Сооружения при газлифтной добыче нефти

2.227. Схема газлифтной добычи (компрессорный или бескомпрессорный газлифт, режим газлифта - непрерывный, периодический), требования к сырью, объемы закачки газа и давление нагнетания, ввод фонда скважин по годам должны приниматься по данным технологической схемы (проекта) разработки месторождения.

2.228. Газоснабжение газлифтных систем следует предусматривать на основании технико-экономических расчетов:

• - централизованное, когда газ от компрессорной станции или газовой залежи направляется на группы скважин (кустов);
• - локальное, когда газ от КС или газовой скважины распределяется в пределах куста скважин.

2.229. Расчет нефтегазосборных сооружений (аппаратов, трубопроводов) следует производить с учетом перевода скважин на газлифтную эксплуатацию, если это оговорено в задании на проектирование.

2.230. Для предотвращения гидратообразования в газлифтных системах следует предусматривать:

• - осушку газа;
• - подогрев газа с помощью теплообменников, использующих тепло продукции скважин;
• - подачу ингибиторов гидратообразования;
• - подогрев газа с помощью блочных печей подогрева;
• - применение гибких электронагревательных элементов.

Метод предупреждения гидратообразования в газлифтных системах выбирается в проекте технико-экономическим расчетом.

Обустройство кустов скважин для газлифтной эксплуатации

2.231. В зависимости от схемы газлифтной эксплуатации на кусте скважин должно устанавливаться технологическое оборудование в соответствии с табл. 3.

2.232. В противопожарном разрыве между смежными кустами скважин (кустовая площадка с двумя и более кустами скважин) следует предусматривать только подземную прокладку трубопроводов. В этом разрыве установка оборудования и прокладка кабельных эстакад не допускаются.

2.233. Сброс газа из оборудования и газопроводов должен осуществляться через отводные линии на свечу. Расстояние от свечи до скважин и оборудования следует принимать по табл. 20 настоящих норм. Высота свечи для сброса газа должна быть не менее 5 м.

2.234. Каждая линия газораспределительной автоматизированной гребенки должна иметь манометр, термометр, автоматический регулятор расхода с ручным дублированием, расходомер. При соответствующем технико-экономическом обосновании допускается предусматривать ручное регулирование. В этом случае каждая линия газораспределительной ручной гребенки должна иметь манометр, термометр, узел ручного регулирования расхода и расходомер.

2.235. Газопроводы по территории куста скважин следует прокладывать, как правило, подземно.

При подземной прокладке расстояние от верха трубы до поверхности земли должно быть не менее 0,8 метра.

2.236. Газопроводы вдоль фронта скважин при наземном способе должны прокладываться в защитных футлярах из стальных труб общего назначения, обеспечивающими безопасное обслуживание фонтанной арматуры в установку передвижных мостков ремонтного агрегата.

Таблица 3

Примечание:

1. Необходимость установки газосепараторов, установок подачи ингибиторов, ручной гребенки и другого дополнительного оборудования, не вошедшего в таблицу, решается при конкретном проектировании на основании рекомендаций научно-исследовательских организаций.

2. При периодическом газлифте должны применяться, как правило, установки блочного типа, заводского изготовления.

Защитные футляры должны располагаться в горизонтальной плоскости вплотную друг к другу. Во избежание возможных перемещений защитные футляры должны быть закреплены. Футляры не должны препятствовать надвижке обслуживающих площадок фонтанной арматуры. Концы защитных футляров должны выступать не менее чем на 2,0 м от оси крайней скважины. Расстояние в свету от скважины до ближнего к ней футляра принимается не менее 0,5 метра. Закрепление футляров между собой может осуществляться сваркой, с помощью хомутов или другими методами.

2.237. На линиях подачи газа от газораспределительных гребенок к скважинам должен быть установлен обратный клапан непосредственно у скважины. Каждая скважина должна отключаться от сетей газа высокого давления не менее чем двумя запорными органами, включая фонтанную арматуру.

При необходимости ручного регулирования расхода газа использование запорного органа для регулирования расхода не допускается.

Обустройство газовых скважин

2.238. Обустройство газовой скважины, являющейся источником газлифтного газа, должно приниматься в соответствии с требованиями «Норм технологического проектирования объектов газодобывающего предприятия и станций подземного хранения газа» Мингазпрома.

