закачка бурового шлама и отработанного бурового раствора в скважины становится все более привлекательной с точки зрения утилизации отходов бурения. Данная технология является альтернативой наземному сбросу буровых отходов, зачастую невозможному (бурение в русловых частях рек, природоохранные зоны). Технологически данный процесс представляет собой закачку измельчённого и смешанного с водой шлама в виде пульпы в подземный горизонт через скважину.
     
     Существует несколько способов закачки буровых отходов под землю:
     

а) закачивание буровых отходов в затрубное пространство;
     

б) закачивание в специально пробуренную скважину;
     

в) закачивание в скважину после завершения буровых работ.
     
     

2.9.8 Резервуарный парк

2.9.8.1 Резервуары СПГ
     
     Резервуары хранения СПГ делятся на 4 типа:
     
     - цилиндрические одностенные;
     
     - двустенные;
     
     - с цельной защитной оболочкой;
     
     - подземные.
     
     Подземные резервуары могут быть двух видов: заглубленные и подземные. Все типы подземных резервуаров обладают высоким уровнем безопасности по сравнению с другими типами и являются более экологически эффективными.
     
     На объектах малотоннажного производства СПГ, как правило, хранится в цилиндрических стальных резервуарах объемом порядка 10-500 мИТС 29-2017 Добыча природного газа. [46]
     

2.9.8.2 Системы заполнения резервуаров и отгрузки СПГ
     
     Наполнение резервуаров комплексов хранения и газификации СПГ может осуществляться как от установки сжижения, так и переливом из другого резервуара (стационарного или транспортного).
     
     В случае предъявления специальных требований к качеству СПГ, наполнение резервуаров проводится через фильтр, тонкость очистки в котором должна обеспечить необходимое качество СПГ.
     

1. Наполнение резервуаров и цистерн от установки ожижения производят в следующем порядке:
     
     - в подготовленном к наполнению резервуаре установить давление не ниже 0,11 МПа;
     
     - открыть заправочный вентиль на резервуаре;
     
     - открыть сливной вентиль станции наполнения и произвести наполнение резервуара;
     
     - давление в резервуаре в процессе наполнения не должно падать ниже 0,11 МПа и возрастать выше рабочего давления резервуара.
     
     Скорость наполнения регулируется степенью открытия вентиля в соответствии с технологическим режимом работы ожижителя.
     
     Сразу после начала заполнения резервуара СПГ необходимо открыть линии сброса отходящих паров СПГ.
     
     Уровень жидкости в процессе заправки контролируется по уровнемеру. Степень заполнения резервуара или транспортной цистерны не должна превышать 0,9 (при рабочем давлении резервуара не более 0,6 МПа).
     
     После наполнения до заданного уровня необходимо перекрыть заправочный вентиль на приемном резервуаре, закрыть сливной вентиль на расходном резервуаре, отогреть подстыковочные участки сливных коммуникаций, сбросить пары СПГ на свечу и продуть их в течение 3 мин. азотом, давление при этом должно быть на 0,13 МПа ниже давления в резервуаре и криогенном трубопроводе СПГ станции наполнения.
     
     Перед отправлением к потребителю следует провести анализ СПГ в цистерне на содержание примесей (с записью результатов в паспорте на отгружаемый продукт), снизить давление до 0,11 МПа и отсоединить цистерну от газосбросных коммуникаций станции наполнения. Продувку подстыковочных участков произвести в соответствии с требованиями ВРД 39-1.10-064-2002*.
________________
     * Документ не приводится, здесь и далее по тексту. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.
     
          

2. Наполнение резервуара и цистерны переливом из другого резервуара (расходного) производится в следующем прядке:
     
     - установить требуемое давление в подготовленном к переливу расходном резервуаре;
     
     - открыть заправочный вентиль в порожнем резервуаре;
     
     - открыть сливной вентиль расходного резервуара и начать заполнение порожнего.
     
