|
Стр. 2
функциональных зон:
- 1-я зона - основные технологические сооружения и установки
(кусты скважин, площадки установок подготовки газа, УСК и УПК,
промплощадка ДКС и пр.);
- 2-я зона - установки вспомогательного технологического и
нетехнологического назначения (сооружения для хранения
легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, средств связи,
электрохимзащиты, пожаротушения, склады химреагентов, товарной
серы и пр.);
- 3-я зона - непроизводственного назначения (блок-бокс
служебного пользования, постройки санитарно-гигиенического
характера и пр.).
3.3.8. Все функциональные зоны должны быть удобно связаны
между собой дорогами и эстакадами.
3.3.9. Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями с
учетом их пожарной опасности должны приниматься по нормам [12, 13,
18, 130, 180, 271].
3.3.10. Для прокладки инженерных коммуникаций на территории
газодобывающего предприятия целесообразно предусматривать
коридоры, ширина которых определяется количеством коммуникаций и
минимально допустимыми расстояниями между ними.
3.3.11. Схема автомобильных дорог должна обеспечивать
свободный подъезд к установкам основного технологического
назначения, к источникам противопожарного водоснабжения и к
емкостям резервуарного парка.
3.3.12. Ширина ворот для автомобильных въездов принимается по
наибольшей ширине применяемых автомобилей плюс 1,5 м, но не менее
4,5 м [13]. Внутриплощадочные автомобильные дороги следует
проектировать с твердым покрытием и располагать от границ
сооружений категорий А, Б и В1 - 4 на расстоянии не менее 5 м [7,
20].
3.3.13. При разработке генплана необходимо обеспечивать:
- плотность застройки не менее указанной в нормах [13];
- наиболее рациональную ориентацию зданий и сооружений по
сторонам света;
- максимальную возможную блокировку зданий и сооружений;
- защиту прилегающей территории от эрозии, заболачивания,
засоления и загрязнения подземных вод и открытых водоемов сточными
водами и отходами производства;
- размещение объектов пожарной охраны.
А также учитывать:
- направление, скорость, продолжительность повторяющихся
ветров, штилей, туманов;
- вертикальную планировку складов ГСМ по отношению к другим
объектам.
3.3.14. Площадка для факельной установки должна быть
предусмотрена на генплане в соответствии с требованиями документа
[21]. Планирование площадки факела должно выполняться с
сохранением существующего рельефа. Расстояние от факельного ствола
до границы сооружений принимается с учетом допустимой плотности
теплового потока Правил [22] и противопожарных норм [12, 130].
Территория вокруг факельного ствола ограждается и обозначается
предупредительными знаками.
3.3.15. По периметру всех площадок необходимо предусматривать
ограждение из металлических сетчатых панелей по железобетонным
столбам h = 2,15 м.
3.3.16. Площадка для складов нефти и нефтепродуктов должна
быть предусмотрена на генплане в соответствии с требованиями норм
[23].
3.3.17. Сооружения и мероприятия по гражданской обороне
предусматриваются проектом в соответствии с правилами [240].
4. ОБОРУДОВАНИЕ И ОБВЯЗКА УСТЬЕВ СКВАЖИН
4.1. Фонтанная арматура должна соответствовать стандарту [24].
Для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов
фонтанная арматура с многорядным расположением колонны фонтанных
труб изготавливается и поставляется по специальным ТУ.
4.2. При техническом обосновании допускается изменять схему
фонтанной елки, однако наличие контрольной и рабочей задвижек по
направлению потока добываемого газа, независимо от параметров
среды, обязательно.
4.3. Фонтанная арматура должна обеспечивать эксплуатацию:
- малодебитных (до 100 куб. м/сут.) и среднедебитных (от 100
до 500 куб. м/сут.) скважин по одному отводу фонтанной елки;
- высокодебитных (более 500 куб. м/сут.) скважин по двум
отводам фонтанной елки;
- двухобъектных скважин и скважин с низкими пластовыми
давлениями, где потери давления необходимо свести к минимальным, а
среда не оказывает разрушающего действия на обсадную колонну - по
отводам фонтанной и трубной головки;
- скважин, где продуктом с забоя выносится значительное
количество породы, по верхнему отводу фонтанной елки по схеме 3
или 4 в соответствии со стандартом [24].
4.4. Фонтанная арматура по способу управления задвижками
(вручную, автоматически, автоматически и дистанционно) принимается
исходя из необходимости обеспечения надежной эксплуатации при
заданных условиях, технической и экономической целесообразности.