2.239. Территория вокруг устья скважины должна обеспечивать размещение и безопасное передвижение специальной техники для производства технологических, исследовательских и ремонтных работ, не допускать загрязнения окружающей среды и соответствовать требованиям «Норм отвода земель для нефтяных и газовых скважин».

2.240. Расстояние от газовой до нефтяной скважины должно быть не менее 50 метров.

2.241. На площадке газовой скважины и в ее обвязке, как правило, следует предусматривать

• - свечу сброса газа в атмосферу;
• - устройство замера дебита газа;
• - устройство автоматического отключения скважины от шлейфа в случае падения давления в нем;
• - штуцера подключения агрегата для пропарки шлейфов;
• - узлы очистки газа от конденсата и мехпримесей;
• - узлы местной автоматики и передачи информации;
• - узлы подачи и ввода ингибитора гидратообразования.

Требования к свече принимаются в соответствии с п. 2.233 настоящих норм.

2.242. Осушка газа на площадках газовых скважин, питающих удаленные кусты скважин, переводимых на газлифт, принимается на основе технико-экономических расчетов.

2.243. Удаление конденсата и мехпримесей из узлов очистки газа должно быть автоматизировано и осуществляться в ближайший нефтесборный коллектор.

2.244. Выкидные газопроводы от скважин (шлейфы) должны прокладываться, как правило, в одну нитку.

2.245. В узлах просселирования газа следует предусматривать мероприятия, исключающие гидратообразование (обогрев клапана-регулятора или общий подогрев газа перед ним).

Газлифтные компрессорные станции

2.246. При проектировании компрессорных станций газлифта следует руководствоваться требованиями подраздела 2, б) настоящих Норм, а также дополнительными требованиями, изложенными ниже.

Степень очистки и подготовки газа, подаваемого на компрессорную станцию, определяется техническими требованиями на компрессоры.

2.247. Для месторождений, в продукции скважин которых отсутствуют сероводород и другие вредные примеси, применение газа, содержащего эти примеси, для газлифта, не допускается.

2.248. Выбор типа компрессоров следует производить на основании технико-экономических расчетов. Как правило, должны применяться блочно-комплектные автоматизированные КС.

При выборе схем обвязки многоступенчатых компрессоров предпочтение должно отдаваться агрегатам, обвязка которых исключает установку запорной арматуры между ступенями сжатия.

2.249. При агрегатной схеме обвязки каждый компрессор должен отключаться запорной арматурой, имеющей дистанционный привод с ручным дублированием. При многоступенчатой схеме обвязки компрессора и наличии запорной арматуры между ступенями компрессор может отключаться арматурой с ручным приводом.

Между задвижками и компрессором должен быть предусмотрен фланцевый разъем с кольцом-вставкой, для установки заглушки на время ремонта компрессора.

2.250. Стальную запорно-регулирующую арматуру, предназначенную для эксплуатации при расчетной температуре виде минус 40 °С допускается использовать при температуре ниже минус 40 °С при соблюдении одного из условий:

а) теплоизоляция и обогрев арматуры при наземной и надземной установке;

б) наземная и надземная установка с теплоизоляцией без обогрева при транспортировке сред с температурой выше 10 °С, если имеется возможность подогрева рабочей среды перед нагружением внутренним давлением согласно «Регламенту проведения в зимнее время пуска, остановки и испытаний на плотность аппаратуры химических, нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, а также газовых промыслов и газобензиновых заводов.

2.251. В машинном зале КС допускается располагать обратные и предохранительные клапаны, регулирующие клапаны антипомпажной защиты, запорную арматуру дренажных линий и сброса конденсата.

При коллекторной схеме обвязки компрессоров на выкиде каждой ступени сжатия после обратного клапана должен быть установлен предохранительный клапан; для удаления газа из компрессоров при их ревизии и ремонте, на нагнетательном трубопроводе каждой ступени компрессора между отключающей арматурой и цилиндром должна быть предусмотрена продувочная свеча с установкой на ней запорной арматуры высокой степени герметичности.

При агрегатной схеме обвязки компрессоров предохранительный клапан следует устанавливать на нагнетательном трубопроводе последней степени.