     Выход на требуемую скорость перелива и регулировка расхода СПГ осуществляется изменением давления в расходном резервуаре. За степенью заполнения резервуара наблюдать по уровнемеру:
     
     - открыть запорное устройство на линии газосброса непосредственно после подачи СПГ;
     
     - давление в заправляемом резервуаре должно быть не менее 0,11 МПа и не более рабочего.
     
     При наполнении резервуара с меньшим рабочим давлением, чем рабочее давление расходного, наддув последнего выше рабочего давления заправляемого резервуара не допускается.
     
     Для наполнения систем хранения СПГ допускается использование СПГ, возвращенного от потребителя, при наличии в системах средств контроля чистоты СПГ и если качество возвращаемого СПГ соответствует требованиям ГОСТ Р 56352-2015.
     
     В соответствии с технологическим процессом приема, хранения и поставки потребителям СПГ на территории промысла располагается сливно-наливная эстакада с железнодорожной веткой для приема железнодорожных цистерн.
     
     

3 ТЕКУЩИЕ УРОВНИ ЭМИССИЙ ПРЕДПРИЯТИЙ ДОБЫЧИ ГАЗА В ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ

3.1 Уровни экологических воздействий в целом по месторождению газа

3.1.1 Потребление энергоресурсов


     Объёмы энергоресурсов (газа, тепло- и электроэнергии, воды), расходуемых газодобывающим предприятием на добычу газа и подготовку его к транспорту во многом зависят от уровня пластового давления разрабатываемого месторождения и способа компримирования газа в режиме падающей добычи. Предприятие стремится к извлечению максимально возможного объёма углеводородного сырья из разрабатываемых месторождений и к максимально возможной эффективности использования энергетических ресурсов.
     
     На рисунках 3.1-3.3 и в таблице 3.1 представлены данные о потреблении энергоресурсов предприятиями газодобывающей отрасли.
     
     

Рисунок 3.1 - Фактический расход электроэнергии на единицу отдельных видов произведенных продукции, работ по РФ

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 3.1 - Фактический расход электроэнергии на единицу отдельных видов произведенных продукции, работ по РФ [55]


     

Рисунок 3.2 - Фактический расход теплоэнергии на единицу отдельных видов произведенных продукции, работ по РФ

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 3.2 - Фактический расход теплоэнергии на единицу отдельных видов произведенных продукции, работ по РФ


     

Рисунок 3.3 - Фактический расход топлива на единицу отдельных видов произведенных продукции, работ по РФ

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 3.3 - Фактический расход топлива на единицу отдельных видов произведенных продукции, работ по РФ


     Наиболее приоритетным направлением энергосбережения в добыче газа является развитие и внедрение технологий промысловой подготовки газа, что снижает материальные затраты и расход энергоресурсов при соблюдении нормативных требований к качеству товарной продукции [56].
     
     

3.1.2 Выбросы в атмосферу


     Эксплуатационные потери газа и конденсата при добыче и подготовке, приводящие к загрязнению окружающей среды, связаны с рядом причин:
     
     - несовершенством систем сбора и транспорта газа и конденсата;
     
     - низкой степенью герметизации сырьевых и товарных резервуаров;
     
     - несовершенством сепарационного оборудования и процесса сепарации;
     
     - прорывами газопроводов и продуктопроводов из-за аварий и нарушений правил их технической эксплуатации;
     
     - сжиганием части газа на факелах, в том числе на компрессорных станциях из-за их недостаточной мощности.
     
     Наибольший ущерб окружающей среде наносится при сжигании газов, содержащих сероводород. Основное количество выбросов попадает в атмосферу при продувке скважин, выходящих из бурения, после капитального ремонта и различных исследованиях.
     
     Основные источники выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух от объектов добычи газа приведены в таблице 3.2.
     
     Загрязнителями воздушной среды газодобывающих предприятий являются углеводороды. Основными источниками газовыделения являются установки комплексной подготовки газа, скважины в период их продувки, оборудование устья скважин и неисправные внутренние трубопроводы. Утечки газов на УКПГ являются наиболее опасным источником вредных выбросов. Эти источники складываются из: утечек через неплотности в запорной арматуре, отдувки скважин, работы установок очистки промышленных стоков, сжигания конденсата и метанольной воды в амбарах, работ по исследованию скважин, перекачек метанола насосами и сжиганием на факелах.
     