На каждом рабочем отводе устанавливается по одной автоматической
задвижке.
4.5. Обвязка эксплуатационных скважин должна отвечать
следующим требованиям:
- в составе обвязки устья скважины следует предусмотреть
клапан-отсекатель или другое устройство подобного назначения,
обеспечивающее автоматическое отключение скважин при разрыве
трубопровода-шлейфа. Клапан-отсекатель может не устанавливаться,
если в комплекс подземного оборудования включен приустьевой
клапан-отсекатель (глубина установки ~ 20 - 40 метров), или
забойный клапан-отсекатель, или фонтанная арматура имеет в своем
составе автоматические задвижки;
- на скважинах ПХГ следует устанавливать обратный клапан,
препятствующий выходу газа из скважины в период закачки. Если
клапан-отсекатель может пропускать газ в обоих направлениях, то на
скважинах ПХГ для режима закачки обратный клапан не
устанавливается;
- на скважинах ПХГ допускается не устанавливать
клапан-отсекатель, если он обеспечивает защиту скважины в течение
менее 0,5 периода отбора, и штуцер на скважинах с давлением менее
10 МПа;
- допускается штуцер на фонтанной арматуре не устанавливать, а
включать в обвязку скважины;
- в обвязке скважин должны устанавливаться показывающие
приборы (давление, температура). При наличии штудирующих устройств
эти приборы следует устанавливать до и после штуцера;
- в зависимости от поставленных задач могут устанавливаться и
другие устройства (оперативный замер расхода, контроль выноса
механических примесей и т.д.);
- должно обеспечиваться снижение давления до величины Р в
раб
трубопроводе-шлейфе (при необходимости);
- следует предусматривать установку предохранительного
клапана, если трубопроводы рассчитаны на давление ниже
статического;
- должна обеспечиваться возможность проведения работ по
глушению скважин, гидравлическому разрыву пласта, соляно-кислотной
обработке, перфорации и т.п., а также по исследованию скважин
(замер пластовых, забойных давлений и температур);
- отвод газа должен производиться на факельное устройство при
продувке скважины, освобождении трубопроводов обвязки и
срабатывании предохранительных клапанов. На скважинах
предпочтительней применение горизонтальных факельных установок с
устройством земляных амбаров. Предусматривается объединение
продувочных линий для глушения скважин и факельных систем;
- установку на кустах скважин емкостей для хранения
задавочного раствора следует решать в зависимости от удобства
эксплуатации. Объем задавочного раствора должен составлять не
менее двух объемов ствола одной скважины.
4.6. Требования к горизонтальным факельным установкам на
скважинах и на кустах скважин:
- на кустах газовых скважин следует применять горелочные
устройства простой конструкции, обеспечивающие сжигание продукта с
наличием механических примесей и жидкостных пробок. Например:
телескопическая конструкция горелочного устройства со смешением
газа с воздухом в несколько ступеней или обеспечение "настильного
горения" в амбаре;
- расстояние от скважины до факельного амбара должно быть не
менее 100 м. Амбар должен иметь емкость не менее 1,5 объемов
скважины, обвалование и уклон дна амбара в направлении от
горелочного устройства;
- предельно допустимая плотность теплового потока при
неограниченном пребывании персонала вблизи факельного амбара не
должна превышать 1,4 кВт/кв. м в соответствии с Правилами [22];
- розжиг факелов может предусматриваться как дистанционным,
так и ручным;
- факельные трубопроводы прокладываются в сторону амбара с
уклоном не менее 0,003. При невозможности выполнения этого
требования в пониженном месте устанавливается дренажная арматура.
4.7. Глушение скважин может производиться как через
стационарные, так и инвентарные задавочные линии. Место
подключения задавочного агрегата должно находиться за пределами
скважины на расстоянии не менее 15 метров от скважины, а на кустах
скважин - у автодороги куста в соответствии с руководящим
документом [25].
Для малодебитных скважин и скважин ПХГ стационарные задавочные
линии можно не предусматривать.
4.8. Трубопроводы обвязки скважин в пределах площадки скважины
(куста скважин) с избыточным давлением среды до 10 МПа следует
проектировать согласно нормам [26], а свыше 10 МПа, как
промысловые трубопроводы.
4.9. Давление гидравлических испытаний трубопроводов обвязки
скважин.