Примечания:

1. При наличии нескольких цилиндров одной ступени сжатия компрессора допускается сброс газа производить на одну общую для них свечу.

2. Допускается объединение сброса газа на одну свечу от группы компрессоров с одинаковыми по давлению ступенями сжатия.

3. Отвод газа с клапанов и свечей должен производиться за пределы компрессорного помещения.

2.252. Все приемные и нагнетательные газопроводы КС должны рассчитываться на прочность с учетом трех режимов: рабочего, гидравлического испытания, остановки. При этом нагрузки на штуцере агрегатов не должны превышать величин, установленных заводом-изготовителем.

2.253. Охлаждение газа между ступенями сжатия и после компрессоров следует производить водой, антифризом или воздухом. Способ охлаждения газа обосновывается в проекте. В районах с температурой самой холодной пятидневки минус 40 °С и ниже - охлаждение воздушное или антифризом.

2.254. Скорость газа в приемных и нагнетательных коллекторах и газопроводах, соединяющих компрессоры с коллектором, должна приниматься по табл. 2 настоящих Норм.

2.255. При расположении технологической аппаратуры и трубопроводной обвязки на открытой площадке необходимо учитывать возможность самотечного слива жидкости в дренажные емкости.

2.256. Емкость склада свежего масла должна содержать не менее чем 30 суточный запас масла, но не менее объема, необходимого для полной замены масла в одной из компрессорных установок, входящих в состав КС.

2.257. Размер емкости для слива отработанного масла должен выбираться из условия вместимости в нее объема масла, поступающего из системы одного компрессора. Емкости свежего и отработанного масла следует располагать вне здания компрессорного цеха.

2.258. Технологическая схема пункта приема и откачки масла должна обеспечивать:

а) прием свежего масла в емкости склада;

б) центрифугирование масла;

в) подачу чистого масла в компрессорный цех;

г) прием отработанного масла из компрессорного цеха на склад масла;

д) регенерацию отработанного масла (необходимость определяется проектным решением);

е) выдачу масла потребителю.

2.259. Входящие в состав газлифтной КС установки блочные компрессорные, комплектуемые оборудованием, узлами обвязки, системами охлаждения газа, масла и воды и др. (типа установок Казанского СКБК), не резервируются.

Проектом для таких КС должен предусматриваться запас производительности с учетом межремонтных периодов и времени, необходимого для проведения плановых ремонтов, а также, при возможности, подачу газа на смежных КС по газопроводам-байпасам.

Для аппаратов и механизмов, режимы работы которых требуют более частых остановок, чем это определено регламентом работы КС, следует принимать 100 % резерв и только в том случае, если их выход из строя приведет к остановке КС.

Газлифтные КС, комплектуемые другими типами компрессоров должны иметь резерв в соответствии с п. 2.100.

2.260. На трубопроводе топливного газа газомотокомпрессора должен быть предусмотрен регулятор давления.

2.261. Размер расходной емкости масла должен соответствовать объему масла в картере наибольшего компрессора. Расходную емкость допускается устанавливать в здании компрессорного цеха в отдельном помещении, выгороженном противопожарными перегородками без проемов и имеющем выход непосредственно наружу. При установке компрессоров, для которых эти емкости поставляются заводом-изготовителем в комплекте с машиной, расходная емкость не предусматривается.

2.262. Промежуточную емкость для отработанного масла следует устанавливать подземно, вблизи компрессорного цеха.

Узел предварительной очистки газа на входе в КС

2.263. Узлы очистки газа следует проектировать из условий обеспечения требований технических условий на компрессорное оборудование по степени очистки газа от мехпримесей и жидкости.

2.264. Узлы очистки газа должны располагаться на открытых площадках. Предотвращение замерзания жидкости в аппаратах и трубопроводах должно обеспечиваться теплоизоляцией и прокладкой теплоспутников.

2.265. Количество аппаратов очистки газа определяется в зависимости от качества поступающего на прием газа технологическим расчетом с учетом технических характеристик этих аппаратов.

Оборудование должно обеспечивать необходимую степень очистки во всем заданном диапазоне изменения параметров сырого газа.