     
Таблица 3.2 - Выбросы загрязняющих веществ от объектов по добыче углеводородного сырья
     

Наиме-
нование

Единицы измерения

Масса загрязняющих веществ в отходящих газах до очистки в расчете на тонну произведенной продукции

Источники выброса

Метод очистки, повторного исполь-
зования

Масса загрязняющих веществ в отходящих газах после очистки в расчете на тонну произведенной продукции



Диапазон

Среднее



Диапазон

Среднее

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения

Оксиды азота (в пересчете на ИТС 29-2017 Добыча природного газа)

кг/т. н.э. продукции (год)

0,69-0,71

0,70

Дымовые трубы, факел

-

0,69-0,71

0,70

Оксид углерода

кг/т. н.э. продукции (год)

1,99-2,01

2,00

Дымовые трубы, факел

-

1,99-2,01

2,00

Метан

кг/т. н.э. продукции (год)

1,40-1,60

1,5

Факел, свеча

-

1,40-1,60

1,5

Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения, содержащие сероводород

Оксиды азота (в пересчете на ИТС 29-2017 Добыча природного газа)

кг/т. н.э. продукции (год)

0,40-0,60

0,5

Дымовые трубы, факел

-

0,40-0,60

0,5

Оксид углерода

кг/т. н.э. продукции (год)

2,40-2,60

2,50

Дымовые трубы, факел

-

2,40-2,60

2,50

Метан

кг/т. н.э. продукции (год)

0,40-0,60

0,50

Дымовые трубы

-

0,40-0,60

0,50

Диоксид серы

кг/т. н.э. продукции (год)

25,9-26,1

26,00

факел

-

25,9-26,1

26,00

3.1.3 Сброс сточных вод


     Основные потоки сточных вод, образующих производственные загрязнённые воды при добыче газа, представляют собой конденсационно-пластовые сточные воды, выделяющиеся в первичных сепараторах, рефлюксные воды с установок регенерации растворов гликоля, подтоварные воды из резервуарных парков.
     
     При проведении строительных работ воздействие на поверхностные водные объекты может быть вызвано следующими видами деятельности:
     
     - бурение скважин;
     
     - планировка земной поверхности для размещения площадных и линейных объектов;
     
     - забор воды из поверхностных водных объектов;
     
     - сброс сточных вод (канализационных, ливневых, талых и использованных в процессе гидравлических испытаний);
     
     - подводные работы и работы на берегах водных объектов в местах переходов линейных объектов.
     
     На этапе эксплуатации воздействие на поверхностные водные объекты будет вызвано забором природной воды из поверхностных водных объектов, а также преимущественно сбросом сточных вод (в том числе санитарных, ливневых, талых и технологических вод, рассола из опреснительной установки). Помимо сброса сточных вод со специальных очистных сооружений на этапе эксплуатации имеются и другие источники сброса в поверхностные водные объекты, в число которых входят:
     
     - нерегулируемые поверхностные стоки с территорий промышленных объектов, мест хранения сырьевых материалов и временного размещения отходов;
     
     - загрязненные стоки с дорог;
     
     - аварийные разливы технологических жидкостей на промышленных объектах;
     
     - утечки вредных веществ из емкостей, трубопроводов и другого оборудования;
     
     - утечки вдоль трассы трубопроводов, особенно в местах пересечения водотоков.
     
     Основные источники образования сточных вод на объектах добычи газа представлены в таблице 3.3. В таблице 3.4 приведены основные ЗВ сточных вод.
     