Задавочные линии, обвязочные трубопроводы устья скважин от
фонтанной арматуры до отсекающей задвижки перед газопроводом
(имеется в виду отсекающая арматура на выходе из одиночной
скважины в шлейф или перед выходом от скважины в газосборный
коллектор куста), ингибиторопровод (если таковой имеется) от
фонтанной арматуры до обратного клапана подвергаются
гидравлическому испытанию, при этом:
Р = п х Р ,
исп исп расч
где:
Р = Р + 2...5 (МПа);
расч ст
Р - статическое давление на устье скважин, МПа;
ст
2...5 - величина превышения статического давления в начальный
период глушения, МПа;
п - коэффициент испытания принимается по стандарту [27].
исп
Допускается превышение статического давления не учитывать,
если глушение скважины ведется со сбросом газа в атмосферу через
насосно-компрессорные трубы для снижения давления в затрубном
пространстве.
Остальные трубопроводы обвязки испытываются в соответствии с
правилами [26] или [30].
4.10. Для проведения подземного ремонта скважин, операций по
подъему и установке подземного оборудования у каждой скважины
должны предусматриваться следующие сооружения:
- площадка скважины;
- площадка под подъемный агрегат;
- площадка под приемные мостки;
- якоря для крепления оттяжек подъемного агрегата;
- поддомкратные тумбы (фундаменты) для подъемного агрегата;
- площадка для исследовательской лебедки.
Расположение якорей под силовые и ветровые оттяжки мачты
подъемного агрегата рекомендуется принимать по схеме для агрегата
АКРО-80 с учетом ее универсальности - пригодности для других
агрегатов: Р-80, А-50, "Бакинец".
Необходимо предусматривать передвижные или легко демонтируемые
площадки обслуживания, располагаемые по фронту фонтанной арматуры.
Твердое покрытие площадок по согласованию с заказчиком можно
не предусматривать. В этом случае указываются места установки
соответствующего оборудования.
Стационарные фундаменты и якоря для подъемного агрегата могут
и не предусматриваться. Работы проводятся с применением
инвентарных якорей, шпальной выкладки и т.п.
Площадки для ведения исследовательских работ с установкой
превенторов и лубрикаторов не предусматриваются. Эти работы
выполняются со строительных лесов или инвентарных разборных
площадок.
4.11. Сброс загрязненных стоков и глинистого раствора во время
проведения подземного ремонта скважин производить в инвентарные
емкости, которыми должны быть оснащены ремонтные бригады.
4.12. Территория вокруг устья скважин в пределах ограждения
должна быть спланирована. На месторождениях, расположенных в
малонаселенных районах, ограждение скважин не предусматривать.
4.13. При обустройстве малых месторождений решения по
применению фонтанной арматуры, обвязки устья скважин, ограждения
площадки устья скважин принимаются проектной организацией и
заказчиком.
4.14. Для малодебитных скважин с неагрессивными средами и
скважин ПХГ, расположенных на пахотных землях, стационарные
задавочные линии, стационарные системы сброса и подъездные дороги
рекомендуется не предусматривать, а площадки скважин ограждать.
4.15. Конструкция автодорог к кустам скважин на
месторождениях, расположенных во всех зонах строительства, в том
числе в зонах распространения вечной мерзлоты, тундры и болот,
должна приниматься на основе технико-экономических расчетов с
обязательным учетом мероприятий по охране окружающей среды [19] и
требований норм [12].
5. СИСТЕМА СБОРА ГАЗА
5.1. Система сбора и способы подготовки газа и газового
конденсата должны решать вопросы строительства и эксплуатации на
весь период разработки месторождения. В соответствии с проектом
разработки месторождения и исходя из общих требований правил [29]
на ГДП могут предусматриваться две системы сбора сырого газа:
децентрализованная и централизованная.
При децентрализованной системе сбора вся промысловая
подготовка сырого газа должна предусматриваться на УКПГ, каждая из
которых имеет набор технологического оборудования, обеспечивающего
подготовку газа к подаче в МГ или на ГПЗ. Для газоконденсатных
месторождений на каждом УКПГ необходимо предусматривать
строительство узлов предварительного разгазирования нестабильного
конденсата и использование эжектирования выделяемого газа для его
кондиционной подготовки за счет беззатратной технологии перед
подачей в МГ или ГПЗ.
При централизованной системе сбора предварительная подготовка
сырого газа должна предусматриваться на УППГ, расположенных каждая
на отдельной площадке, а окончательная на ГС, имеющих свою
самостоятельную площадку, причем ГС могут быть едиными для всего
месторождения или для нескольких месторождений. Для месторождений
с добычей газа 15 млрд. куб. м/год и более возможно строительство
нескольких ГС.
