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, нe 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 дросселирования 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 отсутствует 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 выше минус 40 °С допускается использовать при температуре ниже минус 40 °C 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 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 установелен 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 ступени.

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 коллекторами, 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 смежные КЗ 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.