     
Таблица 3.3 - Источники образования сточных вод на объектах по добыче углеводородного сырья
     

Объект

Источник образования сточных вод

Газовый промысел, в том числе вспомогательные системы

Автостоянка


Склад ГСМ


Скважины


Емкости с метанолом


Емкости с дизельным топливом


Скважины


Установки очистки и осушки газа


Установки регенерации метанола, гликолей


Система теплоснабжения


Система водоснабжения


Система канализации

УКПГ

Емкости с метанолом


Емкости с дизельным топливом

ДКС

Емкости масла


ГПА


Газосборный коллектор


     
Таблица 3.4 - Характерные загрязняющие вещества в составе сточных вод
     

Этап

Процессы / установки

Характерные загрязняющие вещества и интегральные показатели

Строительство скважин

Бурение

Химический состав буровых растворов

Взвешенные вещества

Общие углеводороды

Строительные площадки

Взвешенные вещества

Нефтепродукты

ХПК

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

взвешенные вещества

азот аммонийный, азот нитратный, азот нитритный

сульфаты

хлориды

железо

медь

фосфаты

синтетические поверхностно-активные вещества

метан

фенолы

растворенный кислород

Строительство и эксплуатация

Сооружения очистки сточных вод, сеть канализации ливневых и дренажных вод с территории промышленных площадок

Взвешенные вещества

Нефтепродукты

ХПК

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

взвешенные вещества

азот аммонийный, азот нитратный, азот нитритный

сульфаты

хлориды

железо

медь

фосфаты

синтетические поверхностно-активные вещества

метан

фенолы

растворенный кислород

Строительство

Сточные воды гидроиспытаний

Взвешенные вещества

Нефтепродукты

Фенолы

Растворенный кислород


     Следует отметить, что объём сточных вод газовой промышленности по сравнению с другими отраслями невелик, однако загрязнённость их высокая.
     
     Значительную опасность для поверхностных и подземных водных источников, а также морских акваторий представляют промысловые сточные воды. В ГОСТ-17.1.3.12-86 регламентированы правила охраны вод от загрязнения при добыче нефти и газа, при сборе и утилизации шлама, отходов и сточных вод при устранении последствий нефтегазовых выбросов.
     
     

3.1.4 Образование отходов


     Основные источники образования отходов производства и потребления на объектах добычи газа представлены в таблице 3.5.
     
     
Таблица 3.5 - Источники образования отходов производства и потребления на объектах по добыче углеводородного сырья
     

Объект

Источник

Наименование вида отходов

Газовый промысел

Участок метанолопровода, конденсатопровода

Шлам очистки газопроводов

Резиноасбестовые изделия, утратившие потребительские свойства, и брак

Скважины

Отходы бурения

Отходы крепления газовых скважин (цементные с баритовой добавкой)

Масла дизельные отработанные

Смеси синтетических и минеральных масел, не содержащих галогены и/или ПХБ и ПХТ отработанные

Смазка на основе минеральных масел (солидол, литол) отработанная

Обтирочный материал, загрязненный маслами (содержание масел менее 15%)

Обтирочный материал, загрязненный маслами (содержание масел 15% и более)

УКПГ

Установка очистки газа

Отходы от первичной очистки природного газа на газоконденсатных месторождениях

Участок метанолопровода, конденсатопровода

Шлам очистки газопроводов

Резиноасбестовые изделия, утратившие потребительские свойства, и брак

Скважины

Масла дизельные отработанные

Смеси синтетических и минеральных масел, не содержащих галогены и/или ПХБ и ПХТ отработанные

Смазка на основе минеральных масел (солидол, литол) отработанная

Обтирочный материал, загрязненный маслами (содержание масел менее 15%)

Обтирочный материал, загрязненный маслами (содержание масел 15% и более)

Установка очистки газа

Отходы от первичной очистки природного газа на газовых месторождениях

Отходы от первичной очистки природного газа на газоконденсатных месторождениях

Установка низкотемпературной сепарации

Отходы от первичной очистки природного газа на газовых месторождениях

Шлам очистки оборудования для сепарации природного газа

Факельная установка

Зола, шлак и пыль от установок сжигания нефтесодержащих шламов

Система канализации

Отходы от установок очистки пластовых вод и производственных сточных вод перед закачкой в пласт на газовых месторождениях