Оптимальность принятых решений должна подтверждаться
технико-экономическими расчетами.
5.2. Подключение скважин к УКПГ или УППГ на газодобывающих
предприятиях может быть индивидуальным или групповым
(коллекторным).
Индивидуальное подключение скважин осуществляется в следующих
случаях:
- если устьевые давления скважин различны (разность давлений
достигает 2,0 - 3,0 МПа и более), а использовать высоконапорные
скважины в качестве эжектирующих невозможно;
- если дебит одной скважины равен или больше максимальной
пропускной способности сепаратора первой ступени;
- при обустройстве отдельных разведочных скважин;
- при расширении объекта, скважины которого подключены
индивидуально.
В прочих случаях применяется групповое (коллекторное)
подключение скважин или кустов скважин к УППГ или УКПГ. В общем
случае вид подключения скважин должен определяться
технико-экономическими расчетами.
Замер дебита скважин при групповом (коллекторном) устройстве
системы сбора газа должен осуществляться подключением их к
замерному сепаратору по специальной замерной линии,
предусмотренной для этой цели.
5.3. Схема сбора газа может быть коллекторной, лучевой или
смешанной, а форма коллектора, число перемычек, лучей и т.д.
устанавливаются технико-экономическими расчетами в каждом
конкретном случае.
5.4. При обустройстве малых месторождений рекомендуется
лучевая система сбора газа от скважин к промплощадке МГДП,
расположенной, как правило, в центральной части площади скважин.
Число эксплуатационных скважин промысла обычно невелико и не
превышает 10 - 12, включая резервные. Наряду с этим допускается и
коллекторная система сбора газа.
Рекомендуется также при технико-экономической целесообразности
применение сосредоточенного размещения эксплуатационных скважин в
одном кусте, с расположением при таком кусте всей промплощадки
МГДП.
5.6. Для обустройства СПХГ рекомендуется централизованная
система сбора с индивидуальной обвязкой скважин, при которой сбор,
распределение и первичная обработка (первичная сепарация и замер
продукции скважин) осуществляется на площадках
газораспределительных пунктов (ГРП), а окончательная подготовка
газа к транспорту (осушка, НТС, охлаждение и компримирование) - на
площадке компрессорной станции.
Допускается совмещение площадки КС с одним из ГРП.
5.7. Гидравлический расчет системы сбора газа от скважин до
установок его подготовки к транспорту должен выполняться на базе
данных технологической схемы проекта разработки месторождения,
технических изысканий трасс системы сбора и другой проектной
документации на разработку месторождения, а также с учетом состава
и физико-химических свойств газа, газового конденсата и примесей.
5.8. Гидравлический расчет трубопроводов следует производить
по утвержденным на текущий момент методикам и руководствуясь
нормами [30] и [62].
5.9. Гидравлический расчет трубопроводов должен выполняться с
учетом:
- объема добычи газа и величины устьевого давления,
принимаемыми по данным проекта разработки месторождения (проекта
опытно-промышленной эксплуатации);
- наличия жидкости в газе (пластовая вода, конденсат газа);
- минимально допустимой скорости газа в шлейфах, достаточной
для выноса жидкости из трубопроводов (2 - 6 м/с);
- максимально допустимой скорости газа в шлейфах (~ 20 м/с);
- затрат на компримирование газа для восполнение потерь
давления в шлейфах.
6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ УСТАНОВОК ПОДГОТОВКИ ГАЗА
И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА К ТРАНСПОРТУ
6.1. Технологические схемы установок должны обеспечивать:
- прием пластовой смеси, поступающей из скважин;
- прием газа от УППГ;
- подготовку газа к транспорту на весь период разработки
месторождения, в том числе: очистку от мехпримесей и капельной
жидкости, осушку, отбензинивание (при необходимости), очистку от
агрессивных примесей (при необходимости), охлаждение газа перед
подачей в магистральный газопровод (при необходимости);
- стабилизацию газового конденсата (при необходимости);
- переработку газового конденсата (или его смеси с попутной
нефтью) в моторные топлива (при необходимости);
- пробоотбор на анализаторы периодического и автоматического
действия;
- подготовку и утилизацию отходов производства;
- утилизацию энергии;
- безопасное и безаварийное ведение всех процессов;
- учет товарной продукции промысла;
- охрану окружающей среды;
- приемистость установок, т.е. возможность их работы в
условиях уменьшения объема сырья и вырабатываемых продуктов;
- возможность ввода предприятия в эксплуатацию очередями и
отдельными объектами.