Узлы замера и регулирования

2.266. Узел замера и регулирования должен обеспечивать измерение и учет количества сырого газа, поступающего на КС, и газа, подаваемого в систему газлифта, а также выполнять функции смешения нескольких газовых потоков, распределения и регулирования подачи скомпримированного газа потребителям.

2.267. Узлы замера и регулирования газа должны оборудоваться подводящими и отводящими коллекторами, замерными нитками, контрольно-измерительными приборами и устройствами, запорной, предохранительной и регулирующей арматурой, байпасной линией. Их следует предусматривать объединенными для сырого и скомпримированного газа или раздельными.

Аппараты воздушного охлаждения

2.268. Аппараты воздушного охлаждения (АВО) должны подбираться из нормального ряда аппаратов, разработанных Минхиммашем.

За расчетную температуру при подборе АВО следует принимать среднюю максимальную температуру наиболее жаркого месяца согласно СНиПу по климатологии.

2.269. В зависимости от условий эксплуатации АВО должны оборудоваться:

• - механизмами автоматического и дистанционного регулирования выхода воздуха;
• - узлами подогрева охлаждающего воздуха;
• - системой рециркуляции охлаждающего воздуха;
• - штуцерами ввода ингибитора гидратообразования.

2.270. Установку АВО следует предусматривать в ряд, вплотную с соответствующими грузоподъемными и выкатными устройствами.

2.271. Площадка установки АВО должна иметь твердое покрытие, исключающее образование пылевых потоков при работе вентиляторов.

Факельная система КС

2.272. Факельная система КС должна проектироваться в соответствии с требованиями к факельной системе ЦПС и с учетом дополнений, приведенных ниже.

2.273. На КС должны быть предусмотрены две факельные системы (без резерва):

а) система низкого давления, - принимающая выбросы из аппаратов, работающих под избыточным давлением до 0,13 МПа;

б) система высокого давления, - принимающая выбросы из аппаратов, работающих под избыточным давлением свыше 0,13 МПа.

2.274. Пропускная способность факельного коллектора должна определяться по сумме сбросов, подключенных к данному коллектору, но не менее пропускной способности одного компрессора (агрегата).

2.275. Конденсат из конденсатосборника должен откачиваться насосом или выдавливаться газом по специальному конденсатопроводу. Установка конденсатосборников предпочтительна надземная.

2.276. Газожидкостные выбросы должны направляться в факельный коллектор через специальный сепаратор, оборудованный на технологической установке.

При размещении факельной системы на заторфованных участках местности противопожарную канаву-преграду и ограждение следует проектировать совмещенными. При этом расстояние от ствола факела до лесного массива следует принимать в соответствии с требованиями норм «Генеральные планы промышленных предприятий» (п. 5, таблица 1), но во всех случаях не менее высоты ствола с факелом плюс 10 м. Расстояние от ствола факела до совмещенного ограждения должно быть не менее 50 м.

Внеплощадочные газопроводы

2.277. Внеплощадочные газопроводы следует проектировать в соответствии с требованиями «Норм проектирования промысловых стальных трубопроводов» и в одну нитку.

2.278. При использовании для газлифта осушенного газа внутренняя полость газопроводов высокого давления после гидравлического испытания должна освобождаться от влаги в соответствии с методикой института «ВНИПИгазпереработка».

Технологические трубопроводы кустов газовых скважин

2.279. Настоящие требования распространяются на газопроводы кустов газовых скважин, а также трубопроводы для обвязки компрессорных станций, рабочее давление которых более 10 МПа.

При проектировании их следует руководствоваться требованиями к технологическим трубопроводам ЦПС и приведенными ниже.

2.280. Проектирование технологических трубопроводов с рабочим давлением свыше 10 МПа и определение величины испытательного давления их следует осуществлять по нормам «Технологическое оборудование и технологические трубопроводы».

2.281. Подбор соединительных деталей трубопроводов следует производить по ТУ Миннефтепрома, а также рекомендациям Минхиммаша.

2.282. Расчеты на прочность технологических стальных трубопроводов с рабочим давлением свыше 10 МПа следует производить в соответствии с требованиями Минмонтажспецстроя.

2.283. Способ прокладки технологических трубопроводов следует принимать надземный или наземный. При надземной прокладке трубопроводов следует принимать, как правило, прокладку их на низких опорах («овальная» прокладка).

<< назад / к содержанию / вперед >>