Отходы от установок очистки пластовых вод и производственных сточных вод перед закачкой в пласт на газоконденсатных месторождениях

Отходы (осадки) с песколовок и отстойников, содержащие тяжелые фракции углеводородов в количестве менее 10%

Отходы (осадки) с песколовок и отстойников, содержащие тяжелые фракции углеводородов в количестве 10% и более

Всплывающая пленка из нефтеуловителей (бензиноуловителей)

Шлам нефтеотделительных установок

Установка подогрева водо-гликолевой смеси

Тара из черных металлов, загрязненная этиленликолем

Система маслоснабжения

Шлам от регенерации минеральных масел

Окалина замасленная (содержание масел менее 15%)

ГПА

Смазка на основе минеральных масел (солидол, литол) отработанная

Отходы асбеста в кусковой форме

Масла компрессорные отработанные

Смеси синтетических и минеральных масел, не содержащие галогены и/или ПХБ и ПХТ отработанные

Масла турбинные отработанные

Отходы газового конденсата в процессе очистки природного газа от механических примесей

Установка подготовки газа собственных нужд

Шлам очистки оборудования для сепарации природного газа на газоконденсатных месторождениях

Ткани фильтрованные, тканевые фильтры, загрязненные минеральными маслами

ДКС

Система маслоснабжения

Шлам от регенерации минеральных масел

Окалина замасленная (содержание масел менее 15%)

3.2 Строительство скважин


     В таблицах 3.6-3.7 и на рисунке 3.4 приведены потенциальные негативные воздействия на объекты окружающей среды на этапе строительства газодобывающих скважин.
     
     
Таблица 3.6 - Потенциальные воздействия на окружающую среду, оказываемые объектами газодобычи, расположенными на суше
     

Вид воздействия

Источник воздействия

Объекты воздействия

Временные рамки воздействия

Масштаб воздействия

Степень устойчивости воздействия

Изъятие земель и изменение режима земле-
пользования

Размещение объектов Проекта

Ландшафты, земли, почвы

Долгосрочное

Региональный

Постоянное

Открытие доступа в ранее недоступные районы

Строительство трубопровода, ОБТК и инфраструктуры

Растительный и животный мир

Среднесрочное/
долгосрочное

Региональный

Постоянное

Удаление расти-
тельного покрова и деревьев

Строительные работы

Растительный и животный мир, микроклимат

Долгосрочное

Региональный

Обратимое

Нарушение земель и почв

Все виды земляных работ (включая взрывные)

Растительный и животный мир/грунтовые воды

Среднесрочное

Локальный

Постоянное

Нарушение русел рек

Строительство трубопровода через русла рек

Русла рек, речная ихтиофауна, особенно лососевые, пресноводный бентос, речная растительность

Кратко- и среднесрочное

Региональный

Обратимое

Выбросы в атмосферу

Строительный транспорт и механизмы, хранение ГСМ и материалов

Атмосферный воздух

Кратко- и среднесрочное

Локальный

Преходящее

Сброс сточных вод

Сточные воды от поселков строителей, мойки оборудования и транспорта, гидравлические испытания трубопроводов, обезвоживание грунта

Водно-
болотные угодья (на севере), поверхностные и грунтовые воды, почва

Кратко- и среднесрочное

Региональный

Преходящее

Образование твердых отходов

Строительные работы и поселки строителей

Расти-
тельность, почвы и подземные ресурсы

Среднесрочное

Региональный

Преходящее

Шум

Строительный транспорт и оборудование

Животный мир

Среднесрочное

Локальный

Преходящее


     
Таблица 3.7 - Потенциальные воздействия на окружающую среду, оказываемые объектами газодобычи, расположенными на море
     

Вид воздействия

Источник воздействия

Объекты воздействия

Временные рамки воздействия

Масштаб воздействия

Степень устойчивости воздействия

Образование осадков, приводящих к потере среды обитания или ее нарушениям

Дноуглуби-
тельные работы при строительстве морских сооружений, прокладке морских трубопроводов, дампинге

Морская флора и фауна, включая бентос, планктон, морских млеко-
питающих

Долгосрочное

Локальный

Обратимое

Факторы беспокойства (шум, столкновения и др.)