6.2. Разработка технологических схем установок должна вестись
с соблюдением технологических требований:
- повышения термодинамической эффективности и снижения
энергозатрат процессов;
- повышения степени извлечения целевых компонентов;
- повышения степени чистоты конечных продуктов;
- автоматизации работы установки с применением схем
оптимального регулирования и минимального числа обслуживающего
персонала;
- комбинирования процессов;
- обеспечения максимальной безопасности установок.
6.3. В схемы технологических установок следует закладывать
технические решения по рекуперации теплоты и утилизации его
вторичных источников (теплоты уходящих газов печей, выхлопных
газов газомотокомпрессоров и газовых турбин, горячего воздуха
агрегатов воздушного охлаждения, вытяжного воздуха в системах
вентиляции и др.). Экономическая целесообразность таких решений
должна быть подтверждена расчетом.
Технологические установки подготовки газа и конденсата к
транспорту следует применять в блочном и блочно-комплектном
исполнении. Они должны определяться составом сырья, количеством и
ассортиментом готовой продукции, которая должна быть получена на
предприятии в соответствии с утвержденным заданием на
проектирование.
6.4. В технологических схемах установок следует предусмотреть
возможность опорожнения технологических аппаратов, содержащих СУГ,
ЛВЖ, ГЖ и токсичные жидкости, с помощью насосов или любыми другими
способами (обеспечивающими требуемый уровень
пожаровзрывобезопасности) в емкости резервуарных парков или в
специально предназначенные для этой цели аварийные или дренажные
емкости, объем которых должен приниматься на 25% больше объема
направляемого в эти емкости продукта.
7. УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА
7.1. Установки подготовки газа (УПГ) должны проектироваться
как единый комплекс, состоять из одной или нескольких
технологических линий и оборудования общего технологического
назначения.
Примечание. К оборудованию общего технологического назначения
относится оборудование, входящее в состав технологической
установки (технологической линии) и обеспечивающее функциональную
работоспособность всей технологической установки (технологической
линии). Например: блоки дренажной емкости, топливного газа,
подогрева и подачи теплоносителя в обогреваемые места
технологического оборудования, отключающей арматуры на входе и
выходе с площадок УППГ, УКПГ и ГС, факельное хозяйство и т.д.
7.2. При выборе мощности УПГ на ГДП, СПХГ и МГДП следует
руководствоваться рядами мощностей, приведенными в Приложениях В
(не приводится), Г и Д соответственно.
7.3. В случае применения метанола в системе сбора следует
предусматривать мероприятия, позволяющие выделять из газа
метанольную воду и направлять ее на утилизацию. Способ утилизации
определяется технико-экономическим обоснованием.
7.4. 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. При отсутствии таких
данных в проект установок через определенный период вносятся
соответствующие изменения.
7.5. При размещении на одной площадке нескольких установок
(технологических линий) одного назначения, состоящих из одинаковых
блоков, необходимо обеспечить взаимозаменяемость этих блоков и
возможность переработки промежуточных потоков одной установки
(технологической линии) на другой. Кроме того, технологические
схемы установок, состоящих из нескольких технологических линий,
должны обеспечивать автономную эксплуатацию каждой линии и
возможность отключения оборудования без полной остановки
установки.
7.6. Очистка газа от механических примесей, капельной жидкости
осуществляется в сепараторах на УКПГ, УППГ, ГРП, в пылеуловителях
- на ДКС ГДП и КС СПХГ.
7.7. 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 [11] при подаче в магистральный газопровод.
7.8. Для осушки и отбензинивания газа принимаются следующие
типовые способы:
- абсорбционная осушка;
- адсорбционная осушка;
- низкотемпературная сепарация;
- низкотемпературная абсорбция;
- масляная абсорбция.
7.9. 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). Другие способы могут быть
применены при соответствующем ТЭО.
7.10. Степень насыщения осушителя влаги и его удельный расход
устанавливается с учетом режима процесса (Р, t), числа контактных
устройств в абсорбере, качества осушителя.
7.11. Количество подаваемого в абсорбер осушителя (гликоля)
определяется расчетом для каждого конкретного случая исходя из
начального влагосодержания поступаемого сырья, требований к
конечному продукту и конструкции абсорбера.
7.12. Потери осушителя при абсорбционной осушке газа не должны
превышать 0,02 кг (20 г) на 1000 куб. м газа для ДЭГа и 0,01 кг
(10 г) на 1000 куб. м для ТЭГа.
7.13. Установка абсорбционной осушки включает следующее
оборудование:
- абсорбер;
- теплообменники;
- холодильники;
- выветриватели;
- десорбер;
- промежуточные емкости;
- насосы и фильтры раствора.
7.14. Установка адсорбционной осушки включает следующее
оборудование:
- сепаратор сырого газа;
- адсорберы;
- воздушные холодильники;
- подогреватели газа;
- компрессоры для дожатия газа регенерации.
7.15. На газоконденсатных месторождениях для отбензинивания
газа могут применяться следующие способы:
- низкотемпературная сепарация;
- низкотемпературная абсорбция;
- масляная абсорбция.
В каждом конкретном случае выбор способа отбензинивания
определяется в результате технико-экономического обоснования.
7.16. 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.
7.17. На установках НТА охлаждение газа следует производить за
счет дроссель-эффекта, а при отсутствии его в схему необходимо
включать источник искусственного холода.
7.18. Установка НТА должна проектироваться на базе установки
НТС с добавлением абсорбционной колонны или с заменой
низкотемпературного сепаратора абсорбером-сепаратором.
7.19. Для обеспечения кондиции газа установка масляной
абсорбции должна сочетаться с установкой осушки газа.
7.20. Установка масляной абсорбции включает следующее
оборудование:
- сепаратор;
- абсорбционную колонну или абсорбер-сепаратор;
- установку регенерации абсорбента.
7.21. Принимая во внимание, что 1,5 - 2% отбора газа при
разработке малых месторождений способствуют длительному сохранению
высоких устьевых давлений, для МГДП рекомендуется принимать единый
технологический процесс осушки и отбензинивания газа методом НТС с
впрыском метанола. Метод рекомендуется как для газоконденсатных,
так и для чисто газовых месторождений с высокими устьевыми
давлениями с использованием для получения низких температур холода
дроссель-эффекта, а также за счет подключения турбодетандерного
агрегата или установки получения искусственного холода и аппаратов
воздушного охлаждения.
7.22. Проектом установки НТС должен быть предусмотрен узел ее
будущего подключения к турбодетандеру или источнику получения
искусственного холода.
7.23. На СПХГ выбор технологической схемы подготовки газа
осуществляется в зависимости от типа и структуры ПХГ и на
основании технико-экономических расчетов. На ПХГ, создаваемых в
истощенных газовых бесконденсатных месторождениях, рекомендуется
абсорбционная осушка газа раствором гликоля. На ПХГ, создаваемых в
газоконденсатных или нефтяных месторождениях, подготовку газа,
содержащего конденсирующиеся углеводороды С , рекомендуется
5+В
осуществлять способом НТС, обеспечивающим одновременную осушку и
отбензинивание газа. Кроме того, способ НТС может быть
рекомендован для осушки газа, отбираемого из хранилищ в водоносных
пластах при высоком давлении отбираемого газа. При наличии
сероводорода, оставшегося в залежи, предлагается абсорбционный
(аминовый) способ сероочистки с последующей утилизацией кислых
газов.
7.24. 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.
При проектировании станций охлаждения газа следует
руководствоваться правилами норм [71].
8. УСТАНОВКИ СЕРООЧИСТКИ ГАЗА
8.1. Технология подготовки газа, содержащего агрессивные
примеси H S и СО , принципиально не отличается от подготовки
2 2
бессернистого газа, за исключением необходимости очистки газа от
этих примесей.
Требования настоящего раздела распространяются на
проектирование технологических установок сероочистки газа для
МГДП, ГДП и СПХГ.
8.2. По содержанию агрессивных примесей H S и СО все
2 2
месторождения классифицируются на:
- месторождения с неагрессивной средой, с содержанием H S -
2
менее 0,0013% об., СО - менее 1% об.;
2
- месторождения с агрессивной средой, с содержанием Н S -
2
более 0,0013% об., СО - более 1% об.
2
8.3. В свою очередь, месторождения с агрессивной средой
подразделяются на:
- малосернистые, H S - от 0,0013 до 3% об., СО - от 1 до 4%
2 2
об.;
- высокосернистые, H S - от 3 до 6% об. и более, СО - от 4 до
2 2
6% об.
8.4. 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 с помощью водных растворов аминов (МЭА,
ДЭА, МДЭА), 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).
8.5. Принятая классификация достаточно условна, так как
оптимальный метод очистки газов может быть применен в различных
сочетаниях и выбирается в каждом конкретном случае индивидуально в
зависимости от исходных данных и требований к конечному продукту.
8.6. В общем случае, при проектировании установок сероочистки
следует руководствоваться правилами норм [32].
8.7. Для высокосернистых газов в качестве типового
предлагается аминовый способ очистки.
8.8. Для очистки от сероводорода малосернистых газов могут
использоваться два типа способов: окислительные и адсорбционные.
Если в составе этих газов концентрация СО во много раз (20 -
2
30) выше, чем концентрация H S, то для них предпочтительны
2
окислительные способы очистки.
8.9. В соответствии с требованиями [11] в газе, подаваемом в
магистральные газопроводы, содержание сероводорода не должно
превышать 0,7 г/100 куб. м, содержание двуокиси углерода не
регламентируется. Поэтому при очистке газа от сероводорода
двуокись углерода может удаляться не полностью и поступать в
магистральный газопровод в таком количестве, чтобы низшая теплота
сгорания транспортируемого газа составляла не менее 32,5 МДж/ст.
куб. м. При селективном извлечении мощность установок очистки
газа, определяемая по количеству поглотителя, во много раз меньше
мощности установок с применением неселективных процессов.
8.10. Проектирование установок сероочистки газа растворами
аминов и адсорбционным способом следует выполнять с учетом
требований подраздела 10.2 норм [32].
8.11. Установка аминовой очистки газа включает следующее
оборудование:
- абсорбер;
- сепараторы;
- теплообменники;
- выветриватель;
- десорбер;
- испаритель;
- холодильники;
- насосы;
- фильтры амина.
8.12. Установка очистки газа гидроокисью железа включает
следующее оборудование:
- контакторы;
- сепараторы;
- насосы;
- регенератор;
- эжектор;
- емкости.
8.13. Установка очистки газа методом адсорбции включает
следующее оборудование.
- адсорберы;
- печь подогрева газа регенерации;
- сепараторы;
- теплообменники рекуперации;
- фильтры пылеуловители.
8.14. Состав и параметры природного газа, поступающего на
очистку, нормами не регламентируются и должны приниматься в
соответствии с заданиями на проектирование обустройства
месторождения и учитываться при проектировании установок
сероочистки.
8.15. Для подготовки сероводородсодержащего газа малых
месторождений необходимо провести весь комплекс очистки от
агрессивных примесей в соответствии с вышеизложенными методами
очистки. Основной характеристикой для выбора способа очистки
сероводородсодержащего газа малых месторождений, кроме доведения
параметров газа до требований соответствующего стандарта, является
количество извлекаемой из газа серы (мах).
8.16. По количеству извлекаемой из газа серы маломощные
сернистые месторождения можно квалифицировать на три группы:
- группа 1 - с извлечением серы до 1 т/сут.;
- группа 2 - с извлечением серы до 10 т/сут.;
- группа 3 - с извлечением серы до 100 т/сут.
8.17. Для месторождений группы 1 могут быть рекомендованы
следующие безутилизационные способы очистки от сероводорода:
- адсорбция сероводорода твердыми хемосорбентами на основе
окислов железа с получением твердых нетоксичных отходов;
- абсорбционно-окислительный - с использованием хелатного
железа и со сбросом серы в отвал после фильтрации из раствора без
специальной обработки, т.к. она не является токсичным продуктом.
8.18. Для месторождений группы 2 рекомендуется
абсорбционно-окислительный метод очистки с выделением серы в
процессе регенерации сорбента.
Применение абсорбционно-окислительного метода экономически
целесообразно для месторождений с извлечением серы примерно до 3 -
5 т/сут. В случае, когда в исходном сыром газе наряду с Н S
2
присутствует и СО , то диапазон экономичности окислительного
2
метода расширяется в сторону более высокой производительности по
сере тем в большей степени, чем выше концентрация СО в исходном
2
газе.
8.19. Для месторождений группы 3 при соотношении H S и СО в
2 2
исходном газе > 1,0 рекомендуется широко применяемый в газовой
промышленности абсорбционно-этаноламиновый способ сероочистки газа
с переработкой сероводорода в серу по классическому методу Клауса.
8.20. Качество газа после установки сероочистки по
допустимому содержанию H S и меркаптановой серы должно
2
удовлетворять требованиям государственного стандарта [31] при
применении его в качестве сырья и топлива для промышленного и
коммунально-бытового использования или отраслевого стандарта [11]
при подаче в магистральный газопровод.
9. УСТАНОВКИ СТАБИЛИЗАЦИИ КОНДЕНСАТА
9.1. Возможны следующие способы стабилизации конденсата:
- ступенчатая дегазация;
- одно- или двухколонная ректификация.
Основным способом стабилизации, обеспечивающим минимальные
потери целевых фракций стабильного конденсата, является одно- или
двухколонная дебутанизация.
9.2. Выбор способа подготовки конденсата зависит от его
состава и целесообразности получения из него товарных продуктов:
пропан-бутановых фракций и стабильного конденсата.
9.3. Состав и качество стабильного конденсата должны
соответствовать требованиям [33].
9.4. Установки стабилизации конденсата в колоннах
9.4.1. При колонной подготовке нестабильного конденсата могут
быть приняты схемы деэтанизации и дебутанизации.
9.4.2. В процессе деэтанизации и дебутанизации конденсата
одновременно со стабильным конденсатом может предусматриваться
получение этана, газов углеводородных сжиженных, пропан-бутановых
фракций (ПБФ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и т.д.
9.4.3. Газы углеводородные сжиженные, предназначенные в
качестве топлива для коммунально-бытового потребления и
промышленных целей, должны удовлетворять требованиям [34]. Широкая
фракция легких углеводородов должна удовлетворять требованиям
[35].
9.4.4. При выборе способа стабилизации конденсата (одно- или
двухколонной) следует учитывать содержание в сыром конденсате
этана, пропан-бутановых фракций и наличие потребителей этих газов:
- при содержании ПБФ, достаточном для прибыльной реализации
потребителям, стабилизацию следует осуществлять по двухколонной
схеме с получением газов деэтанизации, ПБФ и стабильного
конденсата;
- при содержании ПБФ, не достаточном для прибыльной
реализации, стабилизацию рекомендуется проводить по одноколонной
схеме дебутанизации;
- газы деэтанизации, стабилизации конденсата рекомендуется
направлять в поток товарного газа путем эжектирования или
компримирования. Выбор способа подачи газа обосновывается
технико-экономическим расчетом. Необходимость дополнительной
подготовки этих газов определяется при проектировании.
9.4.5. Установки стабилизации конденсата (УСК) должны
проектироваться как единый комплекс, состоять из одной или
нескольких технологических линий и оборудования общего
технологического назначения.
9.4.6. Мощность и схема УСК зависят от состава и количества
сырого (нестабильного) конденсата.
9.4.7. В зависимости от принятого способа в составе УСК должно
быть предусмотрено следующее основное оборудование:
- колонна деэтанизации;
- колонна дебутанизации, предназначенная для отделения
(ректификации) от конденсата, поступающего из колонны деэтанизации
ПБФ при двухколонной схеме стабилизации или газов стабилизации -
при одноколонной схеме;
- рекуперативные теплообменники "конденсат - конденсат",
- аппараты воздушного охлаждения (АВО) паров ПБФ;
- печь подогрева циркулирующего конденсата;
- насосы перекачки циркулирующего конденсата и орошения;
- дренажные и аварийные емкости для слива продуктов из
аппаратов, трубопроводов, насосов, обеспечивающие прием в случае
аварийных ситуаций и откачку на повторную обработку либо в
резервуарный парк на временное хранение;
- рефлюксная емкость.
9.4.8. УСК располагают на УКПГ, ГС или отдельной площадке.
9.4.9. Сырьевой резервуарный парк для УСК необходимо
предусматривать только при ее расположении на отдельной площадке.
9.4.10. Направление подачи готовой продукции с УСК
определяется проектом в зависимости от дальнейшего использования
конденсата.
9.4.11. Нестабильный конденсат следует хранить на территории
УСК как сжиженный нефтяной газ с учетом требований [36, 37].
9.5. Установки концевые трапные
9.5.1. На промплощадке УСК проектом предусматриваются
установки концевые трапные (УКТ) с предварительным нагревом
конденсата в теплообменниках для достижения требуемого по
стандарту [33] давления насыщенных паров стабильного конденсата.
Из УКТ выветренный конденсат направляется в резервуарные парки для
товарной продукции и на насосные для перекачки.
9.5.2. В составе УКТ должны быть предусмотрены теплообменники
для подогрева конденсата и трапы для его ступенчатого
разгазирования при снижении давления до атмосферного. Количество
ступеней выветривания определяется в зависимости от состава и
физико-химических свойств сырого конденсата.
9.5.3. Из резервуарного парка конденсат может направляться или
|