Движение морских судов и строительные работы во время строительства трубопровода, платформы и ТШ

Рыбные ресурсы, морские млеко-
питающие, береговые птицы

Средне- и долгосрочное

Точечный

Преходящее

Сброс сточных вод в море

Сброс сточных вод гидроиспытания

Морская флора и фауна

Кратко- и среднесрочное

Локальный

Обратимое

Забор морских вод

Забор морских вод на хозяйственно-
бытовые и производ-
ственные нужды

Морская флора и фауна

Краткосрочное

Локальный

Необратимое


     

Рисунок 3.4 - Влияние строительства скважин на окружающую среду

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 3.4 - Влияние строительства скважин на окружающую среду [57]


     Ресурсопотребление
     
     Структура водопотребления газодобывающих предприятий на этапе строительства скважин представлена на рисунке 3.5.
     
     

Рисунок 3.5 - Организация временного водоснабжения и пути отвода сточных вод на этапе строительства [

ИТС 29-2017 Добыча природного газа


Рисунок 3.5 - Организация временного водоснабжения и пути отвода сточных вод на этапе строительства [58]


     Выбросы
     
     В период строительства месторождения на суше основными источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу являются:
     

а) машинное оборудование на стройплощадке;
     

б) вспомогательные механизмы;
     

в) транспортные средства;
     

г) оборудование для земляных работ (бульдозеры, экскаваторы и т.д.).
     
     Морские суда и строительное оборудование (драги, электрогенераторы) и вертолеты, используемые при проведении работ на море, будут являться источниками загрязнения атмосферного воздуха.
     
     Основные загрязняющие вещества, содержащиеся в выбросах при проведении строительных работ на море, такие же, как при строительстве на суше: СО, ИТС 29-2017 Добыча природного газа, ИТС 29-2017 Добыча природного газа, ИТС 29-2017 Добыча природного газа, углеводороды и взвешенные вещества.
     
     Следует отметить, что запыление в летний период является основным видом потенциального воздействия на атмосферный воздух на этапе строительных работ на суше. Это воздействие будет вызвано выемкой грунта и образованием отвалов. Исключением для строительных работ на море является отсутствие пыли.
     
     В таблице 3.8 указаны характерные загрязняющие вещества в составе выбросов технологических операций на этапе строительства скважин. В таблицах 3.9-3.10 приведены объемы выбросов основных загрязняющих веществ при строительстве скважины.
     
     
Таблица 3.8 - Характерные загрязняющие вещества на этапе строительства скважин
     

Этап

Процессы / установки

Характерные загрязняющие вещества

Строительство скважин

Выхлопные трубы стационарных энергогенераторов

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

СО


Строительная площадка
Кустовые площадки

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

Взвешенные частицы: (взвешенные твердые частицы; пыль неорганическая (70-20% двуокиси кремния); сажа)

Общие углеводороды

Бенз(а)пирен

Строительство и эксплуатация

Выхлопные трубы инсинераторов

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

СО

Взвешенные частицы

Диоксины/фураны


     
Таблица 3.9 - Объемы выбросов в атмосферу на стадии строительства
     

ЗВ

Максимальные (г/с) и годовые (т) объемы выбросов


Макс.

Годовые

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

10,67

499,5

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

1,58

69,39

Взвешенные частицы

3,18

206,9

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу spp@kodeks.ru

ИТС 29-2017 Добыча природного газа

Название документа: ИТС 29-2017 Добыча природного газа

Номер документа: 29-2017

Вид документа: Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям

Принявший орган: Росстандарт

Статус: Действующий

Дата принятия: 15 декабря 2017

Дата начала действия: 01 июля 2018
